Pasó por el negocio de consumo masivo, la asesoría en energía renovable y la construcción. Por eso, Santiago Fernández, flamante director de Petróleo de la Provincia, habla más suelto con conceptos como “project-managers”, o gerentes que reportan a sus superiores.
-¿Cuáles son las prioridades en su nuevo cargo?
-Analizamos la situación y las áreas concesionadas a distintos operadores que más había que trabajar. Se avanza mucho porque ya se había hecho bastante gracias a un grupo de gente muy profesional.
Entre incumplimiento de inversiones y otras irregularidades aparecen los casos de Oil en Río Diamante y Chañares Herrados.
-¿Habrá definiciones?
-No puedo saber qué tan rápido. Nuestro rol es garantizar que los contratos se cumplan en tiempo y forma. En ese sentido, hay varias en revisión, pero una rescisión de contrato no es una decisión fácil. Las regalías hidrocarburíferas son 26% del PBG mendocino; por tanto, cuando un proyecto arranca es clave mantenerlo. Pozo que se para es costo adicional para reactivarlo.
-¿Y la exploración?
-Queremos determinar nuevas zonas más rentables para producir. Al margen de que las inversiones necesarias sean mayores al valor actual del crudo, el objetivo es avanzar sobre áreas no exploradas y revertidas, algunas de las cuales están en poder de Emesa. Son las que vamos a trabajar en una próxima licitación para salir al mercado.
Para 2016 se proyectaron inversiones por 759 millones de dólares en explotación y 44 en exploración.
¿Cuánto se ha cumplido?
-En 2015 se concretaron U$S 761,6 millones y, al primer trimestre, se llevan ejecutados más de U$S 170 millones.
-Hay casos en falta
-Algunos parten de un análisis estratégico y plantean algo así como “mirá, esta área no era lo que pensábamos y te la devuelvo”. Pero hay un contrato que respetar. Aunque el caso de Chañares está en la mente del gobernador, no es fácil. En función del análisis económico financiero decidiremos qué conviene a la provincia. En el lapso de tres meses habrá definiciones, pero ningún pozo puede parar, porque son menos regalías.
-¿A cuántas controlan?
-Entre siete y diez. Están sometidas a un control desde las 4 áreas de la dirección: administrativa, legal, técnica y económico-contable. Periódicamente se exige información y se relevan los yacimientos.
-Ante la situación financiera provincial, tras una rescisión, ¿es más viable transferir o volver a licitar?
-Otro llamado tiene un costo, pero la ley establece que en el caso de exploración se debe llamar a una nueva licitación. Todas las áreas que fueron revertidas, aquellas que no tuvieron oferentes y las que pudieran surgir, deberían ir por ese camino sin saber qué tan rentables son. Lo peor que puede pasar es que otra empresa tenga los mismos problemas.
Luego de la segunda ronda que adjudicó áreas y la tercera que fue declarada desierta, se ha hecho mucho. Falta ajustar el paquete final para la nueva licitación
-¿Cuánto incide el precio?
-El barril criollo, cuando estaba a 80 ó 90 dólares, se pagaba un tope, y hoy, que está por debajo, también. Si el barril no perfora los 70 dólares no vamos a estar frente a un problema, porque la decisión inicial se toma con precio fijo. Mendoza es un caso atípico: el orden administrativo y jurídico nos hace predecibles.
-Hay 12 en la mira ¿significa que pueden ser más?
-Algunas serán dadas de baja porque no hay indicios que permitan pensar en una explotación sostenida. Pero también estamos avanzando en yacimientos no convencionales dentro del bloque Vaca Muerta. Hay potencial en Cacheuta, Cañadón Amarillo y Chachahuén, incluso para obtener crudo pesado.
-Todo es más caro...
-También en costo operativo, en calor y por un equipamiento que sufre desgaste continuo y necesita recambio. Se está hablando con los concesionarios dentro de un marco normativo aunque, si las condiciones son distintas, probablemente las regalías cambien.
-¿En qué medida?
-Globalmente representará más ingresos por la mayor producción, pero es probable que para ese tipo de explotación tengamos que resignar alícuota.
-Desde un principio, el Gobierno anticipó que la meta era traer a "los grandes", como Chevron.
-Se están haciendo contactos para que, cuando salgamos a licitar, puedan participar la mayor cantidad de operadores grandes.
-¿Se prevé replantear la relación con YPF?
-Hoy YPF concentra más del 80% de la producción de crudo de la provincia. Se están rediscutiendo algunos aspectos dentro del marco de la concesión, pero tampoco se pueden plantear aspectos adicionales. Desde que se reestatizó, Mendoza ha cobrado importancia para YPF.
-Su antecesor planteó recuperar áreas subexplotadas para pequeños operadores.
La reversión de áreas exploratorias prevé que al final de cada etapa, si la empresa no solicitó avanzar, se entregue el 25% de cada área. Queremos llegar a un acuerdo en el que no se perjudique a YPF pero tampoco a Mendoza.
Del consumo al petróleo
Tras una breve apuesta al circuito profesional independiente en los últimos meses de 2015 y como inversor inmobiliario, para Fernández (44), ingeniero industrial promoción '96 de la UNC, el nuevo cargo no es sólo su debut absoluto en la función pública sino también la primera experiencia directamente vinculada a la actividad petrolera.
Tiene una carrera de 17 años en la multinacional de productos de consumo masivo Procter&Gamble que lo llevó a vivir en Venezuela. Al regresar al país en 2013 para ponerse al frente de Wind, la división de negocios eólicos de Impsa, volvió a cruzarse con Emilio Guiñazú, hoy su superior inmediato en el Gobierno y antes compañero de estudio.
Junto a Mercedes, médica pediatra nacida en Paraná, formó una familia que integran 3 hijos de entre 9 y 13 años.
