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HIDROCARBUROS
Cuánta inversión recibe el petróleo de Mendoza y cómo subir producción
LOS ANDES/ENERNEWS

En la provincia se plantearon proyectos por US$212 millones en 2021, un 67% más que en 2020 y sin contar futuras inversiones de YPF.

31/10/2021

MAURICIO MANINI

Según los datos de la Secretaría Nacional de Energía, este año Mendoza presenta un total de U$S 211,89 millones en inversiones de hidrocarburos (U$S 7,89 millones en exploración y U$S 204 en explotación), siendo la cuarta provincia en un ranking liderado por Neuquén. 

Además, la producción de esa última provincia empujó los números nacionales hacia una suba del 8% acumulada en agosto, pero Mendoza continúa en caída (-5% acumulado interanual).

La comparación responde a Inversiones en mercado de hidrocarburos upstream, con datos de la Secretaría de Energía del Ministerio Nacional de Economía. Para 2021 se preveían inversiones de U$S 263,5 millones en exploración y U$S 5.297,61 millones en explotación, con un total de U$S 5.561,11 millones. En cuanto a empresas, la principal inversora es YPF con U$S 2.286,45 millones, seguida por Pan American Energy SRL (PAE) con U$S 942,62 millones.

Como era de esperarse, el primer puesto provincial en inversiones es de Neuquén, que tiene más de la mitad de la producción nacional de hidrocarburos. Presenta U$S 89,8 millones en exploración, en especial por U$S 32,30 millones de PAE y otros U$S 30,42 millones de Kilwer S.A. En explotación, presenta un monto de U$S 3.699,97 millones, en especial por parte de YPF (U$S 1.783,19 millones), PAE (U$S 427,11 millones) y Shell Argentina (U$S 414,77 millones).

En segundo lugar, Chubut, que actualmente tiene un quinto de la producción nacional, presenta en exploración inversiones por U$S 11,46 millones, lideradas por la empresa PAE con U$S 7,48 millones. Las de explotación suman U$S 724,7 millones, también lideradas por PAE (por un valor de U$S 462,64 millones) y seguida por YPF (U$S 137, 91 millones).

En el caso de Santa Cruz, con cerca de un décimo de la producción nacional, este año ha tenido inversiones de U$S 34,84 millones en exploración, en especial por parte de la Compañía General de Combustibles SA (CGC) con U$S 28,36 millones. En explotación ese número asciende a U$S 382,01 millones, con YPF a la cabeza (U$S 186,22 millones) y seguida por CGC (U$S 116,90 millones).

Mendoza ocupa el cuarto lugar provincial en inversiones, con números en exploración para este año en U$S 7,89 millones, repartidas principalmente entre Hattrick Energy SAS (U$S 2,65 millones), Crown Point Energía S.A. (U$S 2,50 millones) y Petrolera El Trébol S.A. (U$S 2,33 millones). En cambio, para explotación hay inversiones de U$S 204 millones, en especial de YPF (U$S 139,51 millones) y en menor medida de Pluspetrol S.A. (U$S 48,63 millones).

La quinta provincia del ranking es Río Negro, con valores en exploración por U$S 29,25 millones, en primer lugar con Tecpetrol S.A. por unos U$S 14,62 millones y en segundo con YPF por U$S 10,23 millones (en especial de exploración complementaria). Los números de explotación son de U$S 120,75 millones, con Vista Oil & Gas Argentina SAU a la cabeza (U$S 38,72 millones), seguida por YPF (U$S 25,18 millones) y Capex SA (U$S 19,90 millones).

 

La situación nacional del petróleo

En el reciente informe “Mercado del Petróleo y del Gas”, publicado por Fundación Ideal en la última semana, se analiza la actual coyuntura provincial, nacional y mundial del mercado del petróleo y del gas, y proyecciones.

Allí se establece que la producción nacional de petróleo alcanzó los 25.282.432 metros cúbicos (m3) entre enero y agosto de 2021, lo que dejó un incremento del 8% respecto del mismo período de 2020. Vale recordar que la extracción de petróleo venía en descenso desde abril de 2020 (por una fuerte contracción como consecuencia de la pandemia), pero desde el cuarto mes de este año se ha recuperado, con una tendencia al alza.

Neuquén se posiciona como la primera productora con 12,9 millones de m3 (el 51% de la extracción nacional acumulado a agosto). Le siguió Chubut con 5 millones (21%), Santa Cruz con 2,7 millones (11%) y Mendoza con 2 millones de m3 (9%).

 

“La producción nacional fue impulsada por Neuquén, donde se registró un aumento del 26% interanual hasta agosto, explicado por Vaca Muerta. En las demás provincias, se registraron contracciones en el mismo período, siendo las mayores las de Formosa (-11%) y La Pampa (-12%)”, se afirma en el informe de Fundación Ideal

Poniendo la lupa sobre Mendoza, la extracción de petróleo acumulado al octavo mes de 2021. Alcanzó los 2.170.050 m3, un 5% menos que en el mismo período de 2020. El análisis indica que la producción provincial atraviesa la mayor recesión de la última década, acumulando 36 meses de caídas: “Viene en retroceso de forma casi constante desde 2009, al punto que la extracción acumulada a agosto de 2021 representó sólo 78% del volumen extraído de hace doce años”.

Mendoza está lejos de ser la provincia más atractiva para las empresas del sector, pero tiene asegurados desembolsos millonarios que podrían revertir la tendencia decreciente en los niveles de extracción. / Foto: José Gutiérrez

 

Inversiones para frenar la baja de producción

¿Qué inversiones hay en Mendoza en hidrocarburos? Bajo esa pregunta compleja, con múltiples actores, recursos y áreas en juego, Los Andes buscó enumerar algunas de las principales inversiones durante este año y algunos planes para el futuro. En total se invertirán U$S 211,92 millones solo en 2021, más un acuerdo con YPF que puede llegar a U$S 500 millones.

El último dato oficial de producción muestra que entre enero y setiembre de este año Mendoza extrajo 2.425.329 m3 de petróleo, un 5% menos que en el mismo período del año anterior, pese a que en gran parte de 2020 la economía estuvo casi frenada. Hasta acá, se trata de la peor temporada desde que hay registro. En lo que respecta a gas, se extrajeron 566,2 millones de m3, un 20% menos que en 2020.

Para revertir la situación, el gobierno provincial busca promover inversiones a través de programas como Mendoza Activa Hidrocarburos (que reintegra un 40% de la inversión en crédito fiscal). Desde la Secretaría de Hidrocarburos, afirman que ya se presentaron 40 proyectos por un valor total de $ 6.384 millones (al cambio oficial, cerca de U$S 64 millones).

“Con este programa logramos incrementar la producción en 150 m3 por día en agosto”, afirmó Estanislao Schilardi, secretario de Hidrocarburos. En el cálculo de esa cartera, se estima trabajar en 210 pozos, con una producción incremental de 841.945 m3 para 2025 y con una recaudación de $ 3.928 millones. El costo del reintegro para el Estado provincial sería de $ 2.554 millones, por lo que habría una ganancia neta de $ 1.374 millones.

Por otro lado, los datos del Ministerio de Economía de la Nación muestran que solo para 2021, se estima en Mendoza una inversión en exploración de US$ 7,89 millones y en explotación de US$ 204,04 millones, con un total de US$ 211,92 millones. Ese total supera a los US$ 126,89 millones del 2020, por un 67%.

Las principales empresas interesadas son YPF con US$ 139,51 millones y Pluspetrol con US$ 48,63 millones. Otras que participan en menor medida son: Crown Point Energía, Grecoil y Cía, Hattrick Energy, Aconcagua Energía, ElTrébol,PetroquímicaComodoroRivadavia,Roch S.A., San Jorge Petroleum y Sinopec Argentina.

 

Sobre el oro negro

Algunos de los ejemplos de inversiones de este año que se destacan en petróleo son las de Aconcagua Energía en Chañares Herrados (Cuenca Cuyana, entre Rivadavia y Tunuyán), Hattrick Energy en Lindero de Piedra (norte de Malargüe) y VenOil Energía y Jet Oil Technology en Vega Grande (San Rafael). Con respecto al gas, se destaca el trabajo entre Empresa Mendocina de Energía SA (Emesa)Galileo en Calmuco (sur de Malargüe).

Se destaca también el caso de Chañares Herrados, una explotación madura o desarrollada que venía en decadencia y fue adjudicada en marzo de este año. La empresa Aconcagua Energía propuso hacerse cargo junto con Crown Point, presentó un plan de inversiones a diez años por U$S 85 millones y, seis meses después de la adjudicación, la producción pasó de 86 m3 por día a 200 m3 por día.

Javier Basso, cofundador y CFO de Aconcagua Energía, explicó que son una empresa mediana integrada de energía que se especializa en recuperar y explotar pozos maduros que otras compañías grandes no ven como rentables. Respecto a sus inversiones en Mendoza, erogan alrededor de $ 1.000 millones anuales.

“Esta área tiene 82 pozos perforados, de los cuales había 12 en marcha. Reactivamos 21 pozos más (en total, ahora hay 33 efectivos) y esperamos terminar el año con 42 pozos activos. Levantamos rápido la producción con dos equipos de torres trabajando en el área”, describió Basso. Su modelo de negocio, exitoso en EE.UU., es el de empresas medianas focalizadas en campos maduros y optimizando la producción (las empresas más grandes se enfocarían en “offshore” y petróleo no convencional).

En cuanto a Mendoza, el cofundador de Aconcagua Energía siente que “hay muy buen clima de negocios” y ve con buenos ojos algunos incentivos como Mendoza Activa Hidrocarburos. Si bien de momento están enfocados en sus proyectos actuales (además de Chañares Herrados, trabajan en Puesto Pozo Cercado y Atuel Norte) continúan analizando nuevas posibilidades.

Otro caso es el de Vega Grande, una concesión que estuvo parada por casi tres años (desde agosto de 2018 hasta mayo de 2021). Emesa la tomó y reactivó la concesión con empresas operadoras chicas, como VenOil Energía y Jet Oil Technology, con un plan de US$ 1,2 millones en dos años (2021-2022).

Pablo Magistocchi, presidente de Emesa, explicó que era un yacimiento maduro que había quedado sin operador, y como Emesa administra activos, pero no es una empresa petrolera, se conformó una UTE con VenOil y Jet Oil, que hacen la operación. Hoy en Vega Grande se producen entre 14 y 15 m3 por día de petróleo, con picos de hasta 30 m3 por día (antes producía hasta 5 m3).

Magistocci aclara además que hoy la tendencia es expandir la red eléctrica y producir energía de la manera más limpia posible. Para financiar esa inversión, la idea es explotar los recursos de hidrocarburos y con esa ganancia avanzar en la transición hacia energías renovables.

 

Petróleo y gas

Otro negocio petrolero donde participa Emesa es Lindero de Piedra, Malargüe, con la participación mayoritaria de Hattrick Energy (con el 90 % de los derechos comerciales). Si bien tiene algunos pozos, es un yacimiento en exploración que todavía no está delimitado, ya que hay poca información geológica. Vale aclarar que en un yacimiento hay “pequeños lagos y ríos de petróleo”, y el esfuerzo está en predecir dónde están.

“Lo que hacemos en primer lugar son pozos exploratorios. Se hacen pozos de avanzada y, cuando terminas de limitar, ahí se puede declarar reserva o la comercialización y concesión de explotación, para producir sobre esa superficie que delimitaste”, aclaró Magistocchi. Actualmente, en la búsqueda de esas trampas ya hay siete pozos y una extracción diaria de 50m3.

Un proyecto clave es el de Lindero de Piedra, un proyecto de crudo extra pesado, un tipo de petróleo que, según explicó Schilardi, necesita de altas temperaturas para poder ser transportado, con mayor logística y costos. “Toma relevancia porque lo que se extrae de Vaca Muerta es un petróleo muy liviano, entonces se necesita combinarlo con crudos pesados para tener un mejor mix de ingreso a la refinería”, apuntó el secretario de Hidrocarburos.

En cuanto al gas, el yacimiento de Calmuco se abandonó en 1996 porque no tenía un tamaño rentable para grandes empresas (instalar un gasoducto es muy costoso), pero “revivió” en 2020 con la tecnología del Gas Natural Licuado (GNL). Esto permite licuar el gas con una infraestructura chica y transportarlo en camiones, un “gasoducto virtual”, hacia una central térmica o estaciones de GNL para carga de vehículos.

Con un subsuelo muy complejo, esta área exploratoria y la extracción pertenece en un 100% a EMESA, que le vende los 40.000 m3 diarios que produce a la empresa Galileo, como gas en boca de pozo. Galileo lo transporta hasta su central térmica de Anchoris (Luján) con camiones alimentados de GNL y produce energía eléctrica capaz de abastecer a 125 mil usuarios.

Otro yacimiento que se puede sumar a la lista es Loma de la Mina (San Rafael). La última semana, el Gobierno de Mendoza lanzó la licitación para operar en esta área, después de que YPF hicieran los trabajos de “abandono” de pozo y remediación ambiental (con una inversión de US$ 80 mil).

El director de Hidrocarburos comentó que la concesión “despierta interés” y que se busca relanzarla para incrementar la producción y generar actividad para Pymes. “Se pide elaborar un plan de inversiones a mediano y largo plazo, se estiman entre US$ 1 y 1,5 millones para los primeros 18 meses. Después, se deberá presentar un plan de inversiones para el desarrollo de la concesión”, detalló Schirladi. Las ofertas para Loma de la Mina serán recibidas hasta las 12 horas del martes 9 de noviembre y ese día será el acto de apertura.

 

El acuerdo con YPF

Hace tres meses se dio a conocer un acuerdo entre YPF y el gobierno mendocino con la posibilidad de hasta U$S 500 millones en inversión, incluyendo la exploración y explotación del área de Vaca Muerta en el sur de Mendoza, la mejora de una planta de polímeros e inversiones en la destilería de Luján de Cuyo. A cambio, el Gobierno reduciría el cobro de regalías y renunciaría a juicios contra la empresa.

En ese sentido, la mayor petrolera argentina trabaja actualmente en proyectos de petróleo no convencional en el sur de Malargüe, con una inversión de U$S 17 millones en estudios ambientales y el proyecto de exploración de Vaca Muerta. El objetivo es ver si están dadas las condiciones para que el petróleo “fluya” y se pueda extraer.

Por otro lado, YPF trabaja en proyectos de recuperación terciaria con inversiones por que llegan a los U$S 71 millones, que incluyen el montaje de plantas de inyección de polímeros en Chachahuen, pozos de delineación y pruebas de inyectividad en Cerro Morado.

Los resultados definirán una potencial inversión de U$S 400 millones para los próximos años, y la Provincia se comprometió a reducir al 50% las regalías actuales para viabilidad dichas inversiones.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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