Mendoza (EP), 8 de diciembre 2023. Se trata de proyectos que ya están listos para el llamado y que ofrecen algunos beneficios para que las empresas puedan enfocarse en desarrollar inversiones. Intentar revertir la caída constante de la producción petrolera ha sido un desafío para el Gobierno provincial. Los pozos convencionales, ya maduros, han ido perdiendo productividad y las inversiones por parte de las empresas están enfocadas en el petróleo no convencional, en Vaca Muerta. A partir de diversas estrategias, se ha logrado desacelerar el ritmo de descenso: la más reciente es la implementación de un nuevo sistema de licitaciones, que se “estrenará” con el llamado para la concesión de 12 áreas, que podrá lanzar Alfredo Cornejo cuando asuma como gobernador. Vega Grande Desde que Emesa se hizo cargo del área Loma de la Mina, cayó la producción según la Secretaría de Energía Los datos de la Secretaría de Energía de Nación siguen mostrando una merma en la producción petrolera en Mendoza. Entre enero y octubre de 2023, se obtuvieron en la provincia 2.694.138 m3, cuando, en el mismo período de 2022, se habían obtenido 2.714.195. Esto implica un descenso del 0,7%, pero desde el Gobierno han resaltado la mejora, porque el ritmo de reducción había sido del 4% anual durante la última década. Uno de los programas que favoreció un salto en las inversiones en el sector hidrocarburos fue Mendoza Activa, que impulsó, en sus tres ediciones específicas para el sector, la ejecución de proyectos por $36.400 millones (a valor de 2021 y 2022). La iniciativa se había fijado como meta que se reactivaran 200 pozos inactivos y se llegó a 380. La expectativa mayor está puesta en la exploración que está realizando YPF en la lengua norte de la formación de Vaca Muerta, en Malargüe. Cuando la perforación de dos pozos exploratorios inició en marzo de este año, con una inversión inicial de US$ 17 millones, desde la petrolera comentaron que, si los resultados son positivos, se podría llegar a las 192 perforaciones y, por supuesto, a un notable incremento en la producción local. En la búsqueda de diversas alternativas, el Ejecutivo provincial decidió implementar un nuevo modelo de licitación, para atraer nuevas inversiones. El director de Hidrocarburos, Estanislao Schilardi, detalló que se trata de un sistema continuo, a través del cual los llamados no se declaran desiertos, sino que se mantienen en oferta y se pueden ir sacando proyectos si son adjudicados y sumar nuevos si se vence una concesión o una empresa se retira, sin necesidad de esperar meses para que se complete el proceso de armado de un nuevo pliego licitatorio. Bajo esta modalidad, tienen listos los llamados para 12 áreas petroleras, 9 de ellas son proyectos de exploración –Zampal, Malargüe, Boleadero, CN V, Sierra Azul Sur, Calmuco, Ranquil Norte, Bajada de Chachahuén y Chachahuén Norte- y 3 de explotación -Payún Oeste, Loma El Divisadero y Puesto Molina Norte. Schilardi explicó que han venido preparando la convocatoria y que el pliego de condiciones generales fue aprobado por decreto en julio de este año, por lo que ya está todo listo para un próximo llamado a licitación. En todos los casos, se trata de áreas que fueron explotadas o exploradas en el pasado, pero se fueron venciendo los contratos y quedaron abandonadas. De ahí que las empresas que resulten adjudicatarias deberán realizar algunos trabajos de reactivación. El director de Hidrocarburos sumó que no son las áreas de mayor interés y que las que están en etapa de explotación no traerán un incremento significativo de la producción provincial. De hecho, consideran que el mayor potencial está en la exploración, que las empresas podrían financiar con lo producido en ciertos casos. Pese a eso, resaltó que todas, menos una (que está en la Cuenca Cuyana), están en la Cuenca Neuquina y puede haber oportunidades en el subsuelo, incluso vinculadas con Vaca Muerta. Para que resultaran más atractivas, se generaron condiciones favorables, con la eliminación de ciertos cánones, como el canon extraordinario de producción o regalía extra (se deja el 12% que fija la Ley Nacional de Hidrocarburos); el canon por renta extraordinaria, que establecía que el porcentaje de regalía aumentaba si el precio del petróleo subía; y el concepto de pago inicial en la fórmula de adjudicación de concesiones de explotación. De esta manera, suprimiendo ítems que podían achicar el margen de ganancia de las empresas, apuntan a que los adjudicatarios concentren sus esfuerzos y dinero en el desarrollo de las inversiones. Por otra parte, si bien la concesión es por 25 años, la oferta tiene que tener un plan para los primeros diez, y, en la fórmula de adjudicación, se priorizan las ofertas que aportan mayor valor en los primeros cinco; es decir, se incentivan las inversiones en etapas tempranas del contrato. En cuanto a la inversión total estimada, Schilardi comentó que, si se contempla un escenario de mínima, en el que se realiza una perforación por área, teniendo en cuenta que cada una demanda unos US$ 2,5 a 3 millones, si se adjudicaran todas, se concretarían trabajos por casi US$ 40 millones en el corto plazo (unos dos años). Por otra parte, si bien la idea es lanzar la licitación de las 12 áreas en un mismo momento, planean implementar un sistema de licitación continua, en el que sigan vigentes las que no recibieron ofertas y puedan incorporarse nuevas. Con esto, además, se facilita la inversión a las empresas petroleras que, en un momento determinado, averiguan por opciones y ahora no deberán esperar entre 6 y 9 meses hasta que se inicie y concluya un proceso licitatorio. Fotografía: Dialogo Chino
