YPF, la petrolera de mayoría estatal, encomendó al Banco Santander el proceso de venta de 55 áreas de explotación de petróleo y gas “convencionales”, en lo que bautizó como “Proyecto Andes”.

El proceso de venta está a cargo del Banco Santander, que ya el viernes envió a empresas interesadas una presentación inicial de cuáles son los llamados “campos maduros” de lo que YPF quiere desprenderse.

El objetivo es concentrar los recursos financieros y tecnológicos en el plan estratégico del nuevo presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que se basa en gran medida en intensificar la exploración y explotación de los llamados “recursos no convencionales” concentrados en la formación geológica Vaca Muerta, que hasta ahora se desarrolló casi exclusivamente en Neuquén, pero abarca también partes de Mendoza, Río Negro y La Pampa.

El esquema de «clusters» en venta; el esquema combina áreas de distinto atractivo

La información técnica y geológica suministrada a los interesados mediante el acceso a un data-room, incluye 17 áreas convencionales en Neuquén y cantidades menores de campos, áreas o bloques en otras provincias. Las empresas interesadas tienen 30 días para evaluar esa información y realizar su oferta.

La idea es que los campos de los que se retira YPF sean explotados por operadoras independientes, más pequeñas, que se enfoquen en hacer más eficiente la extracción de gas y petróleo en esos reservorios, ya maduros, mediante técnicas de extracción secundaria o terciaria.

El diseño de los “clusters” en que fueron agrupadas las áreas se hizo de modo que incluya pozos de mayor y menor interés, de modo de evitar que la petrolera de mayoría estatal se queda solo con los pozos menos atractivos. Las ofertas de los interesados no deben ser por pozo o bloque, sino por clusters.

Apuntando a ese objetivo, por caso, YPF diseñó el cluster “Mendoza Sur”, que incluye tanto áreas mendocinas como en su vecina Neuquén.

Las áreas en venta en el cluster «Mendoza Sur», que incluye también operaciones en Neuquén

Aún no está definido, sin embargo, cómo será la operación en el caso de Santa Cruz, pues está en discusión con el gobernador provincial, Claudio Vidal, exsecretario del gremio de petroleros de la provincia. Según reportó Econojournal, “lo más probable es que la mayor parte de los bloques operados por YPF sean revertidos a Fomicruz, la empresa provincial de Santa Cruz, para que sea la compañía pública la encargada de relicitar las áreas”.

De hecho, en declaraciones a la radio FM San Jorge, de Caleta Olivia, reproducidas en el portal Winfo Santa Cruz, Vidal dijo que “no hay que tenerle miedo” al retiro de YPF de los pozos convencionales pues el gobierno provincial “va a generar las posibilidades para conseguir nuevos y mejores inversores”.

Vidal incluso criticó anteriores gestiones de YPF que -dijo- “les daban la explotación a dos o tres amigos ligados al poder”, en lo que se entendió como una alusión al anterior presidente de la petrolera, el santacruceño Pablo González, exdiputado y ex senador nacional por la provincia y también vicegobernador durante la primera gestión de Alicia Kirchner.

Para cuantificar la situación, Vidal dijo que la producción de YPF en Santa Cruz había caída de un valor de USD 600 millones en 2016 a USD 253 millones en 2022, en plena gestión de González. Santa Cruz tiene, además, la expectativa del desarrollo de “Palermo Aike”, una formación de hidrocarburos no convencionales cuya exploración y desarrollo está a cargo de YPF y Compañía General de Combustibles.

Gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal

Desde la petrolera de mayoría estatal señalaron que se trata del avance del plan “4×4″ de Marín y que el objetivo es que antes de fin de año en las 55 áreas en venta estén operando compañías más chicas, que le saquen el jugo a los pozos concentrándose en sus particularidades, mientras YPF se enfoca en el desarrollo a fondo de Vaca Muerta, la joya energética de la Argentina, al menos en materia hidrocarburífera.

La caída de la producción de hidrocarburos convencionales de la Argentina lleva más de una década y recién en los últimos empezó a ser algo más que compensada por el aumento de la producción en Vaca Muerta.

Por caso, la producción de petróleo convencional pasó de 197 millones de crudo en 2013 a 121 millones en 2023, una declinación de casi 39%, equivalente a la caída en la producción diaria de cerca de 200.000 barriles diarios. En tanto, en gas la declinación productiva del segmento “convencional” fue del 49 por ciento.