“Faltan detalles mínimos”, dijeron fuentes vinculadas a la negociación, al ser consultadas por El Caletense . La respuesta fue en torno a la próxima firma del acuerdo por el que Fomicruz recibirá los boques que devolverá YPF, iniciando un proceso de transición que concluirá con la nueva concesión a operadores privados.

Uno de los aspectos centrales para poder firmar el acuerdo es el vinculado al pasivo ambiental, algo en lo que el gobierno provincial habría alcanzado un acuerdo con la operadora de bandera.

Según las fuentes consultadas, dicha solución estará basada en un programa de remediación a 5 años, del que se hará cargo YPF, en base al monitoreo anual presentado por la operadora y que deberá ser certificado por la UBA u otra Universidad de similar prestigio.

Una vez determinados los pasivos, la compañía tendrá el plazo mencionado para proceder a la remediación, mientras que también en ese lapso deberá proceder al abandono definitivo de los pozos, de acuerdo con las normas ambientales vigentes, que las nuevas operadoras determinen que no podrán ser reactivados.
Se estima que, sobre un total aproximado de 10.000 pozos, alrededor de un 70% serían pasibles de ser recuperados plenamente para su explotación, mientras que otros 3.000 deberían ser cerrados definitivamente, durante el citado período de 5 años.

La cifra final surgirá de la evaluación que realizarán las nuevas operadoras, en base a condiciones de mercado que deberán atender el nuevo contexto para poder seguir produciendo.
Con esos términos acordados, el memorándum de entendimiento entre las partes estaría en condiciones de firmarse el próximo miércoles 19 de marzo.

Obligación de venta del 50% del crudo a YPF

Otro de los alcances del acuerdo a punto de firmarse contempla el destino que se dará al petróleo producido en Santa Cruz. De acuerdo con fuentes que conocen los términos de la negociación, se habría acordado que las nuevas operadoras deberán vender el 50% de la producción del crudo obtenido a YPF, mientras que el resto podrá venderlo a otros compradores.

Las características del petróleo de la cuenca San Jorge, de bajo contenido de azufre y mayor viscosidad, lo vuelven necesario para producir una mezcla con los crudos livianos de Neuquén, para responder a las características de las refinerías del país (están configuradas para procesar una mezcla de 65% de livianos y 35% de crudos livianos).
Lo que no pueda colocarse en el mercado interno, las nuevas operadoras tendrán la opción de buscar mercados de exportación, algo que en años anteriores se pudo hacer a partir de la venta externa del crudo denominado "Cañadón Seco".

La necesidad de bajar costos a menos de 30 dólares por barril

Para que el nuevo esquema funcione, las partes vienen dialogando sobre la necesidad de reducir los costos de producción, para que los campos maduros del norte santacruceño vuelvan a tener viabilidad.
“Los pozos de Santa Cruz producen 1 metro cúbico de petróleo por día, son áreas marginales y todas las partes vamos a tener que entender eso”, advirtió uno de los hombres que conoce los términos de la discusión.

Por eso, en el sector se asegura que será fundamental acordar políticas de incentivo, como las que se plasmaron en la ley de Emergencia Hidrocarburífera que aprobó recientemente la Legislatura. En esa norma se contempla la posibilidad de reducir regalías para las áreas que serán devueltas por YPF, entre otras medidas de alivio fiscal, que podría incluir también a los Ingresos Brutos.

Por otro lado, también se pone límite a la expectativa de recuperar la totalidad de los trabajadores que firmaron los retiros voluntarios acordados con YPF. Con más de 2.500 retiros, se advirtió que no todos podrán ser reincorporados, aunque esto surgirá después de la evaluación que se hará entre los puestos de trabajo que se requiera cubrir en el nuevo esquema.

Sumado a un mercado internacional con precios en baja, las partes involucradas coinciden en que el esquema operativo podrá mantenerse siempre y cuando esa referencia no baje de un precio de 65 dólares por barril.
“Si todas las partes podemos entender que las áreas de Santa Cruz son marginales, que tienen una producción muy baja y nos ponemos de acuerdo en la necesidad de bajar el costo por barril, que hoy está cerca de 50 dólares, a menos de 30, entonces vamos a poder volver a producir”, reflexionó una de las fuentes consultadas.

El grupo de operadoras que se hará cargo de las concesiones sigue integrado por la mayoría de las ya mencionadas por El Caletense desde comienzos de año, con CGC, Crown Point, Patagonia Resources, , Roch y una nueva operadora regional, que se incorporaría ante el retiro de ALPA.

“Tenemos que adaptarnos y avanzar a un esquema de producción similar al de CAPSA, que redujo los costos y hoy no supera los 30 dólares por barril -reflexionó otro de los consultados-. Si no hacemos eso, va a ser imposible, pero si lo conseguimos, podemos tener producción con muchos proyectos de recuperación secundaria y terciaria, como hizo la operadora de Chubut en Diadema y Pampa del Castillo”.