Históricamente, la producción del sector hidrocarburífero ha representado el 7,5% del Producto Bruto Geográfico (PBG) de Mendoza, de acuerdo con los informes publicados por la Dirección de Estadísticas e Investigaciones Económicas (DEIE). Sin embargo, hoy se encuentra lejos de ese valor (6,3% según el último dato disponible, correspondiente a 2018) y atraviesa una de las peores crisis de su historia.
La situación ya era preocupante antes de la pandemia y se agravó mucho más con la propagación del virus. Ahora, gobierno, empresas y gremios tienen por delante la difícil misión de revertir la tendencia negativa y volver a colocar a Mendoza en un rol protagónico dentro del negocio petrolero. Para lograrlo, se barajan diferentes alternativas para el corto, mediano y largo plazo, que van desde beneficios impositivos hasta cambios en el sistema licitatorio.
El sector hoy
Los niveles de producción vienen en retroceso desde hace varios años, producto de la falta de inversiones y el declive natural de los pozos convencionales.
Dejando de lado 2020, año completamente condicionado por la pandemia, se observa una tendencia de caída clara. Según el Ministerio de Energía de la Nación, en 2019 se extrajeron sólo 3.971.903 m3 de crudo. Fue la primera vez desde que existe registro (el Gobierno publica los datos históricos hasta 1.999) que no se superó la barrera de los 4 millones de metros cúbicos. De hecho, el promedio de producción de Mendoza de los 19 años anteriores alcanza los 5.362.312 m3.
Por supuesto, la pandemia y el consecuente aislamiento social, preventivo y obligatorio no ayudó en nada al sector. En los primeros ocho meses del año, se registró una caída del 14,9% en los niveles de producción petrolera, en comparación con el mismo período del año pasado.
Peor aún han sido los resultados para la extracción de gas, que este año acumulan una retracción del 33% y no muestran indicios claros de una recuperación en el corto plazo.
En lo que respecta a las ventas de combustibles, las estadísticas alternan subas y bajas en los últimos años, pero el golpe de la pandemia fue tan grande este año, que los especialistas advierten que se tardará al menos seis meses más en lograr cierta estabilidad.
Concretamente, los estudios del Ministerio de Energía muestran una baja del 13,9% en las ventas de destilados al público entre enero y agosto, en relación a los volúmenes comercializados en los mismos meses de 2019. En detalle, la nafta súper está cayendo 26,7%, la premium 27,9% y el diésel euro un 21,3%. La única excepción es el diésel común, que muestra una recuperación del 6,5% gracias al movimiento del transporte de cargas, que ha seguido activo por ser considerado una actividad esencial.
Problema de recursos
Hasta acá, las estadísticas mencionadas dan cuenta de la difícil realidad que atraviesan las empresas, pero el bajo nivel de actividad también afecta a las cuentas públicas del Gobierno provincial.
Por un lado, la menor facturación del sector empresario y el estancamiento de la actividad se traducen en menor recaudación de Ingresos Brutos, el principal impuesto con que cuenta la Provincia para percibir recursos corrientes. Por otra parte, la baja constante en los niveles de producción, sumada a un contexto internacional adverso (el precio del barril ha tocado mínimos históricos en los últimos meses), ha tenido un impacto negativo en las regalías petroleras.
De acuerdo con las publicaciones de Administración Tributaria Mendoza (ATM), en los primeros ocho meses del año la recaudación de Mendoza por regalías se contrajo 31,4% en términos reales, pasando de $ 4.899.732.524 en 2019 a $ 4.899.990.620 en 2020, con una inflación acumulada del 45,7%. Resulta llamativa también la caída de la participación de las regalías dentro de los recursos corrientes de la Provincia. Según la Ejecución Presupuestaria del Ministerio de Hacienda, este año el monto percibido por regalías representa el 5,18% del total de recursos corrientes. No hay demasiada diferencia con los años anteriores (6,06% en 2019, 6,95% en 2018 y 5,01% en 2017), pero sí se nota un cambio grande respecto de lo que ocurría hace diez años, cuando Mendoza tenía niveles de producción de crudo mucho más altos.
Concretamente, en 2010 las regalías por extracción de crudo y gas representaban el 10,5% de los recursos corrientes provinciales. Es decir que de cada $ 100 que entraban a las arcas provinciales, $ 10,5 eran aportados por el sector hidrocarburífero.
Queda claro así, que el Estado se vería beneficiado de manera directa con una recuperación del sector petrolero, sin mencionar por supuesto la importancia de la actividad en el PBG provincial y en el mercado laboral.
El escenario internacional
En múltiples aspectos, el desarrollo del sector petrolero local depende de las condiciones del negocio en el plano internacional. Los puntos clave son el valor del barril de crudo Brent y el del WTI, que se determinan en función de la relación entre la oferta y la demanda en el mundo. Dichos precios se utilizan como referencia dentro de Argentina y determinan cuán rentable puede ser el negocio dentro del territorio nacional. Dicho de otra forma, mientras más caro es el barril de crudo, más atractivo resulta a las empresas petroleras invertir en exploración y explotación; por el contrario, cuando el precio es bajo, las inversiones pueden volverse inviables.
Lo cierto es que la pandemia y una “guerra de precios” entre Arabia Saudita y Rusia, tiró los precios por el suelo a comienzos de año, llevando el valor del barril por debajo de los u$s 15 (hoy se ha estabilizado en el orden los u$s 40). Si a eso se le suma la fuerte caída de la demanda de combustibles a causa de la inactividad, se entiende por qué cayó tanto la producción dentro de Mendoza.
La baja fue tan significativa, que por varias semanas YPF dejó de comprar crudo a operadores independientes. Eso llevó a que se frenara la actividad en 200 pozos de diferentes zonas, que aún hoy permanecen frenados.
El plan de recuperación
El escenario que muestran las estadísticas repasadas hasta el momento, dan cuenta de la difícil realidad que atraviesa del sector hidrocarburífero local. En este marco, el Gobierno entiende que debe implementar medidas que tengan un impacto inmediato sobre la actividad y otras que apunten a una recuperación sostenida en el mediano y largo plazo.
En lo inmediato, se destaca la implementación de un bono fiscal para las empresas petroleras que realicen inversiones. Se trata de un proyecto que está siendo tratado en la Legislatura y tendría un funcionamiento similar al de Mendoza Activa.
“Normalmente Mendoza tiene cerca de 3.500 pozos permanentes en producción. Con la crisis del petróleo y la pandemia, se pararon 200 pozos y no volvieron a ponerse en marcha”, explicó Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería de la Provincia. “No son pozos extremadamente productivos, pero necesitan poco trabajo para ponerse en marcha. Con este plan de ‘Mendoza Activa Hidrocarburos’, intentamos reactivarlos”, agregó.
“No buscamos una revolución del sector. Se trata más bien de una estrategia para poner en marcha el ecosistema pyme petrolero que trabaja en mantenimiento y recuperar tres puntos la producción”, detalló el funcionario.
En el proyecto de ley enviado por el Ejecutivo a la Legislatura provincial, se detalla que el Gobierno otorgará “un aporte no reintegrable de hasta el 40% de la inversión efectivamente realizada, neta de IVA, y en los términos que determine la reglamentación, consistente en certificados de Crédito Fiscal que podrán ser aplicados para el pago del impuesto a los Ingresos Brutos de la Provincia de Mendoza y de las Regalías hidrocarburíferas de la Provincia de Mendoza”.
En total, el Gobierno otorgará certificados por hasta $ 800 millones ($ 400 millones para cada impuesto). Las compañías que accedan al beneficio no podrán reclamar la devolución a través de un solo certificado. Del 40% de reintegro que hará el Estado provincial, la mitad deberá ser utilizada como bono fiscal para el pago de Ingresos Brutos y la otra mitad para Regalías.
Por otro lado, la letra chica del proyecto indica que “la utilización del certificado de crédito fiscal podrá efectuarse hasta el 31 de diciembre de 2023” y aclara que “el beneficiario original del crédito fiscal y los sucesivos cesionarios, podrán transferirlo de acuerdo con lo que establezca la reglamentación”.
Emilio Guiñazú, advirtió que el programa no tendrá un costo fiscal significativo. De hecho, aseguró que “se paga solo”, por que “el aumento de los tres puntos en la producción (con la reactivación de los 200 pozos) generará regalías e Ingresos Brutos que se invertirán parcialmente en el financiamiento del plan”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Estanislao Schilardi, señaló que la idea no sólo es reactivar los 200 pozos frenados, “sino hacer que se reactiven los servicios asociados, como la construcción, el transporte y toda la cadena que gira en torno a esta industria”.
Por esto último, el ministro de Economía y Energía, Enrique Vaquié, inició una ronda de encuentros virtuales con la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (Camespe), el Sindicato Petróleo Gas Privado de Cuyo, la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (Uocra) y el Sindicato de Camioneros. El fin de los encuentros es mantener informadas a todas las partes que se verán involucradas directa e indirectamente.
Qué opinan los referentes
Alejandro Rodríguez, director ejecutivo de la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (Camespe), analizó la propuesta del Gobierno para “sacar del pozo” al sector petrolero y se mostró optimista respecto de los resultados. “El Gobierno recogió el guante de lo que había planteado la Cámara sobre la necesidad de dar al sector un respiro, estímulos fiscales para reactivar el trabajo. Este programa está bien plantado y beneficia a las operadoras, que son las titulares de las áreas de explotación”, opinó.
Para Rodríguez, la medida será positiva también porque permitirá un derrame a las actividades que prestan servicios. “El gobierno tiene claro que el programa significa un estímulo para que haya actividad; trabaja todo el mundo, las empresas, los empleados y la gente vinculada al sector”, comentó.
Por su parte, Mariano Guizzo, nuevo presidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la Provincia de Mendoza (Asinmet), otro de los sectores que trabaja mano a mano con la industria petrolera, señaló que desde la Cámara se ha percibido una mirada positiva sobre Mendoza Activa Hidrocarburos. “Un aspecto importante es estudiar el potencial hidrocarburífero de la provincia, para poner a la región en el mapa de las inversiones y de las extracciones”, indicó. De acuerdo con el Gobierno, el plan fue bien recibido por todos los sindicatos ya que, además de reactivar pymes que hoy se ven con serias dificultades, generará empleo. “Es muy auspicioso que Mendoza nos presente este plan”, afirmó Miguel Ponce, secretario general de Uocra.
El plan de largo plazo
La misión inmediata para Mendoza es entonces retomar la actividad de los 200 pozos parados, pero todavía tiene un largo camino para recorrer si pretende recuperar sus mejores niveles de producción. Emilio Guiñazú describió la complejidad de la situación. “Tenemos que enfrentar la situación de fondo del sector hidrocarburífero. Los yacimientos convencionales son cada vez más difíciles de encontrar, por lo que tenemos que fomentar los no convencionales. Se trata básicamente del crudo pesado y del shale oil en la zona de Vaca Muerta, al sur de la provincia. El problema es que el crudo a U$S 40 no fomenta demasiado la exploración”, explicó el subsecretario de Energía y Minería de la Provincia.
Ante este desafío, el Gobierno se encuentra en la búsqueda de diferentes herramientas para fomentar la recuperación de los yacimientos tradicionales con inyección de polímeros (recuperación terciaria). “Esto requiere de un desarrollo tecnológico, más que económico. Debemos tener los procesos bajo control y que se pueda explotar”, subrayó.
Una solución que no aparece entre las opciones, es la implementación de un “barril criollo” más alto. Cabe recordar que cuando el precio internacional del barril de crudo tocó fondo, el Gobierno nacional implementó en Argentina un barril criollo a U$S 40. Esto quiere decir, que a las petroleras se les pagaba cada barril a 40 dólares y no a U$S 15 o menos, como ocurría en el resto del mundo.
Guiñazú aclaró que ésa fue una medida netamente coyuntural, que sólo tendría vigencia mientras persistiera la inestabilidad en el mercado internacional. Hoy, con el barril a U$S 40 en el mundo, la situación está muy lejos de ser la ideal para el negocio petrolero local pero, como el mercado está equilibrado, el barril criollo deja de ser una herramienta utilizable. Por el contrario, el funcionario argumentó que "la actividad hidrocarburífera local debe adaptarse al escenario actual y aprender a trabajar con un barril en torno a los 40 dólares.
Claro está, que para que la extracción de crudo sea rentable, se requerirá de grandes esfuerzos y nuevos desarrollos tecnológicos. “La cuenca cuyana es muy cara de explotar. Tenemos que analizar cómo hacer para reducir el costo. Las acciones de fondo van en incorporar tecnología”, insistió.
Por otro lado, está cerca de volverse una realidad el cambio del sistema de licitaciones petroleras. Se remplazarían las convocatorias puntuales, con fecha de inicio y cierre, por un sistema de licitaciones libres. “Es una alternativa que estamos evaluando. A veces pasa que los inversores aparecen y no tenemos una licitación abierta en ese momento. Con este cambio buscaríamos una manera de mantener siempre una oferta disponible en términos de áreas, para que cualquier inversor que pase por la provincia encuentre una oportunidad para analizar”, comentó Emilio Guiñazú.
“Buscamos un perfil de inversores de empresas más chicas y más dinámicas, que son las que pueden reactivar nuestra producción. Cuando hay pequeños yacimientos, las grandes compañías no muestran interés y se requiere de esta clase de empresas”, continuó.
“La aplicación del nuevo sistema requiere varios análisis legales. La idea es tenerlo para fin de año y entre enero y marzo ya contar con proyectos cargados. Queremos ofrecer yacimientos con todo resuelto, incluso con estudios de impacto ambiental e información geológica procesada”, cerró el subsecretario de Energía y Minería.
Alejandro Rodríguez, de Camespe, compartió su opinión respecto de los desafíos que tiene Mendoza para la reactivación del sector petrolero en el mediano y largo plazo. “Es bueno poner las áreas sin titulares en operación, pero a Mendoza no la están mirando las grandes operadoras. En los guarismos se ve una caída violenta en la producción. Hay profesionales que aseguran que la retracción se debe a un problema de vejez de los pozos y para otros se debe a la falta de inversión, es un mix”, alertó.
Para Rodríguez, otro problema fundamental es la falta de infraestructura en Malargüe. “Ahí se concentra el 60% de la producción local y no hay caminos, ni electricidad suficiente. Las empresas están desalentadas para invertir”, recalcó.
“Es una barbaridad que estemos discutiendo entre Pata Mora o utilizar las instalaciones de Potasio Río Colorado, mientras las empresas se trasladan a Neuquén. Con esa perspectiva no hay mucha posibilidad de desarrollo”, completó el representante de la empresas prestadoras de servicios petroleros. En tanto, Mariano Guizzo, de Asinmet, explicó: “En Mendoza se requiere de explotación secundaria o terciaria, que demanda niveles de inversión mayores a la primaria”, comentó.
“Vemos factible una recuperación del sector de hidrocarburos pensada a mediano plazo. Entre los actores públicos y privados podemos conducir una política de inversión para volver a ser una provincia pujante en la materia. Emesa está teniendo un gran protagonismo, porque en la asociación con otras empresas privadas le está dando vida a pequeños desarrollos hidrocarburos. Está tomando riesgos y generado trabajo”, sostuvo el empresario.
