El crecimiento exponencial de Vaca Muerta y el retiro de YPF de pozos maduros de petróleo convencional tuvieron un impacto concreto económico en Mendoza en los últimos 8 años: la provincia dejó de percibir desde 2015 a 2023 50 millones de dólares por año en regalías, lo que acumulado equivale a medio Portezuelo del Viento, si se trata de dimensionar el impacto.
El dato fue difundido por el Centro de Economía Política Argentina (CEPA) en un informe titulado "Retiro de YPF de yacimientos maduros: ¿el ocaso de la Mendoza hidrocarburífera? ".
El mentado ocaso coincide con un nuevo embate por instaurar en Mendoza la megaminería metalífera: desde hace años el cornejismo intenta derribar la Ley 7722. Tras el intento fallido de Rodolfo Suarez, la idea es imponer el extractivismo a gran escala por otras vías que implican que la ley "guardiana del agua" se convierta en letra muerta.
Entre las conclusiones del informe señalan que el crecimiento de Vaca Muerta, en un notorio cambio de paradigma productivo, "creó una nueva dinámica en la industria de los hidrocarburos que actúa como una aspiradora de capital intrafirmas, especialmente de la mayor empresa que es YPF, tanto en lo relativo a mano de obra, capital e insumos".
Indica que es un hecho que YPF (y otras grandes operadoras) vienen disminuyendo sistemáticamente sus inversiones de la actividad convencional desde hace casi una década, con un ritmo de inversiones que a la par se vio incrementado en el no convencional.
CEPA relacionó la caída de la producción con la recaudación fiscal de Mendoza y con el objetivo de ilustrar la magnitud del impacto que esto tuvo en las regalías percibidas por Mendoza, elaboró siguiente cuadro considerado un precio de 56 UDS/bbl y un 12 % de regalías.
El informe señala que el nuevo directorio de YPF "no ha hecho más que acelerar y precipitar un final anunciado, que es su retiro de los yacimientos maduros para ir a yacimientos de máximo potencial como Vaca Muerta, y eventualmente el offshore o Palermo Aike".
En el siguiente cuadro se observa la caída del peso de las regalía en los recursos de origen provincial, donde pasaron de representar el 26,62% en 2007 al 9,14% en 2023. Lo que demuestra el importante impacto fiscal que representó para la provincia la caída de la producción.
Las opciones en la retirada
Pese a la caída en la participación de la explotación de pozos maduros. a la fecha YPF concentra más del 60% de la actividad en declinación y que de sus 3500 pozos aproximadamente el 50% están inactivos.
Sin detalles concretos aún definidos, se sabe que el plan de YPF contempla la retirada de entre 14 y 16 áreas, cuyo vencimiento opera entre 2025 y 2027. Justamente el exiguo plazo, en caso de reactivación (cualquiera sea el sujeto económico que esté dispuesto a ello), requerirá mayores plazos para permitir las inversiones.
Según resume CEPA, las opciones de la petrolera de bandera son:
• Que YPF decida rescindir la concesión, cumpliendo con legislación nacional, la Ley de Hidrocarburos 17.319 que reglamenta el abandono de los pozos, y por supuesto la normativa ambiental de la provincia, con los altos costos que esto implica para la empresa, y todo el proceso supervisado por la DPA (Dirección de Protección Ambiental). Este camino llevaría a una paralización productiva de los yacimientos hasta una eventual concesión posterior, proceso que en el mejor de los casos (poco realista) puede demorar al menos 2 años.
• Que YPF decida la tercerización de la operación por acuerdo con otro operador. La responsabilidad ante la provincia sigue siendo de YPF, pero para eso, resulta imprescindible prorrogar los plazos de la concesión para permitir el recupero de las inversiones adicionales necesarias. Debido a la baja rentabilidad de estos pozos convencionales se espera que la provincia, a través de la Dirección de Hidrocarburos ofrezca incentivos adicionales, por ejemplo, reducción de regalías o regalías diferenciales sobre cierto volumen de producción o beneficios similares.
• Que YPF decida directamente la venta a otras compañías de perfil mediano más enfocadas en la producción marginal. El Gobierno, a través de la Dirección de Hidrocarburos, deberá evaluar solvencia económico financiera y técnica de los interesados, para llevar adelante el proceso de inversión necesario, para operar bajo estándares ambientales incluyendo los pasivos heredados.
En este supuesto, entran en el radar, operadores petroleros más pequeños, que apuntan a un negocio de escala, como, por ejemplo, las recientes operadoras petroleras Jet Oil, Aconcagua Energía y/o actores nuevos que ven la oportunidad de diversificarse.
El riesgo de los pasivos ambientales
CEPA apunta entre sus conclusiones que estos cambios en el mercado implican un riesgo real de que ingresen empresas sin la suficiente capacidad técnica, ni de capital, para practicar un negocio de “ordeñar la vaca” y dejando un “pague dios” en un futuro con la paralización total de los yacimientos y dejando los pasivos ambientales sin sanear.
"Debe tomarse muy en cuenta el enorme costo económico los pasivos ambientales y el riesgo ambiental que conlleva no sanearlos, exigir su remediación, y/o considerar los montos estimados de los mismos en todas las negociaciones", indica el reporte.
