Los tres planes que analiza YPF para las áreas maduras próximas a vencer en Neuquén y Río Negro
De cara a los vencimientos de las concesiones, YPF sopesa opciones para las 15 áreas de producción convencional en Río Negro y Neuquén que están llegando a su fin. La firma busca mantener los activos de mayor rentabilidad.
Unos 107.000 barriles por día se exportaron desde la Cuenca Neuquina, en promedio, durante los primeros 2 meses del año. (Foto: Matías Subat)
El vencimiento de las áreas de producción convencional en Neuquén y Río Negro está a la vuelta de la esquina. La petrolera de mayoría estatal, YPF evalúa tres alternativas, ya que entre 2025 y 2027, se le vencen 15 licencias de bloques entre ambas provincias. Con la nueva gestión de Horacio Marín, la empresa busca concentrar esfuerzos en sus activos más rentables y evaluar el presente de cada área del convencional para trazar líneas de acción.
La definición del futuro de algunas de estas áreas comenzó un recorrido contrarreloj, ya que para mediados de este año debería concretarse el destino de las que vencen en 2025. Entre las opciones, se evalúan la reversión de las áreas a la provincia que corresponda, la cesión de operaciones a otras empresas en la región, y la venta. Vale recordar que cualquier operador en esta situación tiene estas opciones.
La reversión a las provincias implicaría diferentes costos para la empresa, entre ellos el pasivo ambiental de la mano del abandono técnico de los pozos. Esto permitiría una relicitación por parte de la provincia con foco en otras compañías de menor porte, que podrían ponerlas en valor.
La segunda opción propone la cesión de operaciones a Pymes u otras empresas. En este caso, se pueden hacer varios contratos con distintas características. Por ejemplo, tener acuerdos de producción, donde se define una cantidad de petróleo y gas que debe entregarse, en este caso, a YPF. El excedente se lo queda la empresa a cargo de la operación.
Esta opción apunta a que las empresas más chicas potencien estos activos, inviertan y mantengan actividad en el convencional, según indicó un alto mando de la empresa. Las compañías podrían verse beneficiadas en los próximos años con contratos de asociación con los titulares de los bloques.
«Vamos a hacer contratos de compra del petróleo con descuento para las Pymes cuando no sean áreas de mucho impacto», expresó el ejecutivo. La tercera opción apunta a la venta. Puede ser total o parcial y también puede acordarse con una Pyme o una operadora más pequeña.
Estas alternativas apuntan al despegue parcial o total de la empresa, hecho que no sucederá en todas las áreas, ya que la firma adelantó que mantendrá algunos bloques del convencional bajo su ala. Estas son las que cuentan con algún beneficio estratégico, tal como sucede con el área Puesto Hernández, que vence en 2027.
Allí llega el oleoducto Vaca Muerta Norte, que permitirá trasladar más crudo a Chile a través del Oleoducto Trasandino (Otasa). Y precisamente la cabecera del bombeo del ducto de exportación está también allí.
YPF 4×4: la empresa revisará activos para maximizar su rentabilidad
Estas opciones que se evalúan para las áreas del convencional forma parte de la estrategia 4×4 que busca implementar Marín para cuadruplicar el valor de la empresa y su rentabilidad. Para ello, uno de sus pilares es la Gestión del Portafolios, donde revisan los activos en pos de este objetivo en el corto y mediano plazo. En Neuquén, tienen 11 áreas próximas a vencer en Neuquén y 5 en Río Negro.
«Cuando un área es muy madura no es eficiente. El futuro que se defina para las áreas lo vamos a encarar de forma prolija en acuerdos con los Gobiernos provinciales y sindicatos», expresó el ejecutivo. La compañía ya inició los diálogos con las autoridades no solo en estas provincias, sino también en Mendoza, Chubut y Santa Cruz.
Entre otros factores, esta gestión ya apunta a la desinversión de las áreas que resultan poco productivas, lo que traerá nuevas definiciones a su producción de la mano del convencional. En la actualidad, YPF tiene alrededor del 50% producción convencional y 50% en el no convencional. «Aspiramos a un modelo del 80% no convencional y 20% convencional», adelantó.
La decisión, como ya se señaló, va de la mano de la rentabilidad. El no convencional tiene un lifting cost 60-80% menor al convencional. Este hace referencia a cuánto dinero hace falta para poner el petróleo y el gas en la superficie. Por cada dólar que se invierte en el no convencional para esta operación, es necesario destinar 9 en el convencional.
La firma mira con atención los planes de la vecina Petrobras, que a partir de 2013 inició una estrategia de desinversión en campos maduros para concentrar esfuerzos en la reserva llamada Presal. Ubicada por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor, puede convertir a Brasil en uno de los cinco mayores exportadores de crudo.
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