La irrupción del petróleo no convencional de Vaca Muerta en Neuquén no es nueva, pero se ha visto potenciada en los últimos años. La experiencia adquirida con el tiempo y la nueva tecnología hicieron explotar aquella provincia mientras que Mendoza y otras provincias con petróleo tuvieron que replantear otras estrategias. Con el objetivo de frenar el declino en la producción y de atraer nuevas inversiones, desde el Gobierno local han establecido diversas estrategias. Durante la pandemia fueron los incentivos del programa Mendoza Activa y desde hace un tiempo –entre otras acciones- han establecido una suerte de licitación continúa para determinadas áreas. Lo más potente, por el momento, tiene que una reducción impositiva que facilite el negocio en donde las inversiones son millonarias.
Mientras todas las grandes compañías nutren sus planes de inversión en Vaca Muerta y hasta YPF comenzó a dejar los yacimientos convencionales, Mendoza podría estar frente a una oportunidad que requiere cambios en los modelos de negocios. En 2023 se frenó el declino de la producción que venía en baja desde hacía al menos diez años. Aunque los datos del año pasado todavía no están publicados en la página de la Secretaría de Energía de la Nación, es probable que los números hayan caído. Es que el plan Andes en el que YPF cedió la concesión de 14 yacimientos maduros en nuestra provincia tuvo una duración de casi un año, lo que puede haber impactado en una menor producción de hidrocarburos.
“Desde 2024 modo hemos implementado un sistema de licitación continua con un pliego modelo para que todo el tiempo se liciten áreas”, relató Lucas Erio, director de Hidrocarburos de la provincia. En este marco, se ha reglamentado la figura de la iniciativa privada por la que una empresa puede presentar una oferta y un plan de desarrollo para las áreas que están libres. Esta modalidad hoy está siendo readaptada a los nuevos lineamientos nacionales propuestos por la Ley Bases que modifica, entre otras cosas, los años de las concesiones y limita el tiempo de los contratos con las provincias a 35 años. Antes podían llegar a una suerte de perpetuidad si se solicitaban y concedían prórrogas.
En este marco, Erio aclaró que más allá de las ofertas de las empresas es obligatorio el llamado a licitación al tiempo que se busca minimizar la burocracia con el fin de que los procesos licitatorios sean relativamente sencillos. “Estamos trabajando en la nueva reglamentación para adaptarnos a la norma nacional y antes de que termine el semestre podríamos tener la convocatoria para 10 a 15 áreas”, agregó el funcionario. En líneas generales, el petróleo de Mendoza se encuentra dividido entre los clúster Norte y Sur y en ambos el desarrollo ha sido en el área convencional. Sin embargo, en el Sur con Malargüe como la estrella, el no convencional surge con un potencial que hasta hace poco no se veía.
Incentivos
La Ley de Bases también desregula las regalías. Es decir que permite que sean negociadas de manera directa entre las provincias y las empresas. Si bien esto ya se hacía de algún modo en función de las inversiones comprometidas con el fin de incentivar la apuesta empresaria, ahora habría mayor libertad para realizar este tipo de acuerdos. Así, el nuevo modelo de gestión de hidrocarburos apunta a contar con compañías más chicas y desde la industria coincidieron en que el cambio será positivo. De hecho, el paso dado por la petrolera de bandera fue un modo de blanquear la necesidad de otro tipo de modelo de negocios para mejorar los números del petróleo. Es que, por un lado, la mayoría de los pozos locales tienen varios años de producción y aunque hay proyectos de nuevas exploraciones en las áreas traspasadas y concedidas recientemente, son inversiones de largo aliento.
El petróleo va a impulsar a las distintas regiones el año próximo
En este contexto, mientras las compañías grandes se van a Neuquén, la idea es que las más chicas se enfoquen en pozos y zonas que necesitan foco. Es decir, introducción especializada de nuevas tecnologías para sacar hasta la última gotita de crudo. El director de Hidrocarburos de la provincia explicó que hay un cambio de mirada con relación a la extracción y por eso la búsqueda de compañías que no solo comprometan inversiones sino que no tengan tantos frentes abiertos. “El modelo de empresas independientes es un enfoque que ha tenido gran éxito en países como Estados Unidos y Canadá y ahora ha comenzado a consolidarse en Argentina”, expresó Julio Ongaro, Chief Operating Officer (COO) de Petrolera Aconcagua Energía.
Agregó que el formato se basa en que compañías con estructuras más ágiles, con modelos de negocios integrados y especializadas operen campos maduros o de escala media. De este modo, se maximiza la producción y rentabilidad mediante una gestión eficiente de los recursos. Para Ongaro, este tipo de empresas independientes aporta flexibilidad, rapidez en la toma de decisiones, capacidad de adaptación y cercanía con las comunidades locales, lo que permite una operación sustentable y con impacto positivo. “Este modelo no compite con el desarrollo de grandes jugadores sino que lo complementa para ampliar así la frontera productiva”, subrayó el COO de Aconcagua Energía.
Algunas apuestas actuales
Con relación a esto, Marcelo Irusta, director de Petróleo de CEO de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), apuntó que “Mendoza es estrella en aspectos vinculados al petróleo”. Desde su punto de vista la generación de incentivos para que las empresas produzcan más favorece el negocio debido a que las inversiones que deben hacerse son más que importantes. En general, los beneficios tienen que ver con una reducción de las regalías ya que lo que se pretende es que el pozo produzca para poder aportar no solo los impuestos sino también generar empleo formal y con salarios altos.
Aunque los datos anuales demoran en procesarse, en la actualidad la provincia produce unos 9.000 metros cúbicos por día que es la unidad de medida para el petróleo. En 2023 Mendoza produjo 55.734 barriles por día y se ubicó cuarta en el ranking nacional con el 8,2% de la producción total. Ese año, la Vaca Muerta de Neuquén extrajo el 55% del petróleo que se produce en Argentina seguido de Chubut (19,8%) y de Santa Cruz (10,2%). Según Erio, dichos datos son leídos de manera positiva debido a que, por un lado, los campos maduros declinan a una tasa de entre 8% y 12% y, por el otro, Neuquén ha acaparado buena parte de las inversiones y los recursos.
“Mendoza representa un activo estratégico para Aconcagua Energía en su plan de crecimiento y desarrollo en nuestro modelo de expansión”, expresó Ongaro. Agregó que la provincia no solo tiene una posición geográfica clave dentro de la cuenca neuquina sino que también cuenta con un importante potencial tanto en recursos convencionales como no convencionales, especialmente en la lengua mendocina de Vaca Muerta. “Además, como el caso nuestro y de otras operadoras, también el potencial de continuar el desarrollo en la cuenca cuyana donde todavía hay mucho por hacer y desarrollar en materia energética”, agregó el ejecutivo.
Perforan el primer pozo del yacimiento Vaca Muerta
En este contexto, el freno del declino de la producción de petróleo en Mendoza y de la suba de uno por ciento el anteaño pasado provino de Chachauén Sur, un área que explota YPF en donde, con incentivo de reducción de regalías, se aplica la recuperación terciaria. Desde 2023 esa área paga 9% de regalías en lugar del 15% que tenía. Este cambio fue clave para mejorar la producción que es lo que la provincia quiere con la idea de que es mejor una parte de impuestos sobre una actividad que existe y genera empleo que el tributo completo sobre algo que no se mueve por una baja en las rentabilidades. En esta área, se ha aplicado con éxito la llamada recuperación terciaria, una técnica que inyecta polímeros para sacar el petróleo que no sale por los métodos tradicionales.
En el petróleo convencional se utiliza la recuperación primaria que es el típico pozo al que se la aplica presión vía cigüeña, la secundaria en la que se inyecta agua por los pozos que algunas vez fueron productores. Eso hace que se arrastre el petróleo que no pudo ser extraído al principio. La terciaria es similar, pero en lugar de agua se introducen polímeros que dan mayor viscosidad y arrastran el hidrocarburo de manera más eficiente. Otra de las áreas en las que se aplica este tipo de técnica es un proyecto piloto de Pluspetrol en las áreas el Corcovo, Agua de Piedra y Cenecu 7. “Esta también aporta números importantes a la recuperación de Mendoza, pero operan con regalías del 12% porque todavía están en etapa de prueba”, explicó el director de Hidrocarburos de la Provincia.
Exploración y nuevos pozos
El grueso de la producción de Mendoza se encuentra en el petróleo convencional y en las áreas maduras. En la cuenca Norte, al gran aporte de Chachahuén Sur y del Corcovo se suman Barrancas, Vizcaheras y La Ventana. Sin embargo, en la actualidad se abre un horizonte diferente que podría sumar reservas a la provincia en donde el no convencional aparece como una luz al final del camino. La comparación no es inocente ya que los procesos de exploración e inversión en el sector de hidrocarburos suelen ser de largo plazo tanto por la complejidad como por la magnitud de los recursos que se requieren. De este modo, el trabajo público privado que busca realizar el Gobierno de la mano de la reducción de regalías se aplica a distintos campos.
Una de ellas es Llancanelo, un área que pertenecía a YPF y quedó en manos de PCR de la mano del plan Andes. Estos campos son vistos con altas expectativas ya que no están maduros sino que casi no habían sido desarrollados. De este modo, alguna parte todavía se explora y la empresa pedirá unificar Llancanello y Llancanello R así como una prórroga de la concesión por diez años más. “Se trata de obras por 40 a 50 millones de dólares que ya comenzamos a invertir, pero que van a requerir más tiempo”, relató Irusta, gerente de PCR.
Si bien en Mendoza se aplican distintas técnicas para extraer petróleo de sus pozos maduros, en este caso se utiliza una técnica especial. Al ser un hidrocarburo muy viscoso, se aplicará la calefacción en pozos horizontales, una suerte de calentadores para poder extraer el recurso. Su transporte, en tanto, también debe ser con camiones térmicos. Se trata de, un método complejo y costoso que implica crear instalaciones y sacar este crudo extrapesado. “Es un desafío de largo plazo, pero Llancanelo le aporta reservas probadas a PCR que ya habían sido identificadas por YPF”, se entusiasmó Irusta. De este modo, estas áreas podrían incrementar la producción de Mendoza más de lo que puede crecer con la extracción focalizada de áreas maduras con la natural caída de productividad que se da con el paso del tiempo.
Pemex confirmó su interés en Vaca Muerta
Por otra parte, de manera lenta pero firme, aparecen en el mapa local diversas apuestas para el petróleo no convencional. Tanto YPF como otras grandes compañías tienen una fuerte cantidad de recursos y equipos comprometidos en la gallina de los huevos de oro que es Vaca Muerta. Por este motivo, todo parece tender a que la petrolera de bandera se quede solo con las áreas de no convencionales. Aunque no hay nada formal al respecto, el CEO de YPF, Horacio Marín, ha declarado que buscan llevar a esta firma a convertirse 100% shale. Fuentes de la industria explicaron a grandes rasgos que producir un barril de petróleo no convencional tiene un costo de cinco a siete dólares en Neuquén mientras producirlo aquí cuesta unos 40 dólares.
En parte es por este motivo que desde la Provincia se manifestaron a favor del plan Andes para que empresas más pequeñas mejoren la producción en los campos que por razones obvias YPF no podía atender. Además, en función de los costos y de las inversiones que se requieren para extraer petróleo de las áreas maduras, se requieren estructuras más chicas (con menos costos fijos) que estén enfocadas y posean incentivos. Dado el potencial del shale, Mendoza cuenta con diversos proyectos de no convencional. El más conocido es el que YPF ejecuta en la lengua local de Vaca Muerta en Malargüe que en su primera etapa exploratoria ha obtenido resultados interesantes para continuar.
Ahora tienen autorización para avanzar con un segundo pozo exploratorio y una propuesta de inversión adicional en la zona CN VII A. “Somos cautos porque la actividad es incipiente, pero los resultados muestran perspectivas”, expresó Erio. De este modo, como nunca antes, Mendoza comienza a aparecer en el mapa del no convencional y aunque es una gota en medio del mar si se lo compara con Neuquén, desde la Industria han tomado la apuesta. A la exploración de YPF se suma otro proyecto que empezar a ejecutar la UTE Quintana-TSB en Paso Bardas Norte y CN VII. A esto se suma la exploración comprometida en Cañadón Amarillo por 44 millones de dólares, también la Vaca Muerta mendocina.
Otra apuesta en esta área es de la empresa Aconcagua Energía que logró la adjudicación de un área colindante a Payún Oeste. En este caso, la compañía expresó la intención y el compromiso de perforar para explorar el no convencional también en esta zona. “En Payún Oeste, las inversiones estarán destinadas a estudios geológicos y de subsuelo, con el objetivo de evaluar la factibilidad de reactivar pozos existentes y planificar nuevas perforaciones en el mediano plazo”, expresó el COO de Petrolera Aconcagua Energía, Julio Ongaro. Agregó: “Aconcagua Energía busca avanzar en el desarrollo de los recursos convencionales existentes, mientras se trabaja en evaluar y habilitar el potencial no convencional”.
