Tras la salida de YPF, nuevos operadores buscan reactivar los campos convencionales de Mendoza
Valentina Gatica
Mientras Vaca Muerta concentra las mayores expectativas de crecimiento, una parte importante del negocio petrolero de Mendoza se juega en yacimientos que ya llevan décadas produciendo y todavía conservan recursos por recuperar. PECOM, Venoil Energía y Petróleos Sudamericanos expusieron las estrategias de inversión, recuperación mejorada, menores costos y regalías adaptadas a cada campo.
La discusión se dio en la Mesa 2, “Reactivación del convencional: nuevos operadores, recuperación de campos maduros y servicios locales”, moderada por Julián Guarino, director de Shale24, y con la participación de Horacio Bustillo, CEO de PECOM; Gustavo Naves, presidente y CEO de Venoil Energía; y Alfredo Bonatto, presidente y CEO de Petróleos Sudamericanos.
El denominador común de los tres casos es el cambio que produjo la salida de grandes compañías de activos convencionales para concentrar capital en otros negocios, especialmente Vaca Muerta. En Mendoza, el Plan Andes de YPF permitió que operadores con otra escala y especialización asumieran campos cuya producción venía declinando. La apuesta es que esos yacimientos todavía pueden generar valor si cambian la forma de operarlos.
Mirá también👇🏻
No todos los campos maduros están agotados
Los campos maduros son yacimientos que ya atravesaron buena parte de su vida productiva y en los que la extracción natural pierde fuerza. Para sostener o recuperar producción hacen falta nuevas intervenciones, inyección de agua, recuperación mejorada, reacondicionamiento de pozos y una gestión mucho más ajustada de los costos.
En el caso de PECOM, Bustillo marcó un límite claro para la estrategia de la empresa. Aunque calificó a Vaca Muerta como “un recurso increíble”, sostuvo que el no convencional responde a un modelo operativo distinto al que hoy desarrolla la compañía. “Por el momento, Vaca Muerta para otros; nosotros nos focalizamos en esto”, afirmó, en referencia a la recuperación terciaria y los campos maduros.
Eso explica por qué empresas especializadas comenzaron a ocupar espacios que dejaron grandes operadoras. El CEO de PECOM señaló durante el panel que la compañía pasó de aproximadamente 10.000 a 50.000 barriles diarios en menos de un año, aunque marcó una diferencia entre incorporar producción y construir una empresa preparada para sostenerla.
“Eso es crecimiento, pero no es desarrollo”, planteó.
La cifra coincide con la estrategia comunicada por la propia PECOM: al anunciar la adquisición de su participación en El Corcobo, la compañía informó que la operación, una vez completada, le permitiría superar los 50.000 barriles diarios de producción operada.
El foco inmediato de PECOM estará puesto en consolidar la estructura que permita administrar esa nueva escala y que por ahora, PECOM mantendrá su especialización en el convencional y particularmente en recuperación terciaria, en lugar de dispersar capital hacia un modelo operativo muy diferente.
Casi US$600 millones para cuatro áreas del Clúster Norte
En Mendoza, uno de los mayores movimientos de este proceso quedó en manos de Petróleos Sudamericanos. La compañía recibió las seis áreas del denominado Clúster Norte que pertenecían a YPF: Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán.
Al momento de la transferencia, el conjunto producía alrededor de 2.200 metros cúbicos diarios y representaba aproximadamente el 25% de la producción hidrocarburífera provincial, según datos oficiales. Cuatro de esas áreas: Barrancas, La Ventana, Vizcacheras y Río Tunuyán, tenían vencimientos próximos y fueron prorrogadas por otros diez años.
El compromiso de inversión suma US$598,2 millones: US$326,9 millones para Barrancas, US$124,1 millones para La Ventana, US$132,4 millones para Vizcacheras y US$14,8 millones para Río Tunuyán.
Los planes incluyen nuevos pozos, reactivación de pozos inactivos, trabajos de workover y mejoras en instalaciones de superficie y transporte. El Gobierno provincial estima además gastos operativos por alrededor de US$1.400 millones durante los períodos prorrogados.
La escala de esas cifras ayuda a entender por qué Mendoza decidió extender contratos en áreas que ya no formaban parte de las prioridades de YPF.
Regalías más bajas para sostener inversión
La ecuación de los campos maduros también llevó a revisar la carga económica de las concesiones. Para las cuatro áreas prorrogadas a Petróleos Sudamericanos, Mendoza aplicó una reducción de regalías del 7%, vinculada a los compromisos de inversión asumidos por la empresa.
La lógica defendida durante el Summit fue que una tasa menor puede resultar más conveniente si permite mantener un yacimiento activo, invertir y recuperar producción. Un campo que continúa cayendo puede terminar aportando cada vez menos incluso con una alícuota elevada.
Ese esquema de incentivos aparece como una de las herramientas con las que la Provincia intenta hacer competitivos activos que tienen una economía muy diferente a la de un desarrollo nuevo.
Venoil: US$91 millones firmes y otros US$59 millones condicionados
Venoil atraviesa un proceso similar en Malargüe, la empresa tomó de YPF las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, cuyas concesiones fueron extendidas hasta el 15 de noviembre de 2037. La transferencia del 100% de la participación había sido autorizada previamente por el Ministerio de Energía y Ambiente.
El programa incluye US$91 millones de inversión firme: US$32,15 millones en Cerro Fortunoso y US$58,85 millones en Valle del Río Grande. A ese monto pueden agregarse US$59 millones contingentes, condicionados a resultados y validaciones técnicas.
Las dos áreas produjeron en julio unos 4.368 barriles diarios de petróleo, equivalentes al 9,1% de la producción mendocina declarada ese mes. En este caso, Mendoza incorporó además un esquema de regalías petroleras variables de entre 5% y 16%, según el precio realizado en boca de pozo.
Vaca Muerta aparece en el horizonte sin desplazar al convencional
Si bien Naves reconoció durante el panel que Vaca Muerta representa una oportunidad difícil de ignorar para cualquier petrolera argentina, Venoil tiene operaciones en Malargüe relativamente próximas al extremo de la formación y sigue con atención los trabajos que están realizando YPF, Quintana y TanGo Energy en el sur provincial.
La compañía tiene por delante compromisos significativos sobre los activos que acaba de incorporar y su prioridad inmediata será ejecutarlos. El eventual ingreso al no convencional dependerá, entre otras cosas, de lo que demuestren las perforaciones que hoy están reduciendo el riesgo exploratorio de Vaca Muerta en Mendoza. “Paso a paso, con los pies en la tierra”, sintetizó Naves durante el encuentro.
La diferencia con empresas que ya están perforando el shale es clara: para Venoil, el desafío inmediato de Venoil pasa por ejecutar el programa de inversiones comprometido en Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, antes de evaluar una expansión hacia el no convencional.
Bonatto puso otro costo sobre la mesa: cómo trabaja la industria
Para Bonatto, la recuperación del convencional no depende únicamente de nuevas tecnologías aplicadas a los pozos. El ejecutivo sostuvo que la industria también deberá innovar en la organización del trabajo, la relación con los sindicatos y los vínculos con la autoridad de aplicación para mejorar su competitividad.
En ese sentido, afirmó que la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos trabaja en una revisión del convenio colectivo de los petroleros privados de Cuyo. Según explicó, el objetivo es adaptar determinadas condiciones laborales a una industria que necesita reducir costos para sostener campos maduros. Durante el panel no detalló qué modificaciones se encuentran bajo análisis ni informó que exista un acuerdo cerrado con los sindicatos.
Bonatto también advirtió sobre la necesidad de revisar las estructuras de costos sin depender de escenarios excepcionales de precios: para el empresario, suponer que el barril permanecerá siempre cerca de los US$100 puede llevar a decisiones equivocadas, por lo que consideró que los cambios deben encararse cuando las condiciones todavía permiten hacerlo.
Una oportunidad para los servicios locales
El recambio de operadores también modifica el mapa de proveedores, la reactivación de pozos, los trabajos de pulling y workover, la recuperación secundaria y terciaria y las mejoras de instalaciones requieren compañías de servicios capaces de trabajar de manera permanente alrededor de los yacimientos.
En el caso de Petróleos Sudamericanos, la propia Provincia señaló que el programa de inversiones y los gastos operativos asociados a las prórrogas tendrán impacto sobre la cadena regional de servicios.
Venoil también viene utilizando un modelo basado en operadores especializados y una estructura concentrada en clústeres geográficos para intentar hacer rentables campos que las compañías de mayor escala dejaron de priorizar.
El convencional todavía tiene una pelea por dar
El recambio de operadores abre ahora una etapa en la que los resultados deberán medirse sobre la producción. Los compromisos de inversión, las prórrogas y los nuevos esquemas de regalías apuntan a desacelerar el declino natural de los yacimientos y extender su vida productiva, en un escenario en el que el crecimiento del shale concentra cada vez más capital dentro de la industria.
Para Mendoza, la continuidad del convencional dependerá de que esas inversiones consigan recuperar barriles adicionales, mejorar la eficiencia de los campos maduros y sostener actividad en áreas que continúan teniendo un peso relevante dentro de la producción provincial.
