Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la Argentina después de 117 años de historia. En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedió a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, José Estenssoro, licitó áreas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores más chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. Así fue el comienzo de grandes compañías conocidas hoy como Pan American Energy (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol, Pecom, Tecpetrol y CGC.

Ahora, de la mano de una nueva iniciativa que toma YPF 30 años después –vender activos maduros y enfocar sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta–, la industria petrolera está en un punto de inflexión, ya que quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia.

Las grandes empresas operadoras –YPF, PAE, Vista y Tecpetrol, entre otras– destinarán prácticamente todas sus inversiones a Vaca Muerta, que demanda grandes desembolsos iniciales, pero que otorga márgenes de rentabilidad muy altos.

En tanto, las empresas de servicios –Pecom, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy y Crown Point, entre otras– se enfocarán en la operación y mantenimiento de los yacimientos convencionales maduros, repartidos en Chubut, Santa Cruz, Río Negro, Mendoza y Tierra del Fuego. Esto requerirá también un cambio de perspectiva de las autoridades provinciales y sindicales, que deberán adaptarse a los menores niveles de rentabilidad para que no caiga de manera brusca la actividad petrolera.

“¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las pequeñas y medianas empresas y para la Argentina”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF al presentar la iniciativa.

Punto de inflexión

Este proceso comenzó luego de la pandemia por parte de algunas grandes empresas petroleras, pero se aceleró fuertemente con el proyecto Andes que lanzó YPF, en el cual ya firmó nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas y recientemente se sumaron siete áreas más en venta ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego.

“YPF está limpiando su portafolio, porque tenía más concesiones de las que podía manejar. No tiene ni tiempo, ni capital, ni capacidad física para abarcar todo. Por lo tanto, se concentra en las áreas en la que tiene una buena rentabilidad y vende las maduras en la que hay que inyectar mucha agua con un costo de energía muy alto para sacar el petróleo”, explica el exministro de Energía Juan José Aranguren.

Los pozos maduros, en tanto, quedan para empresas más chicas que suelen dedicarse a dar servicios de perforación y mantenimiento de los pozos petroleros y que no tienen la estructura de YPF, lo que las hace en algunos aspectos más ágiles.

“Vender activos de petróleo convencional es lo correcto, porque el desafío que hay con Vaca Muerta es tan grande, que YPF debe concentrar sus esfuerzos ahí. Hay gente capaz que puede inteligentemente explotar y extender la vida de los campos maduros, con organizaciones livianas y con bajos costos, mientras que las grandes compañías se dedican a la producción de los campos no convencionales. Es reeditar lo que sucedió en los 90″, dice, por su parte, Roberto Monti, expresidente de YPF entre 1997 y 1999.

Para no ir tan lejos en el tiempo, otros actores señalan que el proceso que se está dando en la Argentina es similar al que comenzó Brasil hace unos años, cuando las grandes empresas operadoras trasladaron sus inversiones a la producción offshore del Pre Salt –una cuenca costa afuera descubierta en 2005–, y vendieron las concesiones de los otros campos maduros.

Una de las compañías argentinas que vislumbró la nueva tendencia fue Pecom, del Grupo Perez Companc, que en 2015 había regresado al sector energético para prestar servicios, pero que en 2020 volvió al rol de operadora al comprar siete campos maduros de gas y petróleo en Brasil. Ahora, la compañía busca expandirse de la misma manera en la Argentina, luego de adquirir el 50% de las concesiones de El Trébol – Escalante, que tenía YPF en Chubut. Invertirá US$150 millones para lograr aumentar la producción de 10.000 barriles diarios a 15.000 en cinco años.

“En Brasil pasó algo similar a lo que está ocurriendo ahora en la Argentina, donde las grandes petroleras se fueron al offshore, pero había mucho campo maduro onshore [en tierra], que una empresa con nuestro expertise podía desarrollar. En la Argentina logramos volver a la figura de operadores con la compra de las concesiones de YPF. Nuestro objetivo es optimizar los gastos operativos basados en una mayor integración del servicio, en conjunto con las empresas locales y con mucho trabajo mancomunado con el sindicato y con las autoridades provinciales y municipales”, dijo Andrés Ponce, director ejecutivo de Upstream de Pecom.

Diferencias con Vaca Muerta

En la Argentina, actualmente hay 83.000 pozos petroleros perforados, de los cuales solo 26.300 están en producción (31%). De este total, 23.000 son convencionales y producen el 44% de la oferta total de petróleo del país, mientras que solamente hay 3300 no convencionales de Vaca Muerta que generan el 56% de la producción restante (403.000 barriles diarios).

“Estos números sirven para explicar la diferencia de productividad entre el no convencional y el convencional. La rentabilidad es 10 a 1, lo que hace que las empresas que tengan espalda financiera suficientemente robusta focalicen sus recursos en Vaca Muerta. Y esto abre una puerta para que empresas más pequeñas, con modelos más integrados en el negocio, puedan poner en valor los activos convencionales de la Argentina”, explicó Leonardo Deccechis, gerente general de operaciones (COO) de Aconcagua Energía, una empresa fundada en 2015 por dos exYPF, Diego Sebastián Trabucco y Javier Agustín Basso.

La compañía compró activos convencionales que puso a la venta Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, y actualmente produce 13.500 barriles equivalentes (petróleo y gas) por día, de los cuales el 70% es petróleo y el resto es gas. También obtuvo la concesión del área de explotación Payún Oeste, en Mendoza, donde invertirá US$8 millones en 10 años.

“Un pozo no convencional de Vaca Muerta cuesta en promedio US$12 millones, entre la perforación y ponerlo en marcha. Como a lo largo de su vida acumula una producción de 1,2 millones de barriles, el costo de perforación por barril es US$10. Luego, mantener ese pozo cuesta alrededor de otros US$3 por barril, por lo cual la unidad productiva asciende a US$13. El retorno de la inversión se da entre 18 a 24 meses y la vida útil del pozo debería ser 20 años”, detalló Deccechis.

“En el convencional, en tanto, un pozo sale US$4 millones, pero acumula una producción de 120.000 barriles, el 10% de lo que acumula un pozo de Vaca Muerta. El mantenimiento posterior en la vida de ese pozo, además, es más caro, de US$35 por barril. En total es un costo por unidad de entre US$55 y US$58, mientras que el de Vaca Muerta es de US$13. Los niveles de rentabilidad de un escenario y otro son diametralmente opuestos. Para operar el convencional hay que entender cómo hacerlo rentable. Además, es una necesidad como industria y como país para diversificar la producción del resto de las cuencas productivas y para mitigar el impacto social y laboral”, agregó Deccechis.

El exsecretario de Energía e intendente de Capitán Sarmiento, Javier Iguacel, también vio el nuevo paradigma del sector energético y este año fundó la empresa Bentia Energy, que adquirió dos clústers de YPF en Neuquén. “Tenemos un programa de inversión de US$150 millones en los próximos ocho años para revivir pozos que están parados, perforar nuevos y modernizar la generación eléctrica para hacer más eficiente la operación. Además, vamos a invertir US$40 millones para abandonar alrededor de 35 pozos por año y hacer un decomisado hasta que finalice la extensión”, dijo.

Petróleos Sudamericanos, por su parte, es una empresa de más de 30 años de vida, que adquirió un clúster de YPF en Mendoza. “El convencional tiene un marco de incentivos económicos que tiene que ser muy competitivo para ser rentable. El no convencional de Vaca Muerta tiene un escenario diferente, porque cuando se encontró el recurso, se diseñó un macro normativo para ponerlo en valor. En cambio, los campos convencionales están en su segunda etapa de vida productiva, son pozos de más de 50 años que se perforaron en la década del 70 con esquemas de concesión que fueron pensados para cuando eran campos jóvenes”, advirtió Alfredo Bonatto, vicepresidente y CEO de la empresa.

El ejecutivo indicó que mientras que un campo no convencional paga una regalía del 12%, los campos maduros pagan entre 15 a 22%. “Los gobiernos provinciales tomaron la iniciativa y están replanteando eso en las sucesivas prórrogas de concesiones. Lo mismo ocurre con los sindicatos, porque en la Argentina hay muchos más de 100 yacimientos parados sin producción, porque el esquema económico actual no les permite producir. De un pozo maduro, de cada 100 unidades que se producen, el 95% de lo que se extrae es agua y solo 5% es petróleo. Por eso se necesita tener un esquema operativo de altísima competitividad para ser rentable. Eso demanda una estructura organizacional y un conocimiento muy focalizado. Es un desafío muy grande”, sostuvo Bonatto.

Una mirada similar tiene Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, la empresa de más de 60 años que compró activos maduros a PAE en Santa Cruz. También tiene en Mendoza y en Tierra del Fuego. “Es una compañía que por muchos años se dedicó a realizar proyectos exploratorios y cuando descubría recursos, los vendía. Ese modelo no existe más hace mucho tiempo”, cuenta el ejecutivo.

“El desafío es ser partícipes de este cambio de paradigma que se está dando y que va a implicar cambios profundos en la manera en que se operan esas áreas y en la relación con autoridades sindicales y provinciales. El mantenimiento que hay que hacer a los pozos maduros es muy intensivo para barrer el fondo del barril, lo que queda en los yacimientos. Son pozos muy antiguos, en muchos casos olvidados. Las empresas grandes y el personal especializado se va a mudar a Neuquén, y cada vez van a quedar menos proveedores en las otras provincias, como Chubut y Santa Cruz. Por eso la transición a este nuevo paradigma hay que hacerlo de manera inteligente”, aconsejó Obrador.

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Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la Argentina después de 117 años de historia. En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedió a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, José Estenssoro, licitó áreas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores más chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. Así fue el comienzo de grandes compañías conocidas hoy como Pan American Energy (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol, Pecom, Tecpetrol y CGC.

Ahora, de la mano de una nueva iniciativa que toma YPF 30 años después –vender activos maduros y enfocar sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta–, la industria petrolera está en un punto de inflexión, ya que quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia.

Las grandes empresas operadoras –YPF, PAE, Vista y Tecpetrol, entre otras– destinarán prácticamente todas sus inversiones a Vaca Muerta, que demanda grandes desembolsos iniciales, pero que otorga márgenes de rentabilidad muy altos.

En tanto, las empresas de servicios –Pecom, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy y Crown Point, entre otras– se enfocarán en la operación y mantenimiento de los yacimientos convencionales maduros, repartidos en Chubut, Santa Cruz, Río Negro, Mendoza y Tierra del Fuego. Esto requerirá también un cambio de perspectiva de las autoridades provinciales y sindicales, que deberán adaptarse a los menores niveles de rentabilidad para que no caiga de manera brusca la actividad petrolera.

“¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las pequeñas y medianas empresas y para la Argentina”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF al presentar la iniciativa.

Punto de inflexión

Este proceso comenzó luego de la pandemia por parte de algunas grandes empresas petroleras, pero se aceleró fuertemente con el proyecto Andes que lanzó YPF, en el cual ya firmó nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas y recientemente se sumaron siete áreas más en venta ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego.

“YPF está limpiando su portafolio, porque tenía más concesiones de las que podía manejar. No tiene ni tiempo, ni capital, ni capacidad física para abarcar todo. Por lo tanto, se concentra en las áreas en la que tiene una buena rentabilidad y vende las maduras en la que hay que inyectar mucha agua con un costo de energía muy alto para sacar el petróleo”, explica el exministro de Energía Juan José Aranguren.

Los pozos maduros, en tanto, quedan para empresas más chicas que suelen dedicarse a dar servicios de perforación y mantenimiento de los pozos petroleros y que no tienen la estructura de YPF, lo que las hace en algunos aspectos más ágiles.

“Vender activos de petróleo convencional es lo correcto, porque el desafío que hay con Vaca Muerta es tan grande, que YPF debe concentrar sus esfuerzos ahí. Hay gente capaz que puede inteligentemente explotar y extender la vida de los campos maduros, con organizaciones livianas y con bajos costos, mientras que las grandes compañías se dedican a la producción de los campos no convencionales. Es reeditar lo que sucedió en los 90″, dice, por su parte, Roberto Monti, expresidente de YPF entre 1997 y 1999.

Para no ir tan lejos en el tiempo, otros actores señalan que el proceso que se está dando en la Argentina es similar al que comenzó Brasil hace unos años, cuando las grandes empresas operadoras trasladaron sus inversiones a la producción offshore del Pre Salt –una cuenca costa afuera descubierta en 2005–, y vendieron las concesiones de los otros campos maduros.

Una de las compañías argentinas que vislumbró la nueva tendencia fue Pecom, del Grupo Perez Companc, que en 2015 había regresado al sector energético para prestar servicios, pero que en 2020 volvió al rol de operadora al comprar siete campos maduros de gas y petróleo en Brasil. Ahora, la compañía busca expandirse de la misma manera en la Argentina, luego de adquirir el 50% de las concesiones de El Trébol – Escalante, que tenía YPF en Chubut. Invertirá US$150 millones para lograr aumentar la producción de 10.000 barriles diarios a 15.000 en cinco años.

“En Brasil pasó algo similar a lo que está ocurriendo ahora en la Argentina, donde las grandes petroleras se fueron al offshore, pero había mucho campo maduro onshore [en tierra], que una empresa con nuestro expertise podía desarrollar. En la Argentina logramos volver a la figura de operadores con la compra de las concesiones de YPF. Nuestro objetivo es optimizar los gastos operativos basados en una mayor integración del servicio, en conjunto con las empresas locales y con mucho trabajo mancomunado con el sindicato y con las autoridades provinciales y municipales”, dijo Andrés Ponce, director ejecutivo de Upstream de Pecom.

Diferencias con Vaca Muerta

En la Argentina, actualmente hay 83.000 pozos petroleros perforados, de los cuales solo 26.300 están en producción (31%). De este total, 23.000 son convencionales y producen el 44% de la oferta total de petróleo del país, mientras que solamente hay 3300 no convencionales de Vaca Muerta que generan el 56% de la producción restante (403.000 barriles diarios).

“Estos números sirven para explicar la diferencia de productividad entre el no convencional y el convencional. La rentabilidad es 10 a 1, lo que hace que las empresas que tengan espalda financiera suficientemente robusta focalicen sus recursos en Vaca Muerta. Y esto abre una puerta para que empresas más pequeñas, con modelos más integrados en el negocio, puedan poner en valor los activos convencionales de la Argentina”, explicó Leonardo Deccechis, gerente general de operaciones (COO) de Aconcagua Energía, una empresa fundada en 2015 por dos exYPF, Diego Sebastián Trabucco y Javier Agustín Basso.

La compañía compró activos convencionales que puso a la venta Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, y actualmente produce 13.500 barriles equivalentes (petróleo y gas) por día, de los cuales el 70% es petróleo y el resto es gas. También obtuvo la concesión del área de explotación Payún Oeste, en Mendoza, donde invertirá US$8 millones en 10 años.

“Un pozo no convencional de Vaca Muerta cuesta en promedio US$12 millones, entre la perforación y ponerlo en marcha. Como a lo largo de su vida acumula una producción de 1,2 millones de barriles, el costo de perforación por barril es US$10. Luego, mantener ese pozo cuesta alrededor de otros US$3 por barril, por lo cual la unidad productiva asciende a US$13. El retorno de la inversión se da entre 18 a 24 meses y la vida útil del pozo debería ser 20 años”, detalló Deccechis.

“En el convencional, en tanto, un pozo sale US$4 millones, pero acumula una producción de 120.000 barriles, el 10% de lo que acumula un pozo de Vaca Muerta. El mantenimiento posterior en la vida de ese pozo, además, es más caro, de US$35 por barril. En total es un costo por unidad de entre US$55 y US$58, mientras que el de Vaca Muerta es de US$13. Los niveles de rentabilidad de un escenario y otro son diametralmente opuestos. Para operar el convencional hay que entender cómo hacerlo rentable. Además, es una necesidad como industria y como país para diversificar la producción del resto de las cuencas productivas y para mitigar el impacto social y laboral”, agregó Deccechis.

El exsecretario de Energía e intendente de Capitán Sarmiento, Javier Iguacel, también vio el nuevo paradigma del sector energético y este año fundó la empresa Bentia Energy, que adquirió dos clústers de YPF en Neuquén. “Tenemos un programa de inversión de US$150 millones en los próximos ocho años para revivir pozos que están parados, perforar nuevos y modernizar la generación eléctrica para hacer más eficiente la operación. Además, vamos a invertir US$40 millones para abandonar alrededor de 35 pozos por año y hacer un decomisado hasta que finalice la extensión”, dijo.

Petróleos Sudamericanos, por su parte, es una empresa de más de 30 años de vida, que adquirió un clúster de YPF en Mendoza. “El convencional tiene un marco de incentivos económicos que tiene que ser muy competitivo para ser rentable. El no convencional de Vaca Muerta tiene un escenario diferente, porque cuando se encontró el recurso, se diseñó un macro normativo para ponerlo en valor. En cambio, los campos convencionales están en su segunda etapa de vida productiva, son pozos de más de 50 años que se perforaron en la década del 70 con esquemas de concesión que fueron pensados para cuando eran campos jóvenes”, advirtió Alfredo Bonatto, vicepresidente y CEO de la empresa.

El ejecutivo indicó que mientras que un campo no convencional paga una regalía del 12%, los campos maduros pagan entre 15 a 22%. “Los gobiernos provinciales tomaron la iniciativa y están replanteando eso en las sucesivas prórrogas de concesiones. Lo mismo ocurre con los sindicatos, porque en la Argentina hay muchos más de 100 yacimientos parados sin producción, porque el esquema económico actual no les permite producir. De un pozo maduro, de cada 100 unidades que se producen, el 95% de lo que se extrae es agua y solo 5% es petróleo. Por eso se necesita tener un esquema operativo de altísima competitividad para ser rentable. Eso demanda una estructura organizacional y un conocimiento muy focalizado. Es un desafío muy grande”, sostuvo Bonatto.

Una mirada similar tiene Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, la empresa de más de 60 años que compró activos maduros a PAE en Santa Cruz. También tiene en Mendoza y en Tierra del Fuego. “Es una compañía que por muchos años se dedicó a realizar proyectos exploratorios y cuando descubría recursos, los vendía. Ese modelo no existe más hace mucho tiempo”, cuenta el ejecutivo.

“El desafío es ser partícipes de este cambio de paradigma que se está dando y que va a implicar cambios profundos en la manera en que se operan esas áreas y en la relación con autoridades sindicales y provinciales. El mantenimiento que hay que hacer a los pozos maduros es muy intensivo para barrer el fondo del barril, lo que queda en los yacimientos. Son pozos muy antiguos, en muchos casos olvidados. Las empresas grandes y el personal especializado se va a mudar a Neuquén, y cada vez van a quedar menos proveedores en las otras provincias, como Chubut y Santa Cruz. Por eso la transición a este nuevo paradigma hay que hacerlo de manera inteligente”, aconsejó Obrador.

 La industria quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia  LA NACION