Crisis en el petróleo: antiguas negociaciones fallidas, caída y un nuevo escenario
Las áreas del bloque "Mendoza Norte" arrastran 15 años de caída en la producción, aun cuando habían sido prorrogadas con promesas de inversión. Hay menos trabajadores, menos empresas y un plan para achicar la superficie de las concesiones. La inversión prometida.
La cuenca cuyana está "exprimida" y las consecuencias se sienten.
ALF PONCE MERCADO / MDZEl “hormiguero” al que se asemejan las antiguas áreas petroleras de Mendoza cuando se observan desde arriba tiene en el llano cientos de pozos abandonados y por abandonar, locaciones antiguas y una desertificación marcada. La zona, que abarca la cuenca Cuyana, tiene una larga historia en la que se “exprimió” el subsuelo y un presente lánguido que está en una transición delicada dada por el retiro de YPF, empresa que desde hace más de una década y media dejó de invertir para construir un futuro en Mendoza. La empresa Petróleos Sudamericanos es la que heredó las áreas y hasta ahora ejecutó unos 3 millones de dólares, mientras que a mediano plazo planea achicar la superficie de las concesiones.
Hay menos trabajadores en la industria (los sindicatos aseguran que ya se perdieron más de 500 puestos), empresas de servicios que dejan Mendoza Norte y recálculo de estrategias, al punto que el Estado está dispuesto a resignar el cobro de regalías. De la ultra dependencia de YPF, a la promoción de empresas pequeñas que incentiven la producción remanente, que raspen el subsuelo para tratar de mantener la producción en un terreno que hoy produce menos de la mitad que hace 15 años. El impacto se siente en el petróleo y las industrias que se abastecen de esa actividad. Un dato relevante sobre el escenario actual es que desde el año 2018 no se perforan pozos nuevos en la cuenca cuyana. “La situación parece irreversible, por eso hay empresas que dejan la zona; que se van”, explicó un empresario petrolero a MDZ.
En toda la cuenca cuyana en el año 2010 se producían 62 mil m3 de petróleo por día. En 2024 fueron 30 mil m3 por día, menos de la mitad. En el plano general de producción Mendoza tuvo un dato importante, pues se detuvo la caída general. Ese cambio fue por la mejora en la producción en la cuenca neuquina, particularmente en la recuperación terciaria realizada en el área Chachahuén. También hubo buenos resultados en otras áreas tomadas por empresas nuevas. Pero en el plano general es más complejo. Las regalías, por ejemplo, cayeron bruscamente y cada vez tienen menos peso como fuente de recaudación (representan el 10%). El enfoque del Gobierno es resignar ese tipo de ingresos a cambio de promesas de inversión.
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El cambio de modelo parte, justamente, de la base de reconocer una realidad que estuvo escondida en los últimos 20 años: Mendoza quedó marginada del interés petrolero, principalmente de YPF, por el agotamiento de las reservas, la falta de inversión en exploración y el vuelco de todo el foco hacia el petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta.
YPF bautizó como Plan Andes su estrategia de retiro de las áreas maduras en las que ya no tenía puesto el foco desde hace tiempo. Ese plan ya había sido madurado antes, pero fue en la gestión de Horacio Marín cuando se decidió avanzar para que la petrolera estatal invierta en activos que son rentables para su escala de negocios. Esto es: Vaca Muerta, el petróleo y gas no convencional y la exportación de recursos. Claro que en el medio hubo una estrategia ambigua.
Historia y presente
YPF había logrado la prórroga de las áreas que abandonó y tenía compromisos adquiridos. Aún luego de esa prórroga, la producción siempre fue en picada. Fue en 2011 cuando se firmaron los contratos que prometían inversiones millonarias que no redundaron en mejoras en la industria. La prórroga la firmaron Celso Jaque, Francisco Pérez y Sebastián Eskenazi por parte de YPF. Esa negociación incluyó 16 áreas y era la época de esplendor en la estrategia de “incluir una pata local” en el negocio que lideraba la empresa española Repsol. Luego de varias idas y vueltas, durante la gestión Marín (con Milei como presidente) YPF se desprendió de casi todas las áreas que fueron renegociadas en ese momento y para ello las dividió en tres bloques: Mendoza Norte, Mendoza Sur y Llancanelo.
La petrolera estatal, en la que Mendoza tiene presencia testimonial en el directorio, cedió las áreas de “Mendoza Norte” a Petróleos Sudamericanos, empresa que no tenía presencia en Mendoza. Según el balance de PS, las áreas le costaron $51.412.844.280.
La provincia aceptó la trasferencia, con una cláusula que no escinde de responsabilidad a YPF por los pasivos ambientales. No es un tema menor, pues se trata de áreas altamente impactadas por la desertificación, los pasivos mal tratados y temen que haya más sorpresas, como las ocurridas en Lunlunta. El contrato incluyó la prórroga de 4 concesiones que estaban por vencer. Allí hay dos señales relevantes. La primera, la reducción de las regalías al 7%, un dato que miran en la industria para buscar condiciones similares. Es lo que piensan las otras concesionarias que están sobre la cuenca cuyana y pagan el 12 y hasta el 15 por ciento. El otro dato es el pedido para reducir la superficie a explotar. Eso dejaría de lado más de la mitad del territorio que abarcaban las concesiones que tenía a cargo YPF.
“En el primer año, PS centra su actividad a intervenciones en instalaciones de superficie. Es decir, no comprometió actividad con equipos de torre. La inversión proyectada para el año fue de USD 2,55 millones, exclusivamente destinada a refacciones de instalaciones de superficie. No se comprometieron actividades de abandono de pozos durante el año. Sin embargo, al día de la fecha, y habiendo tomado operación de las áreas hace aproximadamente dos meses, la empresa ha realizado intervenciones, work over y abandonos, superado así su compromiso de inversión”, indicaron oficialmente desde la Dirección de Hidrocarburos. En los primeros meses a cargo de las áreas, Petróleos Sudamericanos ha ejecutado USD 3,5 millones en la intervención de 29 pozos y para el segundo semestre proyecta una inversión adicional de USD 6 millones en intervenciones de pozos, según la información oficial. En el plan presentado
En el área Barrancas Petróleos Sudamericanos pide revertir (devolverle al Estado) una superficie de 222 kilómetros cuadrados; más de un tercio del total de la concesión. En el caso de Vizcacheras, quiere devolverle más de la mitad del bloque: 256 kilómetros cuadrados. En La Ventana pretende dejar fuera de sus compromisos, 80km2 y de Río Tunuyán otros 9km2. Hay antecedentes de áreas que fueron subdivididas, como ocurrió con Chachahuén en el Sur. Si es así, la entrega de las áreas debería ser en condiciones ambientales óptimas y el Estado podría licitarlas. De hecho cuando se abrió el juego con el plan Andes, una de las especulaciones era que la empresa que las tome podría renegociar con otras compañías para dividir el territorio, pues se trata de grandes extensiones, de difícil alcance.