El mercado petrolero ve con buenos ojos la decisión de YPF de avanzar con el proceso de racionalización y optimización de su portafolio de campos maduros convencionales, es decir de aquellos yacimientos que ya pasaron su pico "óptimo de producción".
Se trata de 55 áreas. Desde la empresa informaron que para llevar adelante este proceso se debe realizar una evaluación de recuperabilidad del valor contable de estos activos convencionales, que hoy muestran un claro indicador de deterioro con un valor estimado en US$ 1.800 millones.
La compañía ya anunció que optimizará sus planes de inversión, pudiendo concentrarse en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía con especial foco en Vaca Muerta.
El plan de racionalización busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos.
A través de un comunicado, la empresa dejó en claro que "las buenas prácticas de la industria petrolera establecen que, para las compañías de escala como YPF, no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en este tipo de yacimientos, los cuales en general son operados por operadores más pequeños que puedan dar continuidad a la actividad".
La noticia dejó señales positivas para el mercado. José Luis Sureda, ex secretario de Recursos Hidrocarburíferos, afirmó que "la actitud de YPF de optimizar su portafolio de activos upstream es una decisión sabia cargada de racionalidad".
En este contexto, agregó que las provincias verán un resurgimiento en la actividad mediante el ingreso de nuevos jugadores que serán más eficientes que YPF para el tamaño de las áreas en cuestión.
"Ni YPF ni empresa alguna puede sostener semejante portafolio sin resignar una importantísima cuota de eficiencia, o lo que es lo mismo, de rentabilidad. En la Argentina de hoy me parece necesario destacar este concepto: sin rentabilidad no hay petróleo ni hay gas. Estimo que esto será la primera fase de una transformación tremendamente positiva, pedida a gritos por el sentido común", explicó.
Para Sureda se trata de un paso gigante, no solo por el valor pecuniario, sino también por el mensaje implícito.
"Se termina la YPF Papá Noel. La nueva YPF deberá también hacer algunos ajustes en su presencia en Vaca Muerta para poder acelerar el desarrollo: nuevos socios en aquellas áreas que marcarán el paso en la expansión del shale, cosa que inevitablemente ocurrirá", manifestó.
Y añadió que el ambicioso proyecto de LNG en desarrollo va a requerir de varias fuentes de abastecimiento de gas natural y no todas serán de propiedad de YPF. "Y esto es necesario para compartir el riesgo del enorme proyecto que, seguramente, marcará un antes y un después para nuestra industria", apuntó.
La mirada del ex directivo de Pan American Energy coincide con la opinión de Alex Valdéz, ex director de Hidrocarburos de la provincia de Neuquén, quien señaló que "el país viene teniendo una deuda pendiente en el terreno de los yacimientos convencionales".
"Esta decisión debió tomarse hace tiempo. Lo interesante es que esta decisión permite el ingreso de nuevos jugadores interesados en desarrollar inversiones en campos maduros como el caso de la empresa Oilstone que viene haciendo un gran trabajo en la Cuenca Neuquina. Representa un gran desafío: se requiere de grandes inversiones y mucho conocimiento en el manejo de estas áreas", remarcó.
Y agregó que en el marco actual de la transición energética tiene que haber planes de captura de CO2 y pensar en un camino diferente para cuando se acaben los combustibles fósiles.
La premisa es maximizar la producción con la mejor tecnología disponible.
Según los datos del Informe de Tendencias del Instituto Mosconi (IAE) la producción de petróleo convencional, que representa el 52% del total del país, se redujo 2,9% en los últimos doce meses.
Como contrapartida la producción de petróleo no convencional, que ocupa el 48% del total, creció 25,2% en el último año. Esto se explica por el incremento en la producción de shale oil, que en los últimos doce meses aumentó 25,9%.
En tanto, la producción de gas natural convencional, que representa el 42% del total, disminuyó 8,3% en ese mismo período.
Por su parte, el gas convencional hoy ocupa el 58% de la producción. En el último año la producción acumulada de shale gas aumentó 16,1% mientras que el tight disminuyó 16,7% anual respectivamente.
