Hidrocarburos: la oportunidad de las petroleras "boutique" y el futuro de la Vaca Muerta mendocina

El petróleo y la producción de hidrocarburos ha sido históricamente uno de los principales ingresos de Mendoza a través de las regalías, aunque en los últimos años el sector no haya dado los frutos que acostumbraba. Lucas Erio, director de Hidrocarburos, visitó los estudios de Radio Post 92.1, y en diálogo con el equipo de "Tenés que saberlo", mostró optimismo de cara al futuro de la industria en Mendoza.

"Somos optimistas porque estamos en un momento de transición, en un punto de quiebre en la industria. Lo que está pasando con la salida de YPF es histórico, entonces estamos viviendo una transición que nos invita a pensar y a creer, y los datos lo avalan, de que van a venir tiempos de mejor producción sobre todo en temas de hidrocarburos para Mendoza", explicó Erio.

El funcionario añadió: "Los hidrocarburos son un recurso no renovable, lo que se sacó no vuelve. Aparte, hay que poner en contexto que después de mucho tiempo en Mendoza, YPF decidió retirarse así como de Mendoza de muchas áreas maduras a lo largo y ancho del país porque lo que para YPF era rentable en ese momento, ahora ya no lo es".

El director de Hidrocarburos explicó que no hay una característica que defina un área madura y que hay que tener en cuenta aspectos técnicos y económicos: "YPF lo denomina maduro porque ya sacó petróleo, lo explotó durante 30 o 40 años y para YPF ese campo es maduro porque no le es rentable seguir operándolo. Ahora, hay otras empresas, más pequeñas que es el modelo que está viniendo y por el cual tenemos esperanzas de que las perspectivas van a ser mejores, con costos más bajas, sin tantos activos en Argentina, y lo que para YPF es un pozo maduro, para esa empresa es un pozo con una enorme potencialidad o muchas oportunidades".

En esa línea, añadió: "Muchas veces vemos que se han perforado pozos, porque YPF durante los 70, 80 o 90 realizó muchas campañas exploratorias, y muchos de los pozos los dejaron inactivos. Esos pozos quedaron y nosotros vemos que muchas empresas que están entrando a la provincia ven esos pozos como una oportunidad en ese pozo que se perforó hace mucho y que quizás produjo poco e YPF lo dejó".

A su vez, explicó que al tratarse de diferentes "capas" de profundidad que no fueron exploradas no hay certezas de que sea el mismo petróleo o que tenga características diferentes al extraído: "Cualquier empresario o cualquier persona que emprende, a medida que va adquiriendo mayores activos, mayores unidades de negocio, mayor trabajo, algunas cuestiones que quizás en otro momento eran de interés o que le daban mayor rentabilidad, se va a concentrar donde mayor rentabilidad hay".

En referencia a esto, agregó: "YPF a lo largo y a lo ancho del país durante la historia de los hidrocarburos argentinos, perforó por todos lados, y se concentró donde le interesaba. Ahora está haciendo lo mismo, nada más que en el no convencional, en Vaca Muerta, Neuquén. Entonces aparecen estas empresas, que probablemente son empresas tecnológicas, pero que no manejan los estándares de excelencia operacional, con oficinas de primer nivel: YPF tiene una torre en Puerto Madero, donde monitorea la perforación de todos los pozos que se van haciendo, es increíble".

Erio explicó que todo esto requiere un costo y una estructura que los pozos "maduros" de Mendoza no resisten: "Sí se justifica, y el interés de las empresas en las licitaciones de la provincia, demuestran una señal del mercado de que a esas empresas sí les es de interés, sí les es rentable y sí están estudiando estas capitas que quizás no produjeron, que sí están estudiando perforar nuevos pozos en otras formaciones, sí están estudiando en explorar. Nosotros estamos buscando incentivar absolutamente todo eso para que esas empresas se animen, para que pueda repuntar la producción, para que podamos salir de este momento de estancamiento de la producción y que podamos despegar".

El clúster norte y el ingreso de Petróleos Sudamericanos

El ingreso de Petróleos Sudamericanos en el clúster norte de YPF dejó una gran cantidad de despidos y, según Erio, esto se debió a una reestructuración de la empresa: "En sintonía con lo que venía explicando de la optimización de estructuras más pequeñas, de contratos por ahí sobredimensionados para la estructura. Recordemos que, por ejemplo, en el clúster norte, las áreas que hoy tiene Petróleos Sudamericanos, el corte de agua de esas áreas es alrededor del 97 o 98%. El corte de agua es de 100 mililitros de líquido que se extraen, 98 son de agua y 2 son de petróleo, es un corte de agua altísimo, estamos hablando de 98 mililitros de agua, 2 mililitros de petróleo en 100 mililitros de líquido".

En esa línea, amplió: "Lo que sucede es que la formación es productiva, sigue produciendo, hay instalaciones de superficie, hay toda una red de ductos, tenemos la refinería y sigue siendo rentable sacar ese 2% de petróleo de las áreas del clúster norte. Nosotros vemos los números de la dirección de hidrocarburos e YPF estaba perdiendo plata, nosotros lo vemos y lo analizamos, porque como autoridad de aplicación tenemos acceso a los números y a los datos y vemos que esas áreas para YPF no eran rentables".

Además, agregó: "Petróleo Sudamericano optimizó la estructura: una de las cosas es la renegociación de contratos, quizás ir a tareas más de operación más multitasking, como llamamos ahora, es decir que la misma persona, en el abanico de tareas que hay que hacer, pueda absorber diferentes tareas. Eso, si no se hacía, una empresa privada que quiere ganar plata tiene que cerrar el yacimiento. Ahora nosotros estamos interesados en ver qué otras posibilidades aparte de eso. En seguir incorporando reservas: que no se siga sacando ese 2%, sino aparte de ese 2%, qué más podemos sacar, qué más podemos hacer, qué más podemos explorar".

A su vez, añadió que ante la salida de YPF es necesario "repensar la industria": "¿Qué hemos hecho nosotros como Gobierno? Esas áreas del clúster norte operaban con un porcentaje de regalía del 15% aproximadamente. El gobierno le redujo la regalía al 7%, menos de la mitad de la regalía que pagaba porque nosotros entendemos, viendo los números sabemos que la empresa pierde plata, con ese porcentaje de regalía tiene que poner plata para operar, con esa estructura, tiene que poner plata para operar. En ese contexto, el Gobierno renunció para poder estirar la vida útil del convencional, porque sino la vida útil se acorta, la cantidad de años remanente que le queda al área es mucho menor".

Por otro lado, el funcionario se refirió a lo sucedido con Aconcagua Energía, que amagó con ser un boom y terminó quedando rezagada: "Son cuestiones de la empresa. Nosotros no nos metemos een las fuentes de financiamiento de las empresas. Entendemos que el contexto en el cual Aconcagua fue a buscar deuda al mercado para financiarse y para reestructurar su deuda, tuvo algunos aspectos que en el contexto no fueron los mejores. Eso hizo que quedara en la situación que quedó y que Tango Energía, en su reconstitución o en la reconfiguración de la sociedad, pasara a ser el socio mayoritario en el 93%. Es una empresa venía operando bien, que nosotros la veíamos con proyección, pero tenía una deuda que en el momento en el cual fue a buscar deuda para refinanciar su deuda, no lo consiguió y quedó en esta situación".

El viaje a Emiratos Árabes Unidos y el futuro de la Vaca Muerta mendocina

El director de Hidrocarburos de Mendoza señaló que el viaje de la comitiva mendocina al Golfo Pérsico fue más amplio que solamente petróleo, sino que abordó diferentes sectores productivos como agro, minería o energía renovable: "Los Emiratos Árabes Unidos producen la mayor fuente de riqueza del petróleo convencional y que en un contexto en el cual Mendoza produce un corte de agua alto y las oportunidades están en Argentina en el no convencional de Vaca Muerta, nosotros estamos ahí también asomando nuestra Vaca Muerta, la misión comercial sí tenía varios aspectos, no solamente el petróleo".

Sobre el futuro del yacimiento Vaca Muerta en Mendoza, Erio señaló que se está llevando a cabo un proceso de desrisqueo, para eliminar o disminuir el riesgo geológico: "Eso se hace explorando, con inversión. Tenemos actualmente un proyecto de YPF, que nosotros lo nombramos como algo positivo, porque en este contexto en el cual YPF decide irse de todos los activos que no les son rentables, donde no les interesa porque está puesto su foco en Vaca Muerta Neuquén, que se haya quedado con parte de la Vaca Muerta de Mendoza, cuando a YPF no le tembló el pulso irse, habla de que hay potencialidad y de que pueda venir su desarrollo".

En esa línea, añadió: "Hizo dos pozos que fueron a Vaca Muerta en el lado de Mendoza. Estimamos que en los próximos meses, para el año que viene, van a haber nuevas perforaciones de YPF en Vaca Muerta Mendoza, sumado al compromiso que ya tiene la empresa de un pozo vertical y dos ramas horizontales de 2.500 metros. Adicional a estos proyectos de YPF, se suma el proyecto de la UTE Quintana TSB, que es la UTE que ganó el Cluster Norte. YPF vendió áreas en Malargüe y esta UTE Quintana TSB adquirió algunas de las áreas de Malargüe que tiene YPF y comprometió un proyecto piloto de 44 millones de dólares en un área que se llama Cañadón Amarillo, donde van a explorar también Vaca Muerta".

Finalmente, marcó que se llevará a cabo una Sísmica 3D para explorar de manera más eficiente: "Después van a poder ver dónde ubican un pozo puntual para perforar también Vaca Muerta. Tango Energía, porque son tres empresas que están viendo Vaca Muerta Mendoza, ha manifestado las intenciones también de explorar en un bloque que se llama Payunia Este, de explorar Vaca Muerta Mendoza también", concluyó.