Hace tres semanas, en el Mendoza Energy Summit, Horacio Marín dejó planteado un condicional. Conectado por Zoom desde Bahía Blanca, el presidente y CEO de YPF le dijo a Shale24 que la compañía llevaría un equipo de perforación a Malargüe para hacer tres pozos en la lengua mendocina de Vaca Muerta y que, si los resultados acompañaban, se sentaría con la Provincia "para acelerar de la misma forma que estamos haciendo en Neuquén" (la entrevista completa, acá).
Este viernes, en Mendoza y junto al gobernador Alfredo Cornejo, Marín volvió sobre el tema, esta vez en persona, y el condicional empezó a tomar forma de proyecto. "Estuvimos analizando los resultados de los pozos exploratorios que hicimos en Vaca Muerta y creemos que son buenos resultados", dijo en la conferencia de prensa. Y enseguida anunció el paso siguiente: "Lo que queremos hacer es una gran área, unir ambas áreas y aplicar al RIGI de las dos áreas de Mendoza y empezar el desarrollo".
La cifra la puso la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre. Las dos áreas que YPF tiene en el sur provincial, CN VII A y Paso de las Bardas Norte, se unificarían en un bloque más grande, y la propuesta de la compañía es "plantear un RIGI de alrededor de 4.500 millones de dólares" para desarrollar la Vaca Muerta mendocina. El potencial que YPF ve en ese desarrollo es de 90.000 barriles diarios, según precisó Latorre.
Marín explicó que la petrolera incluyó en su presupuesto 2027 la continuidad de esta estrategia, sujeta a la aprobación del directorio, un paso sobre el que dijo no tener dudas. La secuencia que describió es la de seguir con la exploración durante el resto de este año, armar el área integrada y presentar la adhesión al régimen el año próximo, para pasar después a la etapa de desarrollo. "Me parece que es una buena noticia para YPF y creo que para la Provincia", cerró.
Un cuarto de la lengua mendocina
Para Latorre, el anuncio va más allá de los pozos que ya se están perforando. La ministra lo leyó como una validación del trabajo técnico que la Provincia sostuvo durante los últimos años para caracterizar su porción de la formación. "Ratifica o valida los estudios que la provincia de Mendoza ha hecho y que el equipo técnico de la provincia de Mendoza venía sosteniendo", afirmó.
El dato que acompaña esa lectura es la escala. Según Latorre, el acreaje del área unificada de YPF equivale al 25% del prospecto que la Provincia individualizó dentro de la Vaca Muerta mendocina. "Estos 4.500 millones de dólares son el 25% de lo que podría desarrollar Mendoza en la lengua norte de Vaca Muerta", sostuvo. Si se sigue esa proporción, el universo de inversión que la Provincia ve en su porción de la formación se acerca a los u$s 18.000 millones.
Mendoza tiene alrededor del 30% de la superficie de Vaca Muerta, pero su porción sigue en etapa exploratoria, a diferencia de la neuquina, que ya produce a escala industrial. Por eso el anuncio de este viernes pesa: la operadora más grande de la cuenca le puso un número de desarrollo a la lengua mendocina.
Cinco pozos con un mismo equipo
La campaña que habilita ese número ya arrancó. "Ya están perforando", respondió Latorre cuando le preguntaron por la fecha de inicio. El equipo de perforación está montado en el área de YPF y trabaja sobre el primero de los tres pozos exploratorios que la compañía hará en CN VII A: el Aguada Negra x-102, que tendrá una rama horizontal de 1.500 metros. Después vendrán el Aguada Negra x-104 y el Aguada Negra x-105, en un esquema que contempla un piloto vertical y dos pozos horizontales de 2.500 metros.
En el medio, el mismo equipo se trasladará a Cañadón Amarillo, el área vecina de la UTE de Quintana Energy y TSB, para hacer los dos pozos que tiene comprometidos esa sociedad, y luego volverá a los de YPF. "Ese perforador que venía a hacer los pozos que tenía comprometidos YPF también sumaba los pozos que iba a hacer la UTE Quintana-TSB. Son cinco pozos", explicó Latorre. "Por eso se llama back to back".
La modalidad, según el Gobierno provincial, permite ejecutar los cinco pozos de manera secuencial, optimizar los tiempos de trabajo y reducir los costos logísticos. Es también un modo de concentrar en pocos meses la información geológica que en la lengua mendocina se fue acumulando de a poco, pozo a pozo.
Marín había anticipado en el Summit por qué esta campaña tiene otra ambición que las anteriores. "Es algo marino, y las propiedades cambian a mucha distancia, muy diferente al convencional. En el convencional, en una dirección, las propiedades cambian cada 100 metros; acá, como es marino, cambia cada kilómetro", explicó entonces. Y agregó que los trabajos previos de YPF en la provincia "se hicieron con mucho menos foco", mientras que ahora la compañía iba a estar "chequeando dos horizontes diferentes". Hoy dijo que esos resultados son buenos.
La velocidad que pide Marín
El otro hilo que une el Summit con el anuncio de este viernes es el tiempo. En aquella entrevista, Marín fue explícito sobre el ritmo que YPF le pide a cada desarrollo: "Para nosotros todo es rápido, no es esperar: todo tiene que ser en 18 o 24 meses. Esa es la propuesta que tenemos, y nos está dando muy buenos resultados".
También dejó una definición sobre la política de regalías que Mendoza puso en discusión con su nueva ley de hidrocarburos, presentada en la Legislatura el mismo día del Summit. "Lo de las regalías variables me parece de mucha inteligencia. Cuando con algo más chico competís con algo más grande, tenés que buscar un incentivo tal que se desarrolle lo tuyo antes", dijo.
El proyecto reemplaza la Ley 7526 de 2006, fija una regalía de referencia de 15% que cada empresa puede ofertar al alza o a la baja y, sobre todo, incorpora la figura de la concesión de explotación no convencional, que la norma vigente no contemplaba. Para un área integrada que apunta al shale, esa herramienta provincial se suma a la nacional que YPF busca con el RIGI.
Del lado del Gobierno, el próximo paso es técnico y regulatorio. La propuesta deberá avanzar en las definiciones que permitan establecer las condiciones para la integración de las áreas y el desarrollo no convencional, y la Provincia trabajará con la compañía en ese tramo, según informó el Ejecutivo mendocino.
Cornejo, el Plan Andes y la vuelta de YPF
Para Cornejo, el anuncio cierra un círculo que empezó con la salida de YPF del convencional mendocino. La renegociación de contratos del Plan Andes, que traspasó áreas maduras de la petrolera a operadores con mayores compromisos de inversión, le costó al Gobierno provincial un debate que el propio gobernador reconoció. "Hemos tomado mucho riesgo, riesgo incluso político, con esa renegociación de contratos del Plan Andes con YPF, pero creemos que es lo mejor para Mendoza, no en el cortísimo plazo, pero sí es lo mejor para Mendoza en los próximos años que vienen", afirmó.
El gobernador sostuvo que los primeros resultados de esa estrategia ya se ven en la producción. "Ya, incipientemente, estamos frenando el declino del petróleo con los nuevos operadores, y aspiramos a seguir en esa misma dirección", dijo. Uno de los operadores que llegaron con ese plan, Petróleos Sudamericanos, había explicado en el Energy Summit de junio cómo piensa competir en el convencional.
La otra mitad del círculo es la vuelta de la compañía, ahora con el shale. Cornejo celebró que la compañía vuelva a asumir "un compromiso de inversión importante en Mendoza, pero esta vez en el no convencional". Y planteó el efecto que espera sobre el resto de la industria: "Si está YPF en Vaca Muerta mendocina, van a estar el resto de los grandes operadores de no convencional que ya están en Neuquén".
Cómo se compara con los RIGI del upstream
La cifra que mencionó Latorre ubica al proyecto mendocino en la franja de los desarrollos de shale oil que ya pasaron por el régimen. Rincón de Aranda, de Pampa Energía, fue el primer upstream petrolero aprobado, con u$s 4.521 millones y una meta de 45.000 barriles diarios. Vista presentó Bandurria Norte por u$s 5.800 millones para llegar a 50.000 barriles equivalentes por día.
Este mismo viernes, el Boletín Oficial publicó la resolución que formaliza el ingreso de Los Toldos II Este, de Tecpetrol, con u$s 6.432 millones y una planta de tratamiento para 70.000 barriles diarios. Y la propia YPF presentó en mayo su proyecto LLL Oil, de u$s 25.000 millones, en el corazón neuquino de la formación.
Frente a esa grilla, el plan para Mendoza aparece con un ticket similar al de Rincón de Aranda y un potencial que duplica sus barriles. La comparación tiene un límite: los 90.000 barriles diarios son el potencial que la compañía ve para el área integrada, y el alcance de la primera etapa se conocerá con la presentación formal ante el Comité Evaluador. Aun así, la relación entre inversión y producción potencial habla de la expectativa que dejaron los pozos ya perforados.