En un escenario de desinversión y denuncias de ocultamientos de reservas, el área de Aguaragüe vio caer su producción gasífera de 3,6 millones de metros cúbicos diarios, en 2006, a 1,5 millones.
El volumen actual de la producción del citado bloque de San Martín está expresado en el contrato que aseguró a YPF, Tecpetrol, Petrobras, la Compañía General de Combustibles (CGC) y Ledesma otros 14 años más de explotación del área que tienen adjudicada desde 1992.
La concesión vencía en noviembre de 2017, pero la Provincia la extendió por otros diez años, hasta 2017.
La prórroga se firmó pese a que en los yacimientos de las Sierras de Aguaragüe, Campo Durán y Madrejones ni siquiera se verificó el incremento productivo del 15% que el gobierno puso como condición, hace un año, para evitar la quita de concesiones de gas y petróleo.
Lejos de cumplirse esa exigencia, la producción de Aguaragüe siguió cayendo en 2012 y está hoy un 52% abajo de lo que estaba hace seis años.
Esta drástica caída, por cierto, no parece ser ajena a los ocultamientos de reservas y producciones que denunció el empresario Miguel Francisco Esper desde Tartagal.
El titular de Perelco, una de los primeras contratistas que trabajaron para las operadoras de los yacimientos del norte, advirtió a las autoridades de la reestatizada YPF sobre la existencia de documentación probatoria de maniobras fraudulentas con las que Repsol y otras petroleras asociadas empezaron a exportar gas desde Bolivia a la Argentina a precios un 400% más altos que los de sus yacimientos en Salta.
Hoy, en efecto, el millón de BTU (unidad de comercialización equivalente a unos 27 metros cúbicos) se paga en los pozos del país a menos de 3 dólares, mientras que por el gas que entra desde Bolivia a Campo Durán se abonan 11 dólares. Mucho más caro aún (18 dólares) es el gas natural licuado (GNL) que llega en buques.
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En un escenario de desinversión y denuncias de ocultamientos de reservas, el área de Aguaragüe vio caer su producción gasífera de 3,6 millones de metros cúbicos diarios, en 2006, a 1,5 millones.
El volumen actual de la producción del citado bloque de San Martín está expresado en el contrato que aseguró a YPF, Tecpetrol, Petrobras, la Compañía General de Combustibles (CGC) y Ledesma otros 14 años más de explotación del área que tienen adjudicada desde 1992.
La concesión vencía en noviembre de 2017, pero la Provincia la extendió por otros diez años, hasta 2017.
La prórroga se firmó pese a que en los yacimientos de las Sierras de Aguaragüe, Campo Durán y Madrejones ni siquiera se verificó el incremento productivo del 15% que el gobierno puso como condición, hace un año, para evitar la quita de concesiones de gas y petróleo.
Lejos de cumplirse esa exigencia, la producción de Aguaragüe siguió cayendo en 2012 y está hoy un 52% abajo de lo que estaba hace seis años.
Esta drástica caída, por cierto, no parece ser ajena a los ocultamientos de reservas y producciones que denunció el empresario Miguel Francisco Esper desde Tartagal.
El titular de Perelco, una de los primeras contratistas que trabajaron para las operadoras de los yacimientos del norte, advirtió a las autoridades de la reestatizada YPF sobre la existencia de documentación probatoria de maniobras fraudulentas con las que Repsol y otras petroleras asociadas empezaron a exportar gas desde Bolivia a la Argentina a precios un 400% más altos que los de sus yacimientos en Salta.
Hoy, en efecto, el millón de BTU (unidad de comercialización equivalente a unos 27 metros cúbicos) se paga en los pozos del país a menos de 3 dólares, mientras que por el gas que entra desde Bolivia a Campo Durán se abonan 11 dólares. Mucho más caro aún (18 dólares) es el gas natural licuado (GNL) que llega en buques.
Los puntos de acuerdo
El acuerdo de la prórroga, que rige desde fines de 2012, contempla compromisos de inversión por 36 millones de dólares en los primeros dos años y el pago de un aporte especial extraordinario equivalente al 25% de las regalías. Estas, recordemos, están fijadas actualmente en un 12% y el porcentaje adicional las llevaría al 15%. El aporte se pagará sobre los volúmenes de producción declarados por las empresas que explotan el gas y condensado de petróleo de los pozos de Aguaragüe.
Las empresas también abonarían una renta extraordinaria del 1%, pero sólo en el caso -hoy lejano- de que el gas salteño alcance valores de comercialización equivalentes al 70% de los precios que paga el país por las importaciones desde Bolivia y en barcos (GNL).
El adicional sería del 2% (si el equivalente superara el 80%) y del 3% (por encima del 90%).
Para el caso del petróleo, la renta extraordinaria del 1% correría a partir de un precio del barril de crudo que supere los 90 dólares. Sería del 2% si el valor de comercialización del barril de crudo salteño superara los 100 dólares y del 3% si llegara a ubicarse por encima de los 110 dólares.
Por otra parte, las empresas ofrecieron pagar por la prórroga un bono de 5 millones de dólares. La cancelación de esta suma se pactó en tres cuotas semestrales, iguales y consecutivas de 1.666.667 dólares. El primer vencimiento operó el pasado 21 de diciembre, la segunda cuota deberá efectivizarse el 21 de junio y la última, el 21 de diciembre próximo.
Inversiones en exploración condicionadas por los precios
En el contrato de prórroga que el Ejecutivo provincial aprobó por decreto 3694/12, las petroleras asociadas en Aguarage comprometieron inversiones en exploración por un monto mínimo de 30 millones de dólares. Esta cláusula tiene una llamativa salvedad puesta a favor de las empresas. “El compromiso de inversiones establecido en este artículo (el octavo del contrato) sólo deberá ser ejecutado si YPF y las empresas asociadas firmantes perciben efectivamente durante al menos 12 meses consecutivos como precio del gas natural proveniente de las concesiones un monto superior a los 4 dólares por cada millón de BTU, y la ejecución de las tareas deberá comenzar con posterioridad a la fecha en que concluya el referido período de 12 meses”. Esta cláusula, con los valores vigentes en la actualidad, exime a las petroleras asociadas en la UTE Aguarage de dichas inversiones.
En otro artículo de la prórroga, las empresas aceptaron priorizar en sus contrataciones a empresas de servicios de la región, siempre y cuando igualen condiciones de capacidad técnica, responsabilidad, disponibilidad, calidad y precios con oferentes foráneas.
En otra cláusula, las petroleras que explotan Aguarage ofrecieron dar prioridad en sus ventas de gas a empresas que tengan su actividad comercial principal en la provincia, pero sólo hasta una cantidad equivalente al 10% de la producción total del área (con los valores actuales el tope sería de 150 mil metros cúbicos). Las empresas beneficiadas con la prórroga ofrecieron, en otro punto del contrato firmado con la Provincia, pagar un aporte único de 350.000 dólares, como contribución al fortalecimiento institucional de la Secretaría de Energía de Salta. El decreto que aprobó estas condiciones fue firmado por el gobernador Juan Manuel Urtubey el 6 de diciembre último y publicado en el Boletín Oficial cinco días después. En la explotación de Aguarage, YPF participa con un 39% del negocio. Tecpetrol,30%; Petrobras un 20%, Compañía General de Combustibles (CGC) otro 6% y Ledesma el 5% restante.
100 MILLONES DE DOLARES CUESTA UN SOLO POZO / Los US$ 36 millones de inversión comprometidos en Aguarage, en dos años, son una cifra exigua, ya que un solo pozo profundo, como el último que se perforó en Tuyunti, insume 100 millones de dólares.