La salida de YPF de las áreas convencionales golpeó de lleno a varias provincias que ya venían enfrentando una fuerte declinación en esas áreas petroleras. Mendoza es una de las jurisdicciones que se está adaptando al nuevo escenario de la mano de un grupo de empresas más chicas que reemplazaron a la petrolera controlada por el Estado nacional. En diálogo con el Diario de la AOG, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza analizó el nuevo escenario y detalló la política que vienen llevando adelante para recuperar la producción hidrocarburífera convencional.
–Mendoza produce diariamente unos 9000 m3 de petróleo (56.600 barriles) y 1,5 millones de m3 de gas y ocupa el cuarto lugar en el ranking de producción. Usted señaló que el objetivo principal es volver a estar entre las tres provincias líderes. ¿Qué medidas están tomando para lograrlo?
–Todas las cuencas de producción convencional del país han venido con un declino pronunciado desde fines de la década del 90. Las últimas campañas exploratorias grandes de YPF en el no convencional fueron hace 30 años. Si eso se conjuga con la creciente inversión en Vaca Muerta a partir de 2013, termina siendo una tormenta perfecta para la producción convencional. Hay que llevar adelante una reingeniería dentro de esa subindustria. Mendoza ya venía con algunas políticas para revertir la caída con incentivos fiscales a través del programa Mendoza Activa. Las herramientas de política económica que tienen las provincias son limitadas porque el gran peso tributario viene de impuestos nacionales, pero en la pospandemia aplicamos una rebaja en el impuesto a los sellos y a los ingresos brutos. Ya no está vigente, pero sirvió para que a partir de 2023 se dejara de declinar al 8% para retroceder a solo el 1,5%. Incluso en 2024 la producción empezó a crecer al 0,5%.
–¿También aplicaron una baja de las regalías?
—-Impulsamos una reducción de regalías que tiene distintos capítulos. En las concesiones vigentes se aplica sobre la producción incremental, pero ahora la novedad es que el nuevo pliego que aprobamos hace un mes, adaptándolo a las modificaciones de la ley 17.319 introducidas por la Ley de Bases, permite mejorar la inversión a cambio de una rebaja de las regalías. Por ejemplo, Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte, que es la Cuenca Cuyana, en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98% (NdR: porcentaje de agua que se extrae junto con el petróleo). Por lo tanto, para que el lifting cost (NdR: costo de operar y extraer un barril de petróleo en producción) lo soporte había que bajar la presión impositiva y esas áreas se prorrogaron con regalías del 7%. Cuando un operador nos plantea que sus costos son insostenibles, nos sentamos con ese operador y analizamos cuál es la mejor opción.
Latorre: “Petróleos Sudamericanos entró en el Clúster Norte en áreas que tienen cortes de agua de entre 95% y 98%”.
–¿Estuvieron ofreciendo prórrogas anticipadas de licencias?
–Sí, esa es otra de las herramientas. En los últimos 5 años de la concesión la inversión declina porque la empresa tiene la incertidumbre de si va a seguir siendo la operadora o no. Con las prórrogas anticipadas buscamos evitar eso. Lo que queremos es que la inversión de los últimos años de la concesión alcance los niveles de los primeros años de lo que sería la próxima concesión.
–¿De cuántas áreas se fue YPF en Mendoza?
–Se fue de 14 áreas en el Plan Andes I. Fueron tres clústeres. El Clúster Norte pasó a Petróleos Sudamericanos, el Clúster Llancanelo a Petroquímica Comodoro Rivadavia y el Clúster Sur a Quintana Energy y TSB.
–El Sindicato de Petroleros Privados de Mendoza denunció cerca de 900 despidos en la concesión en la que Petróleos Sudamericanos reemplazó a YPF.
–Ninguna de las empresas que entraron en los clústeres despidió a ex empleados de YPF. Las desvinculaciones han sido en empresas de servicios que YPF tenía contratadas, pero si estamos diciendo que las nuevas empresas tienen que ser más eficientes, no les podemos pedir que carguen con el peso de las compañías de servicios que trabajaban para YPF porque eso es inviable. En el caso de Petróleos Sudamericanos, operan en áreas maduras con altísimos cortes de agua y necesitaban hacer una reingeniería de costos.
–¿YPF sigue operando en los campos no convencionales de la provincia?
–Sí, está operando dos pilotos que perforó a fines de 2023 en las áreas CNVII y Paso de las Bardas Norte. Los dos dieron buenos resultados y comprometió una tercera perforación con el doble de profundidad y de extensión. Los primeros pilotos fueron a 1200 metros de profundidad y 1200 metros de rama horizontal y ahora van a ir a 2500 metros en cada caso porque los resultados de los primeros pilotos fueron muy parecidos a los de Vaca Muerta Neuquén. Además de YPF, en la lengua mendocina de Vaca Muerta, Quintana y TSB, que le adquirieron a YPF el área Cañadón Amarillo, comprometieron una inversión inicial de 44 millones de dólares. De ese total, 4 millones son para una sísmica 3D que está terminando y 40 para un primer pozo exploratorio.
