Según un estudio de Economía & Regiones, durante el último año Mendoza fue una de las dos provincias hidrocarburíferas que “zafó� de la tendencia negativa en cuanto a producción. La extracción de crudo creció 5,3% interanual, seguida por Chubut (2,7%), mientras que, en sentido contrario, las que cayeron son Santa Cruz (- 2,1%), Neuquén (-0,2%), Río Negro (-7%), La Pampa (-9,3%) y Tierra del Fuego (-9,9%).

La producción de petróleo cerró 2015 sin variaciones respecto al año anterior, la de gas se incrementó el 3,6 por ciento interanual, en tanto que las importaciones de hidrocarburos alcanzaron los 5.657 millones, 44,2% menos que en 2014, por menor volúmen y precios internacionales. Así, de acuerdo a E&R al cierre del 2015 la producción de petróleo acumuló 30.878.880 metros cúbicos (84.600 metros cúbicos día), un nivel estable respecto a 2014.

Nadie quiere que esos números cambien, a pesar de que las señales internacionales siguen sin ser las mejores a raíz de una cotización del barril que llegó a tocar los u$s 33 y no alienta perspectivas de mayores inversiones. Gobierno y concesionarios de las áreas petroleras de la provincia saben que así y todo la actividad no puede darse el lujo de caer: el poder concedente exige inversión sostenida, y las empresas, financiamiento.

La gran esperanza, Vaca Muerta, todavía no impacta en el mercado, aunque tratándose de petróleo no convencional los costos son superiores y por ahora sólo atrajo recursos de YPF a Neuquén. En cuanto al perfil predominante de las cuencas de Mendoza, de áreas maduras y marginales salvo excepciones como Chachahuén entre otras, exigen invertir fuerte para explorar y obtener márgenes cortos, algo poco tentador para el que conoce el negocio. “Hemos sobrecumplido la pauta. Pero en las condiciones del mercado aún no está definido el plan de inversiones para este año�, admiten en YPF, que no obstante apunta la mayoría de sus cañones al megabloque de la cuenca neuquina. Y más allá del polémico acuerdo con Chevron, ya cerró trato con otra norteamericana, Dow, para volcar u$s 500 millones en la región.

Por su parte, Santiago Moreno Hueyo, responsable de Relaciones Corporativas de Pluspetrol, que explota río Colorado, en el sur provincial, remarca que “Mendoza significa una provincia clave para el desarrollo de nuestras actividades. Somos muy optimistas con respecto al futuro de la actividad en la provincia. Tenemos más de 35 años operando en la Argentina, y queremos seguir creciendo�.

Entre el control y las buenas noticias Tal vez por eso, el Gobierno sale a controlar más que nunca el cumplimiento de los compromisos por parte de las petroleras. Apoyándose en el sistema de telemedición de regalías, según el director de Petróleo de la provincia, Pablo Ropero, “sabemos que el momento no es el mejor, pero la política contempla que incumplir con la inversión asumida puede terminar siendo causal de recisión de un contrato. Para eso iniciamos dese marzo un cronograma de inspecciones a los distintos yacimientos�.

Como inspirado en el filósofo Michel Foucault en su libro “Vigilar y castigar� relativo a la disciplina de los seres humanos, el mismo gobernador Cornejo reafirmó esa postura. “Nos hemos propuesto exigir a todos por igual, sin privilegios de ningún tipo. Las inversiones que contractualmente se hayan garantizado se deben llevar a cabo en plazos establecidos. Mendoza va a recuperar el nivel que requiere de producción de gas y petróleo para mejorar regalías y las inversiones�.

Sobre las claves para sostener la actividad, Moreno Hueyo destaca que “a pesar de la crisis de precios internacionales, el acuerdo de precios impulsado por el Gobierno Nacional es instrumento vital para sostener el nivel de actividad e inversiones en la Argentina�. Cada cual, a su ritmo, encara el año desde distintas perspectivas. “Estamos terminando con los preparativos para un ensayo que durará entre 4 y 6 meses. En función de eso planificaremos las inversiones, pero en cuanto a exploración tenemos previsto colocar U$s 6 millones en sísmica para 2017�, señaló Daniel Lanussol, responsable en Argentina de la canadiense Antrim-Crown Point, que dio un “batacazo� para empezar el año.

En 2014, Antrim se había presentado con ofertas para el área Lindero de Piedra, en competencia con Medanito y Kilwer-Andes Energía (del grupo Vila-Manzano); y también para Agua Botada, frente a JHP-PetroAP-EMSA, Medanito, Roch y Grecoil- Integra (de Manzano). Y arrancó 2016 con música para los oídos de los funcionarios: un nuevo hallazgo en pozos recuperados de Cerro Los Leones, que con una producción de 1 millón de barriles de reservas a 10 años (unos 38 m3 de petróleo, entre convencional y roca fracturada), le reportarán una facturación de u$s 52 millones y a la Provincia u$s 8 millones en regalías adicionales.

En el proceso, la firma invirtió u$s 15 millones, incluidas 17 subcontratistas mendocinas. Y antes de fin de año promete colocar un capital adicional para seguir con la exploración. Fondos y equipos en movimiento Grandes y chicos coinciden en algo: la clave es encontrar financiamiento. Y allí todo vale: por caso, YPF salió a “blanquear� en parte su acuerdo con Chevron, y a colocar otra serie de ON (Obligaciones Negociables) por u$s 1.000 millones al año 2021. Del tan polémico pacto con la petrolera norteamericana, desde YPF señalaron que “a la fecha, Chevron lleva invertido en el proyecto Loma Campana más de 2.500 millones de dólares provenientes del exterior y liquidados a través del Mercado Único y Libre de Cambios del país. Se perforaron más de 470 pozos, y se crearon 5 mil puestos de trabajo en Neuquén�. Para la petrolera argentina, no hubo concesión alguna, sino una “alianza para explotación conjunta�, en el considerado el segundo yacimiento más grande del mundo en petróleo no convencional.

Pero sobre todo, desde la firma destacaron que “la inversión de Chevron en el proyecto es totalmente a su costo y riesgo y sólo se repaga con la producción generada�. Para otros con menos espalda, obtener recursos es una cuestión de subsistencia. “Hay que buscar afuera, a través de fondos de inversión y otras petroleras. En una industria de capitales intensivos estamos obligados a seguir y esa es una forma�, reconoce el responsable de una pequeña compañía, que suele recurrir a lafigura de la UTE para las licitaciones

La dinámica de los equipos de perforación es el termómetro inequívoco de cómo está la actividad hidrocarburífera. Sobre todo cuando se sabe que, pese a que el futuro está en Vaca Muerta, las apuestas al recurso convencional cuestan 30% menos, un dato no menor a la hora de planificar. Para Miguel Ledda, presidente de Camespe (Cámara Mendocina de Servicios Petroleros), “sin saber lo que pasará con YPF hasta el día de hoy la actividad en Mendoza se mantiene, lo cual es un buen indicio. En parte porque YPF ha defendido lo que hay con más perforaciones en áreas donde antes no se exploraba.

Sobre todo en yacimientos maduros no se puede aflojar si a la larga se quiere llegar al autoabastecimiento�. En un año complejo como 2016 el éxito de la convocatoria a una nueva ronda licitatoria de áreas secundarias en Mendoza (la última, de 7, fue declarada desierta en diciembre) “dependerá de las características de las áreas, pero el interés siempre está.

Un yacimiento maduro obliga a ser creativo con los costos, en cambio si es nuevo habrá que ser creativo en lo que se quiere desarrollar en función de su potencial�, expuso Lanussol. Trabajar a escala: ¿el nuevo paradigma? Para los operadores más pequeños pasa por una cuestión de espalda y de sintonizar la relación costobeneficio más adecuada. Y en ese aspecto, el rol de YPF también es clave. Así lo lee el Gobierno, quien anticipa una negociación con la petrolera nacional para poner blanco sobre negro respecto a los yacimientos, para barajar y dar de nuevo. “Mendoza tiene potencial y nos gustaría estar, pero no es fácil sin financiamiento. Por eso, compartimos esa filosofía si el Gobierno de Mendoza lo lleva adelante�, analiza José Ronchino, de Quintana, que se asoció a Medanito (hoy dueña de Chañares Herrados) para la licitación de áreas del año 2011, y hoy por hoy se concentra en dos yacimientos de Santa Cruz.

El criterio, según explica Ropero, sería lograr trabajar a escala. Para el funcionario, “existen áreas que para YPF son marginales, de 5 metros cúbicos diarios, y no justifican invertir dentro de su estructura. Pero sí pueden ser viables para ser explotadas por petroleras más pequeñas. E incluso una tercerización, con presencia de la Provincia�. Por lo pronto, desde YPF esperan una propuesta oficial convincente para revertir esos yacimientos más acotados. Es lo que el Ejecutivo analiza, teniendo en cuenta pros y contras, y en definitiva, para alcanzar el acuerdo más conveniente en términos de ingresos de regalías y producción sostenible.

Fuente: Jornada Online

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