El plan de desinversión de YPF: busca ceder áreas en Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén

En la gestión de Javier Milei, las inversiones estarán puestas en la rentabilidad, en el eficiencia y beneficio neto que pueda dar el petróleo no convencional, marginando las áreas maduras y convencionales.

Entre las opciones que maneja la firma para desprenderse de esas áreas están su reversión a las provincias, la cesión de la operación a los socios que tenga en alguno de esos proyectos o directamente la venta. Un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA) analizó los riesgos para las provincias donde están estos yacimientos, poniendo énfasis particular en Mendoza.

Si YPF decide rescindir las concesiones, cumpliendo con la ley de Hidrocarburos 17.319 que reglamenta el abandono de los pozos y la normativa ambiental de la provincia, con los altos costos que esto implica para la empresa, se produciría una paralización productiva de los yacimientos hasta una eventual concesión posterior, proceso que, en el mejor de los casos, advierte CEPA, puede demorar al menos 2 años.

Si YPF decide tercerizar la operación por acuerdo con otro operador. La responsabilidad ante la provincia seguirá siendo de YPF, pero para eso, resulta imprescindible prorrogar los plazos de la concesión para permitir el recupero de las inversiones adicionales necesarias.

Por último, si YPF decide la venta a otras compañías de perfil mediano más enfocadas en la producción marginal, cada gobierno provincial deberá evaluar la solvencia económico-financiera y técnica de los interesados, para llevar adelante el proceso de inversión necesario y 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”, señala CEPA.

La decisión de desprenderse de estas áreas, que en teoría sería buena para YPF ya que optimizaría sus recursos concentrándose en donde hay mayor rentabilidad y potencial de crecimiento en producción, quizás no lo sea para las provincias. En Mendoza, por ejemplo, YPF tiene una posición dominante de mercado en lo que refiere al upstream mientras que se comporta casi como un monopsonio en el downstream dado que toda infraestructura de evacuación de los yacimientos va a parar a su propia refinería.

De 3500 pozos que posee, la mitad están inactivos. Si tan solo la mitad de esos 1750 pozos deben cerrarse, el costo de remediación ambiental es muy alto. Por otro lado, en un mercado altamente concentrado, no será fácil encontrar sustitutos aptos, con solvencia técnica y económica financiera, para reemplazar a YPF ya que el mercado del upstream tiene enormes barreras de entrada tanto técnicas como de capital.