La estrategia más rentable para maximizar valor en petróleo y gas: optimizar la producción

Optimizar la producción de los pozos de petróleo y gas existentes podría representar la mejor oportunidad de la industria a corto y mediano plazo para resolver el dilema energético de satisfacer las necesidades mundiales al precio más asequible y con mínimas emisiones de carbono, un esquema de negocio que en la Argentina se valoriza en particular en aquellas áreas maduras cuyas operaciones son asumidas por nuevos grupos empresarios.

De acuerdo a un informe de la consultora internacional Boston Consulting Group, aprovechar los yacimientos subproducidos añade un volumen sustancial a un coste financiero y de carbono que puede competir, e incluso superar, a los nuevos proyectos en zonas de frontera. Considerando que diversas estimaciones sitúan las reservas mundiales probadas en alrededor de 1,7 billones de barriles, y que la tasa media actual de recuperación final oscila entre el 20% y el 40% para el petróleo y entre el 60% y el 80% para el gas, la oportunidad potencial es enorme.

“Sin duda, existen importantes obstáculos para aumentar la eficiencia de la producción, pero dada la madurez de los recursos energéticos globales y la dificultad, el riesgo y el costo de las nuevas iniciativas de exploración, la optimización de la producción puede ser un gran generador de valor para las empresas energéticas tradicionales”, destacó el reporte en un momento en el que asegura que las compañías de petróleo y gas están redefiniendo sus estrategias.

En su informe titulado The Smarter Path to Energy Security and Profitability? Optimizing Production, BCG señala que mejorar el desempeño de campos existentes puede ofrecer beneficios financieros y ambientales superiores a los de nuevas exploraciones, especialmente cuando estas implican altos costos, plazos largos e incertidumbre operativa.

Según el análisis, la inversión en optimización de producción puede generar entre tres y cuatro veces más retorno en Ebitda que las medidas tradicionales de reducción de costos, con un costo hasta 45% menor que el desarrollo de nuevos yacimientos. En regiones maduras como el Mar del Norte, el costo promedio por intervención es de US$16,5 por barril equivalente de petróleo (BOE), mientras que desarrollar nuevos campos supera los US$27 por BOE.

Además, se estima que un incremento del 5% en la producción diaria de campos existentes hasta 2030 podría traducirse en ingresos adicionales por US$600.000 millones a nivel global. A esto se suma una reducción de más del 10¯% en las emisiones de alcance 1 y 2 al aprovechar infraestructura existente, así como un ahorro de hasta 52% en impuestos de carbono en comparación con proyectos de nuevos desarrollos.

En el contexto argentino, esta visión cobra aún más relevancia ante el proceso de desinversión de activos convencionales que impulsa YPF, con el objetivo de concentrarse en Vaca Muerta. Esta transición abre oportunidades para nuevos jugadores con modelos operativos más ágiles y capacidades específicas en la optimización de campos maduros.

Actores locales como Pecom, Quintana Energy y otros están ingresando con un enfoque orientado a capturar valor mediante eficiencia operativa, técnicas de recuperación mejorada (EOR) y el uso de tecnología aplicada al monitoreo y planificación de reservorios. En este escenario, optimizar la producción no solo es una estrategia más rentable y rápida, sino también una herramienta clave para extender la vida útil de activos existentes con un perfil de inversión más acotado.

Debido al lento inicio de las nuevas actividades de exploración, la producción adicional total tarda entre seis y ocho años en recuperarse, lo que ofrece a las empresas mayor flexibilidad en sus decisiones de asignación de capital.

“En un contexto en que explorar nuevos yacimientos es costoso, incierto y lento, optimizar la producción en activos existentes se consolida como una de las formas muy eficientes de capturar valor y reducir riesgos”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG, en referencia a un esquema exploratorio que viene en mínimos históricos en los últimos años.

Las decisiones de inversión “ya no deben basarse solo en la promesa de barriles futuros, sino en la capacidad de extraer más de lo que ya se tiene, con menos emisiones y mayor velocidad. Ese será un diferencial operativo clave en esta nueva etapa del sector”, agregó el directivo.