Buenos Aires (EP) 24 de May. – Con los bloques adquiridos este año a Pluspetrol, GeoPark aspira a incrementar su producción en el país. Según su director, Alberto Matamoros, la Argentina escala posiciones dentro del portafolio regional de la empresa.

La historia de GeoPark seguramente no es tan holgada como la del hermoso edificio –un pétit hotel de ocho pisos que perteneció a la familia Zuloaga, construido a fines del siglo XIX– donde funciona su sede en Buenos Aires, a escasos metros de la plaza San Martín en Retiro. Sin embargo, la suya guarda también ribetes que merecen ser contados.

La esencia de esta petrolera independiente listada en la Bolsa de Nueva York se explica, en buena parte, por la continuidad del equipo de profesionales formados en Petrolera San Jorge. Cuando esa compañía pasó a manos de Chevron, en septiembre de 1999, los ejecutivos argentinos que integraban el área de G&G de San Jorge se reinsertaron en GeoPark, una petrolera fundada en 2001 que hoy posee una producción neta de 35.000 barriles diarios de petróleo (boepd) desde cinco países. En total, su producción operada asciende a 60.000 boepd. Si esa oferta se concentrara en la Argentina, la operadora se posicionaría como la tercera petrolera del país, sólo por detrás de YPF y Pan American Energy (PAE).

El proceso de crecimiento de GeoPark podría definirse como de afuera hacia adentro. La empresa estableció primero operaciones en el exterior –es el tercer productor privado de Colombia, donde extrae cerca de 50.000 barriles diarios de crudo, y explota gas en Chile– y ahora, ya desde una plataforma consolidada, aspira a incrementar su presencia en la Argentina.

GeoPark está transitando un proceso de take-over de tres bloques adquiridos a Pluspetrol en la Cuenca Neuquina, a la vez que está explorando otro campo en el mismo play asociado con Wintershall. Es parte de la estrategia para fortalecer su presencia en toda Latinoamérica.

Alberto Matamoros, director de las unidades de negocio de la Argentina, Brasil y Chile, anticipó, en esa línea, que uno de los objetivos principales es ingresar a México y que la empresa participará de una ronda de inversiones de Petrobras en Brasil (a priori, en bloques onshore).

«La región es la de mayor potencial hidrocarburífero después de Medio Oriente. Carece de conflictos bélicos y cuenta con un know-how adecuado gracias a muy buenas universidades, formación y profesionales. Además, al haber sido una zona dominada desde sus inicios por las majors o las empresas nacionales, ahora es un terreno fértil para las petroleras independientes», resume el directivo en diálogo con Revista TRAMA.

Aficionado a la fotografía desde hace más de 30 años, Matamoros se sumerje en una breve charla técnica con la fotógrafa sobre iluminación y encuadre e inmediatamente retoma los objetivos de GeoPark para este año. De los casi 60.000 bep que produce, entre 33.000 y 34.000 son exclusivamente de su propiedad. «Para 2018, la organización proyectó un aumento productivo de entre el 15% y el 20%, aunque la incorporación de nuevos bloques en la Cuenca Neuquina y la suba del precio del crudo podrían motivar una corrección hacia arriba de esa estimación», se ilusiona.

¿Qué representa para la compañía el mercado argentino?

Recientemente fortalecimos nuestra presencia aquí con la obtención de tres bloques en la Cuenca Neuquina, que ofrecen un upside de desarrollo y otro exploratorio con conceptos de producción de tight gas. En unas semanas haremos el closing y empezaremos a operar. En el último año dimos énfasis a las tareas de búsqueda. Es posible que en el corto o mediano plazo el desarrollo de estos activos posicione a la Argentina en el segundo lugar de la cartera de GeoPark, detrás de Colombia.

Hoy los bloques producen casi 3.000 barriles diarios, un 10% de los más de 30.000 netos de la empresa, y ofrecen mucho potencial, ya que no habían recibido inversiones significativas en desarrollo. La actividad de pulling para mantener la producción básica fue exigua, dado que Pluspetrol tenía otros objetivos. Para nosotros, en cambio, es prioritario trabajar desde la optimización de la producción base como también por los upsides mencionados, que son las características que rastreamos.

¿En qué consisten los nuevos conceptos exploratorios y cuál es el rol del equipo técnico?

Realizamos operaciones similares a las de las petroleras canadienses que levantaron entre 2004 y 2007 la escasa producción de activos en Perú y Colombia a través de la aplicación de nuevas ideas. Nuestro equipo técnico, de G&G, fue autor del hallazgo de más de 800 millones de barriles y del descubrimiento de El Trapial, uno de los yacimientos más grandes del país. Su pericia se refleja en los resultados.

En Chile, la producción del bloque Fell, prácticamente abandonada por ENAP, creció de 0 a 8.000 barriles a partir del uso de las nuevas ideas técnicas. En Colombia, en tanto, la perforación cercana al pozo original permitió un aumento de 0 a 55.000 ó 60.000. Si se excluye a Ecopetrol, que domina el mercado con 500.000 barriles sobre los 800.000 nacionales, GeoPark es el segundo operador privado.

En la Argentina, hallamos en agosto pasado una reserva de 300 barriles diarios API 28 en el bloque exploratorio CN-V de la Cuenca Neuquina. Mientras atravesamos la etapa de evaluación del campo, junto con Wintershall se está delineando un plan de exploración y desarrollo para lo ya descubierto.

¿Definieron un plan de trabajo para los tres bloques que compraron a Pluspetrol?

Hay uno a priori, conceptual, elaborado al momento de evaluar el activo para comprarlo. Estamos en el proceso de take-over, reuniendo información complementaria para detallarlo. Dentro de 8 o 10 meses tendremos uno para desarrollo, mientras que la fase exploratoria demandará toda esta temporada.

Por otro lado, cuando el precio del petróleo aumenta, como sucede ahora, adecuamos el plan operativo a la flamante situación del mercado. Una de las ventajas de GeoPark es la flexibilidad, que se traslada a la planificación.

¿Cuál es el mayor atractivo del mercado local?

Todo el headquarter técnico, de G&G, está en Buenos Aires. Hubo mucho movimiento con operaciones de fusiones y adquisiciones o de venta de activos desde los u$s 40 millones hasta los u$s 1.000 millones.

GeoPark posee mucho know-how para aportar y ya demostró, fruto de las crisis, adaptación a los cambios y capacidad para valorizar yacimientos que no son parte del core business de las majors, como ocurre con los activos de Pluspetrol. Si se extrapola ese ejercicio a YPF u otras empresas grandes, podemos contribuir significativamente con el crecimiento energético nacional.

¿A qué cuencas argentinas apuntan?

Nuestro foco está en áreas de la Neuquina, la Cuyana, la Austral y la del Golfo, que tiene abundantes horizontes petroleros de optimización a través de los work-over, las recuperaciones secundarias, y sobre la cual parte de nuestro equipo cuenta con experiencia.

Otro grupo también operó con Chevron en la Cuenca Austral-Magallanes, pero no trabajamos allí, sino en los reservorios Springhill y Tobífera del lado chileno, donde estamos evaluando el potencial no convencional en tight gas. En la Argentina priorizamos la Neuquina y el Golfo San Jorge.

¿Qué desafíos afronta el gobierno para potenciar el ingreso de petroleras independientes al Upstream?

Es prioritario que aliente a las majors a desprenderse de activos donde no tienen interés o que no forman parte del core de su negocio. Sería positivo no sólo para las compañías independientes, sino también para el desarrollo energético del país.

Más empresas como GeoPark incrementarían la curva de producción del petróleo convencional. Llevamos esta visión al Ministerio de Energía, aunque no de forma directa. Si bien nuestro foco es el crudo convencional, también tenemos el know-howpara trabajar en no convencional, dado que quienes forman parte de GeoPark ya han participado en shale en Estados Unidos y en la Argentina.

¿Evalúan activos como Vaca Muerta u otras formaciones de rocas generadoras de hidrocarburos?

Esas inversiones son de otra escala, por lo cual encarar el proyecto de manera aislada no es una opción. Sin embargo, con un socio de mayor tamaño podemos contribuir técnica y operativamente en función de nuestro conocimiento del reservorio.

¿Cómo se ubica la Argentina en el mapa de la licencia social?

Cada país es muy diferente. En Chile no hay un problema social, es estable macroeconómicamente, las regalías son bajas (un 3% para el gas y un 5% para el petróleo) y las tasas son pequeñas (menos del 20%). Sin embargo, no se regula el elemento de superficiarios, por lo cual se debe negociar directamente con el dueño del campo para perforar un pozo o armar una planta.

Colombia es el caso opuesto: la tasa es del 40%, las regalías arrancan en un 9% y el transporte es caro. Allí nuestro proyecto soporta esos precios y es rentable a partir de los u$s 25.

En el medio hay grises. La Argentina no está mal: las regalías son del 15% (dependiendo del lugar), la estructura del impuesto a las ganancias permite deducciones para que sea bajo, el transporte es barato y el elemento superficiario está regulado.

En Perú las regalías son muy competitivas, el impuesto a las ganancias relativamente bajo, y se añade la dificultad de operar en la selva y de relacionarnos con las comunidades de distintas etnias.

El valor agregado de GeoPark es su plataforma en cinco países (a la que se puede sumar México en breve), con equipos montados en cada lugar y expertise en las distintas problemáticas técnicas, sociales y gubernamentales.

¿Qué comportamiento del valor del crudo esperan para este año?

Somos conservadores para pronosticar precios. No armamos alocadamente un plan de trabajo con la hipótesis del WTI a u$s 70. Lo interesante del porfolio de GeoPark es su diversificación en regiones, timelines y riesgos, con partes en petróleo y en gas, con activos más resilientes que dan frutos a partir de los u$s 20 ó u$s 25 y otros que dan rendimientos más atractivos desde los u$s 40.

El actual incremento del valor enciende otros activos que se suman a la base, ya que la disponibilidad de la infraestructura y los equipos permite reactivar los pozos automáticamente.

¿Se mantendrá la meta de producción total de 55.000 a 60.000 barriles o puede aumentar?

El plan presentado a la Bolsa y a los accionistas refería a un aumento del 15% al 20% en 2018, con una inversión de entre u$s 100 millones y u$s 110 millones. Sobre la base del pequeño incremento del crudo, probablemente se ajuste al alza. Además, en el momento de la presentación no estaba cerrado el activo de la Argentina.

¿Cuál es la política de la firma en cuanto a la incorporación de socios?

Continuamente evaluamos la incorporación de socios estratégicos, siempre que nosotros seamos los operadores y ellos compartan los mismos valores y filosofía de trabajo. Nos hemos asociado con la empresa LG y con el IFC del Banco Mundial. En Brasil exploramos alianzas para ir a las rondas de desinversión de los bloques de Petrobras. En Colombia, nuestro socio operatorio en los Llanos es Parex, que se conforma de la porción más exploratoria de PetroAndina tras su escisión. Y en Perú hacemos lo mismo para el Morona.

Cuatro mercados a su cargo

Nacido en Coronel Pringles, en la Pampa Húmeda, Matamoros se formó como ingeniero mecánico en la Universidad Nacional del Sur e inmediatamente comenzó su carrera en Astra gracias a un programa de jóvenes profesionales. Allí trabajó tres años en un yacimiento mendocino, en la Cuenca Cuyana. Desde el año 2000, su recorrido continuó en Chevron, donde pasó por El Trapial, por la Cuenca Austral y por yacimientos de petróleo pesado en Estados Unidos, donde vivió cinco años.

En 2014 regresó al país para trabajar en GeoPark. Primero se desempeñó como ingeniero de Operaciones, luego estuvo a cargo de la operación de Chile y en 2016 asumió las unidades de negocio de la Argentina, Chile, Brasil y Perú.

Gentileza EconoJournal