El Gobierno provincial exigirá garantías técnicas, financieras y ambientales para autorizar nuevas cesiones. Ya hay empresas interesadas.
YPF se desprende de todas las áreas convencionales en Mendoza. El Gobierno busca nuevos jugadores con sólidez técnica y económica
El retiro de YPF de las ocho áreas convencionales que operaba en Mendoza abrió una transición que el Gobierno provincial pretende ordenar con requisitos más estrictos para los cesionarios. Tras la experiencia del Plan Andes, en el que la petrolera estatal se desprendió de 14 áreas petroleras maduras en la provincia, la gestión local apunta a una transición “más amigable”.
La Dirección de Hidrocarburos notificó a YPF las condiciones que la provincia exigirá antes de autorizar cualquier cesión, con el objetivo de preservar la producción y los puestos de trabajo durante los periodos de transferencia. “Queremos que esa transición sea lo más tranquila posible en términos de operatividad, producción y empleo”, explicó a Sitio Andino el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
La provincia detalló un marco de condiciones técnicas, financieras y ambientales que deberán cumplirse antes de aprobar traspasos. Entre lo que la Dirección de Hidrocarburos verificará se encuentran:
“Nosotros necesitamos tener garantías de que el que viene cumple con la capacidad técnica y financiera. Por eso revisamos balances, índices de liquidez, EBITDA y hasta los currículums de los equipos técnicos”, remarcó Erio.
El funcionario confirmó que ya hay empresas interesadas en las áreas que YPF puso a la venta. En algunos casos rige el derecho de preferencia de socios del clúster. Chachahuén y Cerro Morado —que concentran más del 20% de la producción provincial—aparecen como estratégicas. “Ese clúster produce bastante petróleo debido al proyecto de recuperación terciaria. Ahí los socios tienen prioridad para adquirir los campos”, detalló.
Además, áreas como Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande producen entre 7% y 8% de la extracción total, lo que las hace atractivas para nuevos operadores. Erio agregó que no se trata de pozos improductivos, sino de activos que YPF dejó de priorizar porque la rentabilidad es menor que la de Vaca Muerta. “Que no sean rentables para YPF no significa que no lo sean para otros. YPF tiene costos operativos más altos por su escala, mientras que empresas más chicas pueden trabajar con Opex (gastos operativos) más bajos y obtener mejores márgenes”, explicó.
Ejemplo de ello es Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), que asumió recientemente Llancanelo. “El compromiso era de tres pozos este año y ya están perforando cinco”, destacó Erio.
La provincia se mostró dispuesta a ofrecer incentivos fiscales para hacer más atractivas las áreas, aunque siempre condicionados a requisitos estrictos. Erio subrayó que el análisis es área por área: se chequean balances, índices de crecimiento y capacidad legal para otorgar autorizaciones. La intención oficial es resignar parte de la renta, si es que avanzar en tal sentido atrae inversión, mantiene actividad y genera empleo.
“La demora es porque necesitamos evaluar todo en detalle. El que venga tiene que demostrar solidez para sostener la operación”, señaló.
Al tiempo que YPF se retira del convencional, mantiene sus dos áreas no convencionales en Mendoza. Para Erio, eso es una señal clara: “Si a YPF no le tembló el pulso para irse del convencional histórico y se queda con dos áreas en Mendoza, es porque hay potencial en Vaca Muerta”.
El funcionario detalló que hay al menos 600 km² con buenas condiciones geológicas: espesores superiores a 200 metros, alto contenido orgánico y madurez adecuada. Una UTE ya presentó un plan de inversión de US$44 millones en Cañadón Amarillo, mientras que YPF proyecta perforar otro pozo hacia fin de año.
Aunque el desarrollo llevará tiempo, Erio trazó un paralelismo con Neuquén: “Lo que hoy vemos en Mendoza es lo que pasó en Neuquén hace más de 15 años. Estamos en una etapa exploratoria, pero con lecciones aprendidas que nos acortan el camino”.
El reemplazo de YPF por compañías más pequeñas abre riesgos en infraestructura, financiamiento y empleo. La clave será el control efectivo de los compromisos asumidos para que la transición no golpee la producción ni los puestos de trabajo.
Según Erio, lo que ocurre no responde a una crisis repentina, sino a un proceso de desinversión de YPF en el convencional que lleva varios años.
“Se ha producido en los últimos años una desinversión de YPF en estas áreas, enfocándose cada vez más en las no convencionales. La empresa tiene estructuras muy grandes y costos operativos más altos; en cambio, compañías más chicas trabajan con Opex más livianos y logran mayor rentabilidad”, explicó.
De esa manera, la salida de la petrolera estatal plantea riesgos inmediatos, pero también abre espacio para que nuevos jugadores locales y privados ganen protagonismo en la matriz energética mendocina.