La maniobra que intenta Mendoza para exportar petróleo: qué pasa con Vaca Muerta
El Gobierno nacional quitó las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional. La medida podría beneficiar a Mendoza, pero la provincia no tiene logística para llegar al puerto. Qué harán para aprovechar la oportunidad. Por qué se demoran las inversiones en Vaca Muerta.
Argentina vive un “boom” petrolero por el crecimiento de la producción no convencional en la formación Vaca Muerta. Pero mientras esa tendencia concentra la atención, hay una crisis latente que en Mendoza se potencia más: el declino natural y el desinterés creciente en los yacimientos convencionales de petróleo. Esa realidad se traduce en menos inversión y el consecuente efecto negativo en cadena, pero también afecta a la propia industria por la caída en la disponibilidad de un tipo de petróleo que es fundamental.
El Gobierno nacional quitó las retenciones a las exportaciones de petróleo que sea extraído en yacimientos convencionales como incentivo para promover la inversión en esas áreas. La medida tiene una provincia y un destinatario particular como beneficiarios: Chubut y Cerro Dragón, el yacimiento explotado por Pan American Energy que aún es el de mayor producción de petróleo del país. Igualmente la intención es que ese incentivo abarque a todas las provincias productoras y se reactive el sector. El objetivo de esa medida es sostener la actividad convencional y las empresas, como PAE, anunciaron que “todo lo que se deje de pagar en retenciones será redireccionado a inversiones para aumentar la producción”. No es casual que el primer firmante del acuerdo para exportar con menos costo haya sido Chubut, pues el peso de Cerro Dragón es enorme. En esa mega área petrolera la empresa PAE ya hace ensayos no convencionales pensando en su vida útil.
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En Mendoza toman como una buena señal esa decisión, aunque para poder acceder a los beneficios hace falta adecuaciones. Mendoza no tiene infraestructura para exportar porque los oleoductos “vienen” a la refinería y no hay salida a los puertos a través de ese mecanismo. En caso de exportar debería hacerse a través de camiones. La quita del 8% de retenciones podría ser un incentivo para las empresas, aunque la ecuación económica estaría ajustada. En paralelo piensan en un sistema sui generis: una especie de swap petrolero en el que se acuerden “transferencias no físicas” de petróleo entre las empresas. Es decir, que se venda un volumen para exportación, pero el petróleo no se entregue en puerto sino en otro sitio de despacho. La arquitectura legal y administrativa es compleja. La Provincia está en una transición compleja en la industria, con la salida de YPF de la producción de petróleo convencional. Entre otros giros, ahora YPF deja de “autocomprarse” el petróleo que usa en la refinería de Luján, como ocurría mientras tenía una posición dominante en la provincia.
Mendoza tiene toda la cadena de valor de la industria petrolera y, justamente, uno de los puntos de destino más importantes del país: el Complejo Industrial Luján de Cuyo, la segunda refinería más importante del país. Allí se procesa petróleo proveniente de Vaca Muerta y se aumentará la producción. Esa ventaja es una “contra” para el incentivo a la exportación.
La caída en la producción convencional la sufren todas las provincias petroleras, pues el foco de inversiones y tecnología está en la “roca madre” que tiene como epicentro Neuquén. Además del incentivo por la productividad de los pozos, los costos también hacen la diferencia. Un pozo convencional como los de Mendoza cuesta cerca de 45 dólares por barril extraído. El petróleo de Vaca Muerta tiene un costo mucho menor. En Mendoza el 2025 será negativo, tras un inusual repunte ocurrido el año pasado por los buenos resultados en Chachahuen. Además, es el año de transición por la salida de YPF y el traspaso de áreas a otras empresas, como Petróleos Sudemericanos.
El otro camino de alivio para revertir la caída en la inversión es la reducción y quita de regalías, es decir resignar ingresos provinciales. El Gobierno acordó con varias empresa la reducción de ese canon y hay algunos casos de éxito. Es lo que pasó con Chachahuen, área en la que se ejecuta un plan de recuperación terciaria con polímeros (una técnica costosa) y que tuvo buenos resultados. Aún así, YPF la puso en venta. El camino de reducción o quita total de regalías se aplica en las nuevas licitaciones y áreas renegociadas. También buscarán ejecutarla en contratos vigentes; al menos esa es la intención de los concensionarios.
En el futuro inmediato de esa industria lo que más inquieta es la extensión temporal de las inversiones exploratorias en la lengua mendocina de Vaca Muerta. Mendoza comparte el subsuelo con Neuquén, pero no lo que ocurre en la superficie. La atención concentrada del otro lado del río Grande y el Colorado no se traduce aún en una sinergia similar. YPF vuelve a ser protagonista, pues es la empresa que hizo el último sondeo en la formación. Pero la segunda etapa exploratoria se demora y tiene plazo de vencimiento en 2028. Esa es la fecha límite que tiene la petrolera estatal para cumplir el compromiso de inversión, que incluye dos pozos horizontales. Desde el Gobierno presionan para que el avance sobre Vaca Muerta ocurra antes, pues el 2025 terminará sin nuevas inversiones en ese sentido.
YPF tiene permiso de exploración sobre el área CN-VII e inició el proceso de evaluación ambiental para los pozos “YPF.MdN.AN.x-102(p+h)” e “YPF.MdN.AN.x-103(h) (Aguada Negra)”. El plan es más ambicioso que el inicial y serán horizontales, con 2500 metros de rama. No hay fecha fija para la ejecución de ese plan y depende de la voluntad de YPF, la disponibilidad de equipos y también los trámites internos. De esa prueba piloto depende también gran parte del futuro de Vaca Muerta en Mendoza, pues se especula con que si hay buenos resultados se ejecuten hasta 100 pozos. Las otras empresas también esperan la información que pueda surgir de lo que haga YPF. Se trata de petroleras chicas que tienen áreas en la zona. Es lo que ocurre con Tango (la heredera de Aconcagua) que tiene el área Payún Oeste. Y también Quintana-TSB en Cañadón amarillo. Esa firma tiene proyectado avanzar en Vaca Muerta con una inversión de 24 millones de dólares, pero a ejecutar en 2027.
Mendoza tiene una gran extensión de la formación Vaca Muerta, pero mucho de ese territorio es una zona geográficamente hostil. La superficie de la formación en la Provincia es de 9 mil kilómetros cuadrados con reservas estimadas en 0 mil millones de m3. Claro, esa estimación debe ser ratificada con exploración.
Aunque Mendoza tiene una larga tradición petrolera, muchas áreas están vacantes por lo que el Gobierno busca inversores. Las áreas con mayor potencial son, según la Dirección de Hidrocarburos, Chachahuén Oeste Puesto Molina Norte Ranquil Norte Camulco El Coirón 1 y 2 Sierra Azul Sur Cerro Chaparro Cerro Manzano (Secc. E, F, D, C, B y A) Río Atuel Revertida Vega Grande Revertida Las Leñas Boleadero. El otro potencial que tiene Mendoza es con el petróleo extra pesado que se extrae de algunos yacimientos, como Llancanelo.