Las metas de crecimiento en los activos de hidrocarburos marginales. El rol de los incentivos a la producción dispuestos por el gobierno nacional. Y la búsqueda de socios y aportes de capital con inversores extranjeros.

-Cómo está conformado hoy el negocio de exploración y producción de hidrocarburos de Indalo

-La división petróleo del Grupo Indalo, está conformada por dos CIAS, Petrolera Cerro Negro y Oil M&S E&P, entre ambas tenemos un paquete de 14 activos, 12 son exploratorios y 2 comerciales, con 1 en producción (Cerro Negro y otro próximamente a estarlo que es Pampa María Santísima Este).

Los bloques en Argentina son Jáchal y Niquivil en la Pcia. de San Juan, Rio Diamante en la Pcia. De Mendoza, Puesto Zuñiga en la Pcia. de Rio Negro, Cerro Negro, Pampa María Santísima Oeste y Este, en la Pcia. de Chubut, y Gran Bajo Oriental, Lago Cardiel, Guanaco Muerto y Laguna Grande, Mata Amarilla, Piedra Buena en la Pcia. de Santa Cruz. Nuestra política es balancear el perfil de la compañía para invertir más en la faz comercial. Por eso apuntamos a fortalecer la producción en nuestro activo Cerro Negro  de Chubut, un campo de 186 km2, que cuenta con registración sísmica en un 70%, con unos volúmenes de producción màs que interesantes: del orden de 10.000 m3 y 9000 Km3 de gas  por pozo.

-¿Hacia dónde apunta el Plan Estratégico de la compañía?

-Nuestra visión es enfocarnos en los campos convencionales en Argentina, que no son de gran productividad, sino campos marginales y situarnos como un operador con buena rentabilidad en campos marginales. Para lo cual decidimos centrarnos en la operación y aumentar la participación en áreas que tiene que ver más con este tipo de negocio.  El 99% de nuestro plan tiene foco en esa estrategia  de negocios. Cuando hablamos de marginal nos referimos a pozos que producen menos de 5.000 m3.

Para un proyecto de esta magnitud, hay que romper el paradigma predominante en la Argentina, donde hay compañías operadoras y de servicios, y prácticamente no hay empresas integradas. Hoy en día es vital contar con esta oferta de servicios para desarrollar nuestra actividad. Nuestro negocios está basado en Siete Palancas y una de ellas es la integración de los servicios, porque si no la estructura tarifaria hace imposible el abordaje de estos campos.

Este es un modelo que en EE.UU. se usa mucho pero aquí es impensado integrar la rentabilidad entre la petrolera y la empresa de servicios.  Es impensado compartir rentabilidad con otras empresas de servicios, cuando un campo marginal no la produce y hacia ese punto nos estamos dirigiendo.

 Nuestro plan estratégico contempla un pico de producción de gas de 150Km3/día de gas y 800 m3/día de petróleo. Esto supone una facturación de petróleo de 128 MU$D/anuales. Con los  valores de petróleo y de gas que dadas las promociones que ha lanzado el gobierno últimamente, como Gas II o Petróleo Plus anteriormente, podremos desarrollar un modelo distinto para campo marginales, enfocándonos en el costo. La productividad de la Cuenca del Golfo, en Chubut, no va a cambiar.  Tenemos claro que no vamos a encontrar productividades muy grandes, pero vamos a lograr optimizaciones del costo a través del modelo que estamos empleando.

-¿Son áreas 100% de Oil M&S o hay asociaciones con el Estado?

-Sí, son áreas 100% nuestras, con un potencial de facturación de US$ 128.000.000/año de ventas. En esta áreas tenemos un crudo de 26° - 27° API, una cromatografía de gas de 9.300 kilocalorías, un poder calorífico normal, no tenemos liquido asociado a gas. La situación ha mejorado con los incentivos del Estado Nacional, a través de Gas II, para las pymes petroleras.

El estímulo consiste en aportar en caso de que el volumen de gas diario crezca, un subsidio que ronda alrededor de los US$ 7,5 el MBTU. Un ejemplo: Se define una producción base, esa producción base para el caso de nuestro activo son 45.000 m3. Todo el excedente se paga al precio mencionado aun cuando yo tenga un contrato firmado con una compañía equis por un precio inferior. En definitiva, puedes vender tu gas a US$ 7.5 o a un mix entre este máximo y tu precio de venta actual. Hoy estamos vendiendo nuestro gas a Pan American Energy a un precio acorde al mercado, con esta iniciativa casi estaríamos  duplicando el valor.

Actualmente, estamos terminando de armar una planta de gas para poder vender gas directamente a la red y buscando proveedores para este gas. Los volúmenes que vamos a homologar en el mercado van a ser de 60.000 m3/día en una primera instancia para a posteriori llegar a los 150.000 Km3/día, que son volúmenes importantes para lo que es la Cuenca. La gran virtud que tiene Cerro Negro es que el desarrollo del campo nunca fue concebido desde el punto de vista del gas, porque en aquella época tenía muy poco valor. Hoy hemos terminado cinco reparaciones de pozos y tenemos valores de producción impactantes para lo que se suele tener en la Cuenca del Golfo: caudales iniciales de 150.000 m3 /día por pozo.

-¿Y el precio del barril cómo está?

-El precio del barril tiene sus alteraciones, durante diciembre alcanzamos muy buenos valores, estábamos en US$ 71 por barril. Pero con el incentivo fiscal, el precio del barril se va a US$ 85 aproximadamente,  esto en Petróleo Plus. Siempre y cuando obtengas en el año  un reemplazo de reservas en el ejercicio por un factor mayor de 0,8. Se toma una producción base y cobras un porcentaje por la producción incrementada. Cuanto más producís, más ganas. La idea es crecer en donde podamos desarrollar este esquema. No podemos tener una dispersión geográfica muy grande, es otra palanca de nuestro modelo y estamos trabajando en esta línea.

-¿Cuál es la meta de facturación 2014? ¿Hay búsqueda de financiamiento y socios?

-La meta a fin de año es de US$ 27.000.000 en Cerro Negro. Para el trienio, con el volumen de inversiones que nosotros estamos planteando con las sociedades que estamos buscando, estamos hablando de cerca de US$ 120.000.000 de ventas y de US$ 100.000.000 de inversiones. Estamos analizando con quien asociarnos, en varios data room.

Hay inversores de China, inversores americanos, fondos de inversión de Londres, por suerte tenemos 5 o 6 compañías que están interesadas en nuestro bloque de Cerro Negro y en nuestro bloque Pampa.Y creemos que son los que nos van a permitir acceder a un financiamiento muy difícil de conseguir en Argentina. Estamos hablando de US$ 60.000.000 en tres años, es lo que necesitamos para poder  hacer que los flujos de caja libre sean positivos.

-¿Hay algún objetivo en No Convencionales?

-La verdad que no. No es el target de la empresa y no contamos con el capital para poder hacerlo, porque todavía queda mucho convencional para trabajar.   Nuestra compañía tiene un portfolio de pozos de costo de desarrollo de US$ 13/ barril. Activos sumamente atractivos. Nuestros pozos tienen 1.200 m y generan 120.000 barriles. Son como todos los de la Cuenca del Golfo, dan 30 y 35 % de la producción en el primer año y después declinan muy lentamente.

-¿Cuál es el modelo de gestión para integrar los servicios?

-Dentro de este modelo operativista, estamos tratando de integrar nuestros servicios. Por ejemplo hoy, la operación y el mantenimiento del campo los hacemos nosotros, lo cual tiene muchas ventajas. Lo mismo queremos hacer con la perforación. Estamos tratando de armar varias compañías en una sola. Tenemos una muy buena experiencia en Cerro Negro: queremos controlar el nivel de tercerización y tomar control de las actividades  core business de nuestra CIA.

- ¿Cuáles son los pro y los contra para invertir hoy en la industria petrolera argentina?

-Tenemos una muy buena oportunidad. En el campo convencional falta muchísimo por ver. Hay activos que por los modelos operativos vigentes, no son atractivos para compañías grandes pero sí para la gestión exitosa de empresas pequeñas. El no convencional en algún momento va a explotar pero falta muchísimo y los montos de inversión son muy grandes, destinados a compañías de gran porte.  Pero los campos convencionales marginales, creo que todavía tienen mucho para dar. Para dar una idea, Cerro Negro tiene 180 km2 de área y tenemos 7 km desarrollados, tenemos muchísimo para hacer.

-¿Sin estímulos fiscales, este negocio funciona en Argentina?

-Son la clave: dentro de las siete palancas que mencioné, los estímulos fiscales son lo más importante. Que exista Petróleo Plus y Gas II, y que haya modelos de contratación diferentes para los campos marginales es un paso importante para el país. Contar con normas como las de Brasil, Ecuador, Colombia y hasta Venezuela, donde la marginalidad es analizada por las autoridades de aplicación y les dan los estímulos para desarrollar el campo es algo que se puede hacer en muchos campos convencionales marginales  de Argentina. Para que puedan comenzar a desarrollarse de manera sustentable, generando más empleo y dando más ganancias. En la búsqueda de volver al autoabastecimiento, que cada uno aporte su pequeño grano de arena. Estos incentivos son catalizadores de pequeñas pymes petroleras que realmente pueden dar mucho que hablar.

¿Cómo fue la experiencia exploratoria en provincias no petroleras, como San Juan?

-El caso de San Juan es un área muy particular. Si bien se han encontrado rastros de petróleo y algo de emanaciones de gas en el pozo que realizamos en Jáchal, se hizo más de lo que se debería haber hecho, se invirtieron cerca de $40.000.000 que para una empresa como Oil m&s no es una suma menor; pero no se encontró lo que se esperaba. Por eso, comparando costos de desarrollo y riesgo exploratorio en una provincia no convencional, versus los bloques comerciales que ya poseemos, se decidió poner el foco en otra área de nuestro negocio.

-¿Hubo otras desinversiones?

-No son desinversiones, sino cambios de enfoque. Cerro Negro tiene este año una campaña de 13 work over, por US$ 3.500.000, y vamos a invertir otra cantidad similar en instalaciones y estudios de Geología y Geofísica con varias empresas prestigiosas de la Argentina. Este año el presupuesto total de inversiones ronda los US$ 8.000.000 y está un 99.9% incorporado en los dos bloques comerciales.

-¿Cómo fue el primer trimestre del año?

- Además de lo dicho, nos afectó el implemento de la compra de gas de GNL en enero. Se compró más GNL del que se tenía que comprar, como es de público conocimiento, porque se esperaba más calor en febrero y marzo. Esto hizo que las refinerías se “topearan” con fueloil y un hubo mercado para el crudo Escalante. Eso a nosotros nos complicó. El mercado refinero está muy volátil. Pero lo importante son estos planes de incentivos y algún otro que estamos trabajando en las provincias que les interesa la producción marginal.

-¿Cómo es la relación con Chubut?

Tenemos una excelente relación con la provincia. Son muy claros en lo que quieren y cómo lo quieren; la Ley 17- 102 es muy concreta, nos permite saber cómo debemos trabajar. Chubut tiene un aspecto sobre del artículo 89, que abre un espacio para discusión y reglamentación en los campos marginales, y sobre eso estamos trabajando.