Cómo es el plan récord de YPF para Vaca Muerta
La petrolera de bandera inyectará este año la mayor inversión en los campos shale, con 3.000 millones de dólares. Trabajarán sobre tres hubs de áreas con el objetivo de multiplicar la producción del petróleo de Vaca Muerta para compensar en poco tiempo el desprendimiento de las áreas maduras.
El plan de YPF apunta a multiplicar la producción de petróleo de Vaca Muerta para compensar la salida de campos maduros.
En las chacras que caracterizan a la región hay una práctica cultural que es clave: las plantas se podan para poder crecer luego con más fuerza. Esto mismo pero sobre carteras de activos es lo que hará este año YPF, la petrolera de bandera que podará los campos maduros donde obtenía bajos rendimientos para focalizar sus esfuerzos en maximizar los brotes de las áreas de Vaca Muerta, en donde inyectará la mayor inversión anual que se ha hecho en su corta historia, con una base de 3.000 millones de dólares para este año.
El plan de YPF para este año en Vaca Muerta tiene toda la impronta de la nueva gestión que encabeza Horacio Marin con su diseño 4×4, con el que busca cuadriplicar la producción de la petrolera de bandera en 4 años.
El primer punto saliente del plan es que se multiplicarán los hubs o clusters de áreas en los que se focaliza la inversión y los trabajos de YPF en Vaca Muerta.
La petrolera tiene un claro core hub, un nodo central de áreas que han sido el eje no solo de sus trabajos sino de la expansión en sí de Vaca Muerta, y que corresponde a las áreas Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y a un sector de un bloque más reciente como es Aguada del Chañar.
Este hub será el central en este año para YPF, pero no el único. La petrolera focalizará también sus trabajos en un hub en el norte de la formación, en la zona más cercana a Rincón de los Sauces. Allí se cuentan áreas como Bajo del Toro Norte que se desarrolla en sociedad con Equinor, el sector Narambuena que aún está dentro de un bloque convencional compartido con Chevron y también el área gasífera Loma Amarilla.
En tanto que en este año, YPF trabajará con un tercer hub, emplazado más al sur de Añelo. Se trata también de una zona que hoy está aún dentro de la enorme concesión convencional de Loma La Lata.
La hoja de ruta de este año para Vaca Muerta contempla que se incrementará la cantidad de equipos perforadores activos, pasando de los 12 que operaron el año pasado a un total de 15 en este año.
El foco de los trabajos serán los bloques productores de petróleo que concentrarán el 75% de las inversiones del upstream. Esto se debe a que el plan de desprendimiento de los 55 campos maduros de todo el país redundará en este año en una marcada caída de la producción de petróleo propia de YPF.
Menos áreas, menos producción
Si bien, la salida de YPF de estas áreas no se dará de un día para el otro, el CEO y presidente de YPF, consideró que “esperamos que la totalidad del plan se cumpla en este año”. Algo que marcará una caída en la producción de la petrolera de 90.000 barriles por día y 6,5 millones de metros cúbicos de gas diarios, lo cual representa cerca del 60% de la actual producción convencional de la firma.
Esa menor producción producto de la venta o reversión de bloques convencionales es la que se busca compensar con la mayor actividad en Vaca Muerta, que para este año se espera que eleve sus rindes en un 24%.
En concreto, Marin detalló ante inversores internacionales que la hoja de ruta marca que se pasará de los 97.000 barriles diarios de shale oil extraídos el año pasado a 160.000 barriles específicos de Vaca Muerta en 2025, dado que al salto del 24% de este año, se espera sumar un 35% más de producción el año que viene.
“Vamos a balancear -la menor producción convencional- con un crecimiento en Vaca Muerta que van a ver que en el futuro va a sobrepasar la reducción”, aseguró Marin.
El dato
- 90.000
- barriles por día menos es lo que implicará para la petrolera el desprendimiento de los campos maduros.
Para esto el destino de los equipos perforadores de YPF es claro, ya que 12 de los 15 rigs estarán abocados a realizar nuevos pozos productores de petróleo.
En este año, es claro que este plan redundará en una caída en la producción total de YPF que espera también tener un flujo de caja negativo por su agresivo plan de inversión que, en total, llegará este año a los 5.000 millones de dólares.
Sin embargo Marin fue claro con los beneficios que, así como en las chacras, espera que tenga la poda de campos maduros para YPF.
En primer lugar, el desprendimiento de los bloque convencionales de baja producción y alto costo operativo permitirá reducir el lifting cost, el costo de extracción, pero a la vez liberará fondos para reinvertir en áreas que sean más rentables.
“La gestión activa de la cartera, incluye aumentar la proporción de producción de shale de alrededor del 50% a alrededor del 80% de nuestra producción total, lo que nos permitirá reducir el lifting cost promedio en casi el 50% para 2025, respecto a 2023”, indicó Marin.
Y sumó que “nos centraremos en inversiones con altos rendimientos y estricta alineación con nuestro negocio principal. Por lo tanto, planeamos salir de algunos de nuestros campos convencionales maduros, pero liberaremos alrededor de 800 millones de dólares en CapEx para reasignarse principalmente a la actividad de shale oil”.
Este traspaso, detalló Marin que “se traducirá en una mayor rentabilidad. Nuestros proyectos de petróleo shale es dos veces más rentable que los proyectos convencionales y los plazos de amortización por pozo son inferiores a los relacionados con campos convencionales”.
Al final del camino, la hoja de ruta trazada indica que la petrolera de bandera espera “contagiar” los bajos breakevens de Vaca Muerta a su cartera total, para que ese punto donde inicia la ganancia pase a estar para el promedio de YPF en los 40 dólares por barril.
Combustibles y transporte
Pero claro está que el plan se acompaña con otros ejes, como son la recomposición del precio de los combustibles en surtidor, un agresivo plan de infraestructura y el avance del mega proyecto de la planta para exportar gas natural licuado (GNL).
La primera palanca de estos otros ejes es la del precio de los combustibles que vienen de un largo tiempo de ser vendidos por debajo de la paridad de importación.
En la charla con inversores, Marin detalló que los precios hoy “están cerca, y nuestra visión es que durante el año vamos a alcanzar los precios de mercado internacional”.
Recompuesta esa caja, el segundo eje de respaldo es el desarrollo de fuerte plan de infraestructura en el segmento del midstream, lógicamente vinculado con Vaca Muerta.
En este punto hay desarrollos que ya se realizaron como la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) y el nuevo oleoducto Vaca Muerta Norte que vincula el corazón del shale con la línea a Chile y a la refinería de Luján de Cuyo.
Pero el gran plan a concretar es el proyecto Vaca Muerta Oil Sur, un oleoducto hasta la costa rionegrina en donde se construirá un gran puerto exportador.
Marin detalló que la primera etapa del proyecto, de Loma Campana a la estación de bombeo Allen de Oleoductos del Valle (Oldelval) se espera para el último trimestre de este año. Mientras que para el tercer trimestre del 2026 está previsto que el puerto pueda comenzar con sus primeras exportaciones con un transporte de 180.000 barriles por día, que a fines del 2027 se duplicaría en su capacidad a 360.000 barriles diarios.
Estos planes constituyen en el plan 4×4 diseñado por Marin el eje clave de la puesta en valor del petróleo de Vaca Muerta, el paso necesario para apalancar el cuatro punto de todo el plan que es la construcción de un complejo para exportar gas natural licuado (GNL).
El gran proyecto de GNL
Mientras desde la petrolera de bandera se espera la aprobación de una ley que blinde el proyecto, como lo planteado en la nueva mini Ley Ómnibus, desde la firma se detalló que durante los próximos 15 a 18 meses los trabajos se centrarán en la ingeniería de la obra.
Está previsto que el mes que viene se licite precisamente este trabajo, para avanzar hacia el segundo semestre del año que viene en la decisión final de inversión (FID en inglés).
“El objetivo completo del proyecto es tener una capacidad de procesamiento entre 25 y 30 MTPA, que representa la vía clave para colocar el gas de Vaca Muerta en los mercados”, aseguró Marin.
Recordó que el plan es modular, iniciando en 2027 con un buque licuefactor ya existente -posiblemente el de Petronas- con una capacidad inicial de entre 1 y 2 MTPA. Para seguir con la segunda fase que es sumar otros dos buques licuefactores para exportar hacia 2030 unos 8 ó 9 MTPA. Y a partir de 2032 disparar ese volumen a 25 ó 30 MTPA con la planta onshore ya funcionando.
En esta iniciativa YPF advirtió que requerirá una inversión inicial de 200 millones de dólares para el año que viene cuando se tome la decisión de inversión, porque apuntan a concentrar solo entre el 25 y el 30% de todo el proyecto.
“Lo llamamos el proyecto de GNL Argentina porque va a ser desarrollado por toda la industria, y por eso va a tener una buena escala económica y en la infraestructura”, indicó Marin. Y enfatizó que “es por esto que hacemos un proyecto de este tipo, un proyecto más grande que lo que YPF puede manejar, porque va a ser para todos los productores del país, para convertir a YPF y Argentina en un exportador de GNL de clase mundial”.
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