El Plan Andes cumple un año en Mendoza tras la salida de YPF que apuesta todo a Vaca Muerta. Nuevas operadoras, inversiones y tecnología.
El escenario de la explotación hidrocarburifera de la República Argentina experimenta un viraje hacia los recursos no convencionales centrados en Vaca Muerta, un fenómeno que ha obligado a replantear el destino de las cuencas tradicionales.
Mendoza transita el primer año desde la implementación del Plan Andes, la estrategia mediante la cual la petrolera estatal YPF decidió desprenderse de sus áreas maduras, entregándolas mediante un proceso de oferta pública que manejó el Banco Santander, a empresas pymes petroleras.
El proceso ha significado una reconfiguración del sector que, apuntalada por la intervención estatal y el ingreso de nuevos actores, arroja un balance inicial de intento de sostenimiento de la actividad.
Las estadísticas recientes revelan un panorama singular para Cuyo frente al resto del país. En el período posterior a la pandemia, el declive de la producción de petróleo convencional en Mendoza se ubicó en el orden del 10%. Esta cifra adquiere su verdadera dimensión al contrastarse con las caídas registradas en otras regiones: Santa Cruz evidenció un retroceso cercano al 20%, Chubut un 14%, Río Negro un 23%, y Neuquén sufrió un severo desplome del 40% en sus yacimientos convencionales.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos de la provincia, destaca que “Nosotros veníamos de un contexto muy bueno donde habíamos aumentado la producción, algo que en este escenario es todo un logro. Un contexto de fuerte captación de inversiones en el no convencional por parte de Neuquén”, explica el funcionario, atribuyendo esta estabilidad a las políticas preventivas implementadas por la administración local.
La salida de YPF de los campos mendocinos maduros no constituyó una sorpresa técnica. Para la compañía de bandera, sostener la operatividad allí resultaba inviable.
“Sabíamos ya desde hacía algunos años que la operación de YPF era ineficiente. ¿Qué quiere decir que era ineficiente? YPF estaba perdiendo plata, básicamente”, detalla Erio, precisando que la firma se veía obligada a “sacar plata de otro lado para poder continuar con la operación de estas áreas”.
Al contrario que en otras provincias, donde YPF también se desprendió de sus pozos, el funcionario explica que aunque la provincia respetó el carácter privado de la transacción, impuso condiciones innegociables para autorizar las cesiones y extender los contratos de concesión.
“Nosotros no participamos en la elección directa de los operadores, pero sí participamos en los estándares, en el tamiz, en el filtro”, subraya el director. El objetivo central, en palabras de Erio, fue garantizar que los nuevos adjudicatarios contaran con antecedentes técnicos sólidos, presentaran balances que demostraran capacidad financiera y asumieran compromisos formales de inversión, evitando así que el criterio puramente económico de YPF perjudicara el futuro de los yacimientos.
A un año de iniciada esta transición, el mapa petrolero mendocino exhibe resultados que reflejan su geología heterogénea.
El área de Llancanelo emerge como el principal caso de éxito. Allí, la compañía PCR asumió el control e implementó una estrategia ofensiva. “Comenzó con una campaña de perforación bastante inmediata”, señala Erio, y agrega que “eso ha hecho que la producción de Llancanelo, con respecto a cómo la había dejado YPF, haya aumentado, lo cual es muy bueno”.
En contrapartida, el Clúster Mendoza Norte, actualmente operado por Petróleos Sudamericanos, presenta un escenario de mayor complejidad técnica. Este sector ha continuado mostrando una merma en sus niveles de extracción, una situación que las autoridades consideran previsible.
“Hemos visto declinación de producción, pero entendemos que es normal dentro de los rangos de cualquier campo maduro, sumado a la complejidad que implica una nueva operación con un alto corte de agua”, analiza el titular de la cartera de Hidrocarburos.
Para viabilizar este último clúster, la nueva operadora comprometió inversiones por 600 millones de dólares a lo largo de la próxima década. Sin embargo, el esfuerzo privado requirió una contraparte pública: una reducción estratégica de las regalías.
“Si nosotros no acompañábamos con una reducción de regalías, era imposible la operación. Tienen una vida útil acotada y se tienen que cerrar, es tan marginal la producción que obtienen que era lógico incentivar”, justifica Erio.
El análisis del primer año del Plan Andes permite vislumbrar el modelo de negocios que regirá el futuro provincial. El paradigma actual se apoya en operadoras independientes, caracterizadas por estructuras de costos más reducidas y mayor agilidad.
“Si hay empresas más pequeñas con menos costos operativos y mayor capacidad de adaptación, ese proyecto que para otra empresa grande no era rentable, para esta sí lo es. Vemos que estas empresas reactivan pozos que estaban inactivos desde hacía varios años”, reflexiona el funcionario.
Esta revitalización se asienta sobre tres pilares: la mencionada reactivación de pozos paralizados, la exploración complementaria de estratos geológicos más profundos en áreas previamente subexploradas, y la introducción de tecnologías de recuperación secundaria y terciaria, como la inyección de polímeros. Estas técnicas, impulsadas en parte por la reciente flexibilización en la importación de insumos, ya están logrando aumentar los volúmenes en activos específicos, comenta Erio.
Mientras la petrolera nacional y los grandes inversores internacionales miran hacia el shale, la cuenca mendocina reescribe su historia productiva. Como concluye el propio Lucas Erio frente a los resultados obtenidos: “Vemos que el convencional todavía tiene mucho para dar”.
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