Esta semana YPF cumplió 102 años en operación. Un aniversario que llega en plena etapa de cambios para la empresa, como es el desprendimiento de áreas de producción convencional con su Proyecto Andes. Ayer cerró una parte del cronograma, que consiste en la recepción de ofertas para cada clúster, conformado por distintos bloques. Participaron 30 empresas nacionales e internacionales con más de 60 ofertas. Hoy, inicia una etapa de evaluación, camino a contar con una lista corta de empresas interesadas.

La cordillera de los Andes es el factor común de las cuencas productivas en las que YPF dejará bloques de producción convencional. Son 30 áreas en Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego, que fueron agrupadas en 11 clústeres, a través de una lógica operativa por la cercanía entre sí.

En total, la producción de las áreas de las que se desprenderá YPF representa casi 34.000 barriles de petróleo (bbl/d) y casi 4 millones de metros cúbicos de gas por día, según datos de febrero de este año. En total, son 1,6 millones de acres netos. Todos los bloques están en producción y tienen acceso a infraestructura existente o a plantas de tratamiento, pero no todas forman parte de cesión de activos.

«Va a permitir que otras compañías independientes operen estos campos haciendo foco y de manera mucho más rentable que lo que podemos hacer nosotros«, había marcado días atrás el vicepresidente de Estrategia, Desarrollo de Negocios y Control Argentina de YPF, Maximiliano Westen en un webinar organizado por el Mercado Electrónico de Gas (Megsa).

El proceso inició en enero. La empresa comenzó un diálogo con referentes provinciales, sindicales y socios antes de salir al mercado a través del Banco Santander a mediados de abril. Llevaron a cabo una campaña de premarketing, una presentación a empresas interesadas en Buenos Aires y después llevaron la propuesta a Houston, Estados Unidos.

Hasta el 12 de mayo las empresas e interesados podían realizar consultas en el Data Room, donde se dispone de información detallada sobre cada clúster. Y hasta ayer estuvo disponible la plataforma para presentar ofertas de la cual participaron cerca de 80 compañías tanto nacionales como internacionales.

Cualquier inversor podía obtener información sobre los clústeres, pero para presentar ofertas debía estar asociado con una empresa operadora de petróleo y gas registrada en la Secretaría de Energía de la Nación. Según informó YPF, todos los clústeres recibieron ofertas.

Con las propuestas recibidas ayer, harán una lista corta de empresas por clúster. Evaluarán cada oferta y hacia fines de este mes está previsto firmar acuerdos definitivos para después obtener las aprobaciones provinciales en agosto. Como había adelantado el presidente de YPF, Horacio Marín, «el 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas».

Tanto en Neuquén como en Río Negro hay áreas cuya concesión está por vencer. Las provincias se mantienen a la espera de las definiciones de YPF sobre qué empresa se quedará con cada clúster para iniciar la renegociación. «Veremos con cada empresa qué plan de inversión tienen«, señaló la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en diálogo con Energía On.

Aconcagua Energía es una de las empresas que confirmó el interés de presentar ofertas al Proyecto Andes en una comunicación a la Comisión Nacional de Valores. El grupo energético tiene presencia en el convencional de Mendoza, Neuquén y Río Negro.

Las concesiones de transporte se definen según cada caso. Si la empresa sale directamente de la región, va a transferir la concesión. En el caso contrario, «facilitaremos la capacidad de evacuación«, señaló Westen. Vale aclarar, que la firma no deja el 100% de la producción convencional. Se quedarán en proyectos que responda a la rentabilidad que proyectan.

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Cuál es el potencial de los clústeres de Río Negro y Neuquén

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En total, los 11 clústeres se dividen de la siguiente forma: en Mendoza está Mendoza Norte, Mendoza Sur y Llancanelo; en Neuquén, lo dividieron en Neuquén Norte y Neuquén Sur; en Río Negro, Señal Picada – Punta Barda y Estación Fernández Oro; en Chubut, está El Trébol, Campamento Central y Cañadón Perdido y Chubut no operado; en Tierra del Fuego está el clúster con el mismo nombre de la provincia.

El clúster Neuquén Norte, con cuatro bloques, se ubica cerca de la zona del desarrollo de Vaca Muerta y tiene oportunidad de primaria y gas seco. Según un informe realizado por Martín Robledo, Fundador del Estudio Robledo y Asociados, el clúster tienen un OPEX (gasto operativo) que ronda los US$ 42 millones al año (MMUS$/año) y el CAPEX (gasto de capital) unos 20 millones.

El ingreso por producción del 2023 fue de alrededor de 84MMUS$, con un Profit (beneficio económico) de más de 22,5 MMUS$. «Considerando que se mantengan los valores de OPEX y CAPEX (aunque el CAPEX ha ido de 1,2MM a 12MM en dos años) teniendo en cuenta el declino de la producción, se continua con Profit positivo para 2024, siendo negativo en 446MUS$ para el 2025 y de 17MMUS$ para 2027″, marcó.

En Neuquén Sur, son tres bloques históricos en la provincia con geometrías particulares. Tiene oportunidad tanto en primaria como en secundaria y tiene factores de recobro atractivos. Recientemente, en el área Dadin confirmaron petróleo en la estructura del basamento. En este clúster, el OPEX ronda los 39MMUS$/año y el CAPEX unos 13MMUS$/año.

«Suponiendo que se mantengan los valores de OPEX y CAPEX (aunque el OPEX ha aumentado de ido de 6MM a 16MM en dos años) teniendo en cuenta el declino de la producción, tienen perdidas de poco más de 8 MMUS$ para 2024 llegando a 25MMUS$ de pérdidas para 2027«, señaló el referente.

En Río Negro, el clúster Señal Picada – Punta Barda tiene oportunidad de recuperación secundaria. El clúster es clave en la producción de petróleo en la provincia, ya que se extraen unos 4.000 barriles por día. «Presenta algunas estructuras aún no perforadas en tanto el sector neuquino como el sector ríonegrino», expuso Westen.

El OPEX del bloque es de 74MMUS$ ya que tiene más de 420 pozos activos, y más de 10 plantas entre baterías, Plantas de Inyección de Agua, de Tratamiento de Crudo, y de Tratamiento de gas. «El CAPEX es de unos 25MMUS$. Sin embargo, en 2023 ha habido un Profit de 22MMUS$ debido principalmente a una producción de casi 122MMUS$», indicó. Con gastos invariables, las ganancias se mantendrán en 2024 y 2025.

En tanto, el bloque estación Fernández Oro tiene oportunidad de tight gas con unidades que se encuentran en las primeras etapas de explotación. Tuvo picos de producción de gas entre 2017 y 2018, llegando casi a 3.5MMm3/d. «Con una producción de 54MMUS$ para 2023, se obtuvo un Profit de más de 11MMUS$», marcó Robledo.

Con un OPEX de 32,9MMUS$ y un CAPEX de tan solo 10MMUS$, «para 2024 ya se muestran perdidas de mas de 2MMUS$ llegando a 25MMUSD para 2027 debido al declino significativo», expresó. Por su ubicación está vinculado a los principales gasoductos y oleoductos de transporte.

Entre los clústeres más atractivos por su nivel de producción se encuentran Mendoza Norte con casi 12.000 barriles por día, y El Trébol, en Chubut, con 7.000 bbl/d y una proyección de actividad en tight gas.

La salida de YPF de los bloques maduros se da en consonancia con la venta de activos de Enap Sipetrol, la filial de la petrolera estatal chilena. Ambas empresas son socias en los bloques Campamento Central – Cañadón Perdido, en Chubut y Magallanes y Poseidón, áreas ubicadas en las costas de Tierra del Fuego. Este movimiento implicará que las empresas que adquieran estos clústers deberán llevar a cabo un nuevo acuerdo con el comprador que defina Enap.

Con el cierre de esta operación en septiembre, la petrolera de mayoría estatal se concentrará en los activos de mayor rentabilidad, como es Vaca Muerta, donde ya tienen más de 1.000 pozos productivos y una producción promedio de 206.871 bbl/d, según datos del primer trimestre. Ahora, habrá que esperar hasta agosto para conocer qué empresa adquirirá cada clúster