![](\"https:\/\/radioacuariofm.com.ar\/wp-content\/uploads\/2024\/11\/un-nuevo-paradigma-comenzo-a-gestarse-en-el-FVLDN6GLIFBY5BRN3FQVYM7W4Y-1.jpg\"\/)
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Un nuevo paradigma comenz\u00f3 a gestarse en el sector petrolero en la Argentina despu\u00e9s de 117 a\u00f1os de historia.<\/strong> En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedi\u00f3 a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, Jos\u00e9 Estenssoro<\/strong>, licit\u00f3 \u00e1reas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores m\u00e1s chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. As\u00ed fue el comienzo de grandes compa\u00f1\u00edas conocidas hoy como Pan American Energy<\/strong> (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol<\/strong>, Pecom, Tecpetrol y CGC<\/strong>.<\/p>\n Ahora, de la mano de una nueva iniciativa que toma YPF 30 a\u00f1os despu\u00e9s \u2013vender activos maduros y enfocar sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta\u2013, la industria petrolera est\u00e1 en un punto de inflexi\u00f3n<\/strong>, ya que quedar\u00e1 dividida en dos modalidades: las \u00e1reas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina<\/strong>, y las de baja o media, repartidas en el resto del pa\u00eds a trav\u00e9s de yacimientos con m\u00e1s de 50 a\u00f1os de historia.<\/p>\n Las grandes empresas operadoras \u2013YPF, PAE, Vista y Tecpetrol, entre otras\u2013 destinar\u00e1n pr\u00e1cticamente todas sus inversiones a Vaca Muerta, que demanda grandes desembolsos iniciales, pero que otorga m\u00e1rgenes de rentabilidad muy altos<\/strong>.<\/p>\n En tanto, las empresas de servicios \u2013Pecom, Aconcagua Energ\u00eda, Petr\u00f3leos Sudamericanos, Bentia Energy y Crown Point, entre otras\u2013 se enfocar\u00e1n en la operaci\u00f3n y mantenimiento de los yacimientos convencionales maduros<\/strong>, repartidos en Chubut, Santa Cruz, R\u00edo Negro, Mendoza y Tierra del Fuego. Esto requerir\u00e1 tambi\u00e9n un cambio de perspectiva de las autoridades provinciales y sindicales<\/strong>, que deber\u00e1n adaptarse a los menores niveles de rentabilidad para que no caiga de manera brusca la actividad petrolera.<\/p>\n \u201c\u00bfQuieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? <\/strong>Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las peque\u00f1as y medianas empresas y para la Argentina\u201d, dijo Horacio Mar\u00edn, presidente y CEO de YPF al presentar la iniciativa.<\/p>\n Este proceso comenz\u00f3 luego de la pandemia por parte de algunas grandes empresas petroleras, pero se aceler\u00f3 fuertemente con elproyecto Andes <\/strong>que lanz\u00f3 YPF, en el cual ya firm\u00f3 nueve acuerdos de compraventa por 25 \u00e1reas<\/strong> y recientemente se sumaron siete \u00e1reas m\u00e1s en venta ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego.<\/p>\n \u201cYPF est\u00e1 limpiando su portafolio, porque ten\u00eda m\u00e1s concesiones de las que pod\u00eda manejar.<\/strong> No tiene ni tiempo, ni capital, ni capacidad f\u00edsica para abarcar todo. Por lo tanto, se concentra en las \u00e1reas en la que tiene una buena rentabilidad y vende las maduras<\/strong> en la que hay que inyectar mucha agua con un costo de energ\u00eda muy alto para sacar el petr\u00f3leo\u201d, explica el exministro de Energ\u00eda Juan Jos\u00e9 Aranguren.<\/p>\n Los pozos maduros, en tanto, quedan para empresas m\u00e1s chicas que suelen dedicarse a dar servicios de perforaci\u00f3n y mantenimiento de los pozos petroleros y que no tienen la estructura de YPF, lo que las hace en algunos aspectos m\u00e1s \u00e1giles.<\/p>\n \u201cVender activos de petr\u00f3leo convencional es lo correcto, porque el desaf\u00edo que hay con Vaca Muerta es tan grande, que YPF debe concentrar sus esfuerzos ah\u00ed. Hay gente capaz que puede inteligentemente explotar y extender la vida de los campos maduros<\/strong>, con organizaciones livianas y con bajos costos, mientras que las grandes compa\u00f1\u00edas se dedican a la producci\u00f3n de los campos no convencionales. Es reeditar lo que sucedi\u00f3 en los 90<\/strong>\u2033, dice, por su parte, Roberto Monti, expresidente de YPF entre 1997 y 1999.<\/p>\n Para no ir tan lejos en el tiempo, otros actores se\u00f1alan que el proceso que se est\u00e1 dando en la Argentina es similar al que comenz\u00f3 Brasil hace unos a\u00f1os<\/strong>, cuando las grandes empresas operadoras trasladaron sus inversiones a la producci\u00f3n offshore<\/em> del Pre Salt \u2013una cuenca costa afuera descubierta en 2005\u2013, y vendieron las concesiones de los otros campos maduros.<\/p>\n Una de las compa\u00f1\u00edas argentinas que vislumbr\u00f3 la nueva tendencia fue Pecom, del Grupo Perez Companc, que en 2015 hab\u00eda regresado al sector energ\u00e9tico para prestar servicios, pero que en 2020 volvi\u00f3 al rol de operadora al comprar siete campos maduros de gas y petr\u00f3leo en Brasil. Ahora, la compa\u00f1\u00eda busca expandirse de la misma manera en la Argentina, luego de adquirir el 50% de las concesiones de El Tr\u00e9bol \u2013 Escalante, que ten\u00eda YPF en Chubut. Invertir\u00e1 US$150 millones <\/strong>para lograr aumentar la producci\u00f3n de 10.000 barriles diarios a 15.000 en cinco a\u00f1os.<\/p>\n \u201cEn Brasil pas\u00f3 algo similar a lo que est\u00e1 ocurriendo ahora en la Argentina, donde las grandes petroleras se fueron al offshore,<\/em> pero hab\u00eda mucho campo maduro onshore<\/em> [en tierra], que una empresa con nuestro expertise<\/em> pod\u00eda desarrollar. En la Argentina logramos volver a la figura de operadores con la compra de las concesiones de YPF. Nuestro objetivo es optimizar los gastos operativos basados en una mayor integraci\u00f3n del servicio<\/strong>, en conjunto con las empresas locales y con mucho trabajo mancomunado con el sindicato y con las autoridades provinciales y municipales<\/strong>\u201d, dijo Andr\u00e9s Ponce, director ejecutivo de Upstream<\/em> de Pecom.<\/p>\n En la Argentina, actualmente hay 83.000 pozos petroleros perforados<\/strong>, de los cuales solo 26.300 est\u00e1n en producci\u00f3n (31%). De este total, 23.000 son convencionales y producen el 44% de la oferta total de petr\u00f3leo del pa\u00eds, mientras que solamente hay 3300 no convencionales de <\/strong>Vaca Muerta que generan el 56% de la producci\u00f3n restante<\/strong> (403.000 barriles diarios).<\/p>\n \u201cEstos n\u00fameros sirven para explicar la diferencia de productividad entre el no convencional y el convencional. La rentabilidad es 10 a 1, lo que hace que las empresas que tengan espalda financiera suficientemente robusta focalicen sus recursos en Vaca Muerta. Y esto abre una puerta para que empresas m\u00e1s peque\u00f1as, con modelos m\u00e1s integrados en el negocio, puedan poner en valor los activos convencionales de la Argentina<\/strong>\u201d, explic\u00f3 Leonardo Deccechis, gerente general de operaciones (COO) de Aconcagua Energ\u00eda, una empresa fundada en 2015 por dos exYPF, Diego Sebasti\u00e1n Trabucco y Javier Agust\u00edn Basso.<\/p>\n La compa\u00f1\u00eda compr\u00f3 activos convencionales que puso a la venta Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, y actualmente produce 13.500 barriles equivalentes (petr\u00f3leo y gas) por d\u00eda<\/strong>, de los cuales el 70% es petr\u00f3leo y el resto es gas. Tambi\u00e9n obtuvo la concesi\u00f3n del \u00e1rea de explotaci\u00f3n Pay\u00fan Oeste, en Mendoza, donde invertir\u00e1 US$8 millones en 10 a\u00f1os.<\/p>\n \u201cUn pozo no convencional de Vaca Muerta cuesta en promedio US$12 millones, entre la perforaci\u00f3n y ponerlo en marcha<\/strong>. Como a lo largo de su vida acumula una producci\u00f3n de 1,2 millones de barriles, el costo de perforaci\u00f3n por barril es US$10. Luego, mantener ese pozo cuesta alrededor de otros US$3 por barril, por lo cual la unidad productiva asciende a US$13. El retorno de la inversi\u00f3n se da entre 18 a 24 meses y la vida \u00fatil del pozo deber\u00eda ser 20 a\u00f1os<\/strong>\u201d, detall\u00f3 Deccechis.<\/p>\n \u201cEn el convencional, en tanto, un pozo sale US$4 millones, pero acumula una producci\u00f3n de 120.000 barriles, el 10% de lo que acumula un pozo de Vaca Muerta. El mantenimiento posterior en la vida de ese pozo, adem\u00e1s, es m\u00e1s caro, de US$35 por barril. En total es un costo por unidad de entre US$55 y US$58, mientras que el de Vaca Muerta es de US$13. Los niveles de rentabilidad de un escenario y otro son diametralmente opuestos.<\/strong> Para operar el convencional hay que entender c\u00f3mo hacerlo rentable. Adem\u00e1s, es una necesidad como industria y como pa\u00eds para diversificar la producci\u00f3n del resto de las cuencas productivas y para mitigar el impacto social y laboral\u201d, agreg\u00f3 Deccechis.<\/p>\n El exsecretario de Energ\u00eda y exintendente de Capit\u00e1n Sarmiento, Javier Iguacel<\/strong>, tambi\u00e9n vio el nuevo paradigma del sector energ\u00e9tico y este a\u00f1o fund\u00f3 la empresa Bentia Energy, que adquiri\u00f3 dos cl\u00fasters de YPF en Neuqu\u00e9n. <\/strong>\u201cTenemos un programa de inversi\u00f3n de US$150 millones en los pr\u00f3ximos ocho a\u00f1os para revivir pozos que est\u00e1n parados, perforar nuevos y modernizar la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica para hacer m\u00e1s eficiente la operaci\u00f3n. Adem\u00e1s, vamos a invertir US$40 millones para abandonar alrededor de 35 pozos por a\u00f1o<\/strong> y hacer un decomisado hasta que finalice la extensi\u00f3n\u201d, dijo.<\/p>\n Petr\u00f3leos Sudamericanos, por su parte, es una empresa de m\u00e1s de 30 a\u00f1os de vida, que adquiri\u00f3 un cl\u00faster de YPF en Mendoza. \u201cEl convencional tiene un marco de incentivos econ\u00f3micos que tiene que ser muy competitivo para ser rentable.<\/strong> El no convencional de Vaca Muerta tiene un escenario diferente, porque cuando se encontr\u00f3 el recurso, se dise\u00f1\u00f3 un macro normativo para ponerlo en valor. En cambio, los campos convencionales est\u00e1n en su segunda etapa de vida productiva, son pozos de m\u00e1s de 50 a\u00f1os que se perforaron en la d\u00e9cada del 70 con esquemas de concesi\u00f3n que fueron pensados para cuando eran campos j\u00f3venes<\/strong>\u201d, advirti\u00f3 Alfredo Bonatto, vicepresidente y CEO de la empresa.<\/p>\n El ejecutivo indic\u00f3 que mientras que un campo no convencional paga una regal\u00eda del 12%, los campos maduros pagan entre 15 a 22%. \u201cLos gobiernos provinciales tomaron la iniciativa y est\u00e1n replanteando eso en las sucesivas pr\u00f3rrogas de concesiones. Lo mismo ocurre con los sindicatos<\/strong>, porque en la Argentina hay muchos m\u00e1s de 100 yacimientos parados sin producci\u00f3n, porque el esquema econ\u00f3mico actual no les permite producir. De un pozo maduro, de cada 100 unidades que se producen, el 95% de lo que se extrae es agua y solo 5% es petr\u00f3leo. <\/strong>Por eso se necesita tener un esquema operativo de alt\u00edsima competitividad para ser rentable. Eso demanda una estructura organizacional y un conocimiento muy focalizado. Es un desaf\u00edo muy grande\u201d, sostuvo Bonatto.<\/p>\n Una mirada similar tiene Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, la empresa de m\u00e1s de 60 a\u00f1os que compr\u00f3 activos maduros a PAE en Santa Cruz. <\/strong>Tambi\u00e9n tiene en Mendoza y en Tierra del Fuego. \u201cEs una compa\u00f1\u00eda que por muchos a\u00f1os se dedic\u00f3 a realizar proyectos exploratorios y cuando descubr\u00eda recursos, los vend\u00eda. Ese modelo no existe m\u00e1s hace mucho tiempo\u201d, cuenta el ejecutivo.<\/p>\n \u201cEl desaf\u00edo es ser part\u00edcipes de este cambio de paradigma que se est\u00e1 dando y que va a implicar cambios profundos en la manera en que se operan esas \u00e1reas y en la relaci\u00f3n con autoridades sindicales y provinciales. El mantenimiento que hay que hacer a los pozos maduros es muy intensivo para barrer el fondo del barril<\/strong>, lo que queda en los yacimientos. Son pozos muy antiguos, en muchos casos olvidados. Las empresas grandes y el personal especializado se va a mudar a Neuqu\u00e9n, y cada vez van a quedar menos proveedores en las otras provincias, como Chubut y Santa Cruz. Por eso la transici\u00f3n a este nuevo paradigma hay que hacerlo de manera inteligente<\/strong>\u201d, aconsej\u00f3 Obrador.<\/p>\n Conforme a los criterios de<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Un nuevo paradigma comenz\u00f3 a gestarse en el sector petrolero en la Argentina despu\u00e9s de 117 a\u00f1os de historia. En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedi\u00f3 a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, Jos\u00e9 Estenssoro, licit\u00f3 \u00e1reas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores m\u00e1s chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. As\u00ed fue el comienzo de grandes compa\u00f1\u00edas conocidas hoy como Pan American Energy (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol, Pecom, Tecpetrol y CGC.
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