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YPF da de baja acuerdo para exportar GNL en sociedad con un grupo holandés

YPF da de baja acuerdo para exportar GNL en sociedad con un grupo holandés
Pagará u$s150 millones a Exmar para finalizar el contrato que le permitía transportar el combustible en una barcaza del grupo europeo
Por Andrés Sanguinetti
19.10.2020 21.30hs Negocios

Unos días después del anuncio presidencial para el impulso de la producción de gas en la zona de Vaca Muerta, la petrolera estatal YPF rescindió un millonario contrato de licuefacción del combustible que había sido firmado durante la anterior gestión macrista en la compañía.

Se trata del acuerdo que había sellado Miguel Gutiérrez en el 2018 con las empresas Exmar Energy Netherlands y Exmar Argentina mediante el cual el grupo extranjero cedió a YPF una barcaza licuefactora que le iba a permitir al país, por primera vez en su historia, comenzar a exportar GNL (gas natural licuado) e industrializar el gas argentino. 

Mediante el contrato, se instaló en Bahía Blanca la barcaza licuefactora denominada Tango FLNG, que recibiría gas natural de YPF para licuarlo y exportarlo al mercado global. La barcaza arribó al país en febrero del 2019 y el inicio efectivo de la producción sucedió durante septiembre, momento desde el cual se produjeron cinco cargamentos de GNL, cuatro de ellos con destino al mercado internacional, y uno entregado a IEASA en Escobar.

Pero la llegada de la pandemia del Covid-19; el negativo impacto económico que las decisiones sanitarias tuvieron en el sector de los hidrocarburos y supuestas políticas erróneas de la anterior gestión de Cambiemos en los negocios de YPF cambiaron el escenario y la ecuación del negocio, que se tornó una pesada carga para la petrolera que hoy preside Guillermo Nielsen.

Barcaza
La barcaza Tango FLNG de Exmar.

Por qué se frenó la operación

En su momento, se pensó que la nave iba a permitir comercializar el gas de Vaca Muerta a los más de 40 países importadores de GNL en el marco de lo que era el primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina, el tercero en el mundo y que iba a incluir a Argentina dentro del selecto grupo de países exportadores de GNL.

Nada de eso terminó ocurriendo, como tampoco aceleró la monetización de las reservas de gas natural del país; ni la llegada de nuevos capitales para explorar y desarrollar aún más los recursos de Vaca Muerta. Mucho menos, logró generar ingresos por más de u$s200 millones por año.

Por el contrario, YPF acaba de establecer la  finalización de los acuerdos de chárter y servicios de licuefacción de la barcaza Tango FLNG y también cerró  los reclamos arbitrales iniciados por Exmar del pasado 15 de julio "no teniendo estas compañías nada más que reclamar a YPF por los mismos (incluyendo, pero no limitado a, la suma facturada de u$s35 millones), tal como se informa en el comunicado enviado por la petrolera a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Como parte del acuerdo de rescisión del contrato, YPF se compromete a abonar u$s150 millones, con un pago inicial de u$s22 millones, mientras que la suma restante se cancelará en 18 cuotas mensuales.

Este convenio evita la continuidad del reclamo judicial que había iniciado Exmar debido a la suspensión de los pagos de facturas pendientes que había decidido YPF como parte de las medidas que se vio obligada a cumplir por los efectos de la pandemia. En ese momento, Exmar rechazó la declaración e inició un proceso de arbitraje en Londres que, con el acuerdo ahora suscripto para terminar los contratos y finalizar el arbitraje mediante el pago de esos u$s150 millones que incluye el monto correspondiente a las facturas pendientes de pago.

Como consecuencia de esta negociación YPF logra evitar la continuación de un contrato ruinoso o eventualmente una resolución arbitral con un resultado sustancialmente más gravoso al contenido del acuerdo.Según fuentes del mercado energético local, los fundamentos del acuerdo que hace dos años firmó YPF con el grupo holandés se fundamentaron en la necesidad de obtener una salida a la producción de gas natural durante el período estival e ir adquiriendo experiencia en el mercado global de GNL.

Sin embargo, las fuentes estiman que, para poner en marcha este proyecto y hacerlo rentable se subestimaron o no se atendieron adecuadamente una serie de factores relevantes que se subestimaron durante la anterior gestión de Gutiérrez.

Guillermo Nielsen, presidente de YPF.
Guillermo Nielsen, presidente de YPF.

Cuestionamientos al plan de la gestión anterior

En este sentido, cuestionan la duración de los acuerdos, que se extendían por una década pero sin una cláusula de salida por un monto de hasta u$s1.100 millones, valor al cual además se le debían sumar otros costos para YPF con terceras partes y una inversión inicial de u$s20 millones.

Otro de los cuestionamientos se basa en la preparación que tenía la barcaza para procesar 2,5 MMm3/día de gas natural cuando el país produce 110 MMm3 diarios; y almacenar 16.100 m3 de GNL cuando un barco metanero tarda con esta barcaza unos 40 días en ser cargado con el consiguiente costo de espera.

Para los expertos, ambos factores  resultaron ser negativos para tener escala y encarar un negocio competitivo en un mercado global con un contrato inflexible a 10 años. Especialmente, cuando el precio de break-even del GNL que necesitaba el proyecto para ser rentable era superior a los u$s10 millones por MMBTU.

En este marco, la gestión de Gutiérrez había establecido pagos mensuales a Exmar por el contrato previstos de entre u$s5 millones y u$s8 millones por mes durante esos 10 años, sin que la empresa hubiese mitigado los costos del proyecto con una contractualización de largo plazo.

En todos los casos, los precios alcanzados con las exportaciones de la barcaza fueron sustancialmente menores a los esperados y a los necesarios para cubrir los costos del proyecto, resultando en un promedio de u$s3,2 por millón de BTU.

Y si bien las exportaciones iniciales se habían planteado con el objetivo de llegar a los u$s200 millones anuales, las primeras ventas al exterior solamente alcanzaron los u$s40 millones, lo que terminó arrojando una pérdida por u$s145 millones entre septiembre del 2019 y septiembre pasado.

Es más, el valor nominal de ese rojo se estima en aproximadamente u$s800 millones, en el caso de que el proyecto hubiese continuado hasta el 2029 considerando las actuales proyecciones de precios de GNL.

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