Shale24+Santander Energy Summit
En el Shale24+Santander Enrgy Summit hubo espacio para conocer en profundidad qué está pasando con el petróleo convencional en un contexto donde todas las miradas están puestas en Vaca Muerta. El Plan Andes permitió que YPF enfocara en sus activos shale y pusiera en venta campos maduros en todas las cuencas. Quintana Energy, Venoil y Petróleos Sudamericanos compraron algunos de esos bloques y contaron su experiencia.
El panel de “Upstream convencional” contó con la presencia de los directivos Carlos Gilardone de Quintana Energy, Gustavo Naves de Venoil y Alfredo Bonatto de Petróleos Sudamericanos, con la moderación de Gastón López, Head Commercial Banking del banco Santander.
Carlos Gilardone, Presidente y CEO de Quintana Energy, remarcó como uno de los desafíos con lo que se encontró fue el lifting cost por barril equivalente. Por caso, la extracción de un barril de crudo en los yacimientos de Mendoza tiene un costo de u$s 38 por unidad, lograron bajarlo hasta u$s 20 y el objetivo es llegar a u$s 16 a fin de este año o principios del próximo.
El caso más difícil se lo encontraron en Santa Cruz, en la cuenca del Golfo San Jorge. “Cañadón León es el hueso más duro de roer: arrancamos con u$s 48 por barril, ahí prácticamente no tenemos gas, y lo llevamos a u$s 35. Nuestro objetivo es que a fin de año pudiese llegar a u$s 30. Siempre pensando en esta realidad de de precios internacional en torno a u$s 70”, dijo Gilardone en su intervención.
Todos estos yacimientos Quintana los obtuvo del Plan Andes de YPF, es así que en Río Negro consiguieron la operación de Estación Fernández Oro (EFO), donde el lifting cost era de u$s 20 por barril equivalente y pudieron reducirlo a la mitad. Entre todos los activos que tienen en Mendoza, Río Negro y Santa Cruz, Quintana Energy tiene una producción 24.800 barriles por día de petróleo convencional.
Y están probando nuevas oportunidades, como en EFO con el storage de gas: “inyectamos 800 mil m3 y a partir del 1 de junio lo estamos produciendo. Eso tiene un beneficio también en líquidos, porque al reinyectar gas seco al reservorio se enriquece, entonces paso de un 91% de metano a 86%. Esa ganancia en líquido se ve en nuestra planta”.
De Mendoza a Santa Cruz, como volar a Miami
Venoil es una compañía joven en términos de historia, pero no de experiencia: su equipo de management acumula más de 25 años en la industria. Fundada en 2018, con un relanzamiento en 2023, la compañía adquirió dos yacimientos en la cuenca Austral -en el sur de Santa Cruz- y otro en Mendoza -Piedras Coloradas y Cachauta-.
Gustavo Naves, CEO de Venoil, recordó que estos activos se tratan de campos marginales, de baja producción y con OPEX muy altos. “La cuenca Austral tiene una complejidad porque el precio de barril es el más bajo de Argentina, entonces todo lo que sale por Punta Loyola tiene una diferencia de entre 30% y 40% comparado a lo que se vende por Termap (en los muelles de Comodoro Rivadavia y Caleta Olivia), porque estamos a 700 kilómetros. Sin embargo, pudimos tener una reducción de OPEX del 45% al 48%”, describió.
Operar entre Mendoza y Santa Cruz implica costos logísticos -un pasaje sale lo mismo que un vuelo a Miami, con una sola aerolínea disponible y horarios complejos-. Aun así, Venoil aplicó como fórmula la internalización de las operaciones en lugar de subcontratar, cuidar el capital humano en vez de reducir dotación e invertir en equipamiento propio. En el último año, la compañía volcó u$s 7 millones en ese proceso.
La otra palanca de la compañía fue la participación de Venoil en el Proyecto Andes de YPF que le permitió quedarse con el área Malargüe, en Mendoza. El área ya es de la compañía desde el 4 de junio, aunque todavía opera YPF hasta que se concrete la extensión de concesión por diez años. A eso se suma el área El Manzano, que la provincia de Mendoza licitó entre 15 bloques y Venoil también ganó.
Con ambas posiciones, la compañía cierra un cluster en toda la zona de Malargüe, apostando a la concentración geográfica como forma de ganar eficiencia y escala en el convencional.
Del autoabastecimiento a la exportación
Petróleos Sudamericanos tiene historia larga en Argentina: nació en 1991, en las primeras licitaciones de YPF, y luego migró a Ecuador y Colombia. En 2019 hubo un reordenamiento accionario y la compañía volvió al país. Ese regreso coincidió con el primer Plan Andes, cuando YPF vendió el área Manito junto con otros bloques en un proceso privado que la firma ganó.
Ese cambio Petróleos Sudamericanos lo enmarca en una transformación más profunda del mercado argentino: el corrimiento del paradigma del autoabastecimiento hacia la exportación, acelerado por la Ley de Bases y la decisión estratégica de YPF de concentrarse en el shale y desprenderse de sus campos maduros a lo largo de las cinco cuencas productivas del país.
Así lo explica Alfredo Bonatto de Petróleos Sudamericanos: “Hasta hace no mucho tiempo, la gran discusión que teníamos en el mercado era el autoabastecimiento; la Ley Bases modifica ese concepto y abre el mercado al mundo, es un cambio de paradigma total. Y si antes el paradigma era producir para el autoabastecimiento, ahora producimos producimos y vendemos al mundo; pero también significa que competimos con el mundo".
Un aspecto que Bonatto remarcó fue que existen asimetrías que deben revisarse para permitir a los jugadores del convencional poder producir, tal como pasa con Vaca Muerta o los proyectos de shale. Si una concesión no convencional en Vaca Muerta paga 12% de regalías con un horizonte contractual de 35 años, las concesiones convencionales suelen pagar en algunos casos hasta 15% y la duración que queda es de 10 años
“Los cambios de mercado están adelante de los cambios de legislación, porque son mucho más disruptivos”, indicó Bonatto. “Tenemos un producto que demanda el mundo, que es el petróleo y el gas, el capital humano está y lo que está también es la decisión empresaria de poner todo eso en valor. Ese es el el foco central de por qué la compañía creció. Lo que sí, en el subsector del convencional el gran desafío es como nosotros sacamos lo que tenemos en el subsuelo en forma rentable”, explicó.