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GyP vende sus áreas maduras para invertir en Vaca Muerta

GyP venderá a Oilstone su participación en áreas maduras en producción para concentrarse en sus activos en Vaca Muerta, donde está asociada a las principales operadoras de la cuenca.

La empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) se desprenderá de su participación en áreas maduras en producción para concentrarse en sus activos en Vaca Muerta, donde está asociada a las principales operadoras de la cuenca.

La petrolera estatal neuquina pidió autorización al Ministerio de Energía para la aprobación de la operación de venta de su participación en La Dorsal, un conjunto de yacimientos convencionales que desde 2015 opera Oilstone: Bajo Baguales, Cutral Co Sur, Ranquil Co Norte, Puesto Cortadera, Loma Negra, Neuquén del Medio y Portezuelo Minas.

Se trata de una superficie de 861 km² que cuenta con 460 pozos que producen apenas 15 m3 cúbicos diarios de petróleo y 200 mil m³ por día de gas. GyP venderá el 60% de su participación a Oilstone, que hoy detenta el 40% restante.

La petrolera provincial recibió en carácter de aporte del Estado Provincial los yacimientos de La Dorsal en 2014. La empresa neuquina cedió el 10% de las áreas La Amarga Chica y el 15% de Bajada de Añelo a cambio de 82 millones de dólares, la mitad la cobró el Estado Provincial en efectivo y la otra mitad en especie (las áreas convencionales que quedaron en manos de GyP).

“Eran áreas en producción muy maduras, pero que le permitían a GyP tener un flujo de fondos para su mantenimiento mientras la actividad en los bloques de Vaca Muerta iba madurando. Esa transacción implicaba que GyP tenía que operar esas áreas, pero veníamos de una experiencia negativa en la operación del área Aguada del Chañar, con lo cual operarlas nosotros mismos no hubiera sido muy lógico en ese momento y por eso se decidió contratar a Oilstone como operador porque ya operaba las áreas vecinas”, señaló a +e, Alberto Saggese, presidente de la compañía del estado provincial. La petrolera privada tiene concentrada toda su operación en las áreas vecinas y ello implicaba una importante baja de costos de operación por las sinergias que se generaban, aseveró.

Alberto Saggese Presidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP)

Cuando se hicieron los estudios, se determinó que para mantener la producción era necesario invertir 15 millones de dólares, fondos que la empresa provincial no tenía forma de aportar. La solución fue sellar un acuerdo con Oilstone, que aportaría el financiamiento y a su vez iría adquiriendo un porcentaje de participación mayor en el negocio, hasta llegar a un 40%.

Como GyP tiene el 10% de participación, deberá desembolsar 12 millones de dólares para explorar el potencial del shale en el área Aguada de Cánepa, que opera PAE. Parte de esos fondos provendrán de la venta de las áreas de La Dorsal.

“Era un plan a tres años, a partir del cual no iba a haber muchas posibilidades más por la madurez de las áreas, algo que se dio un poco más tarde. Por esa razón habíamos puesto una cláusula en el contrato que estableció que, a los cinco años de iniciado, GyP a su solo juicio podía exigir a Oilstone la compra del 100 % de las áreas. Es importante aclarar que no es que ellos podían comprar sino que GyP puede ejercer el derecho a vender. También se estableció la fórmula sobre la cual se determinaría el precio de las áreas para evitar especulaciones posteriores”, explicó Saggese.

“Todas las áreas no convencionales en las que tenemos participación nos generan una producción propia de 300 m3 por día de petróleo y La Dorsal apenas 15 m3/día. Por su baja producción, perdieron importancia porque nuestros ingresos vienen de los proyectos no convencionales y además iniciamos las operaciones junto con Pan American Energy (PAE) en Aguada de Cánepa, con lo cual necesitamos dinero para aportar a dichas operaciones no convencionales en la que tenemos el 10 % de participación”, agregó el presidente de GyP.

En diciembre del año pasado, las compañías recibieron la concesión del bloque ubicado en la ventana de producción de petróleo de la formación Vaca Muerta. En la etapa piloto, que contempla un periodo de cinco años, se comprometieron a invertir 120 millones de dólares para perforar 10 pozos horizontales de 3.000 metros de longitud lateral.

Como GyP tiene el 10% de participación, deberá desembolsar 12 millones de dólares para explorar el potencial del shale en el área que opera PAE. Parte de esos fondos provendrán de la venta de las áreas de La Dorsal.

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