El Plan Andes de YPF avanza hacia su fase final con 45 áreas convencionales ya transferidas

El Plan Andes, el programa estratégico de YPF para salir de campos maduros y convencionales, ingresó en su etapa de definiciones con resultados que transforman el balance operativo de la compañía.

Según el último reporte de la petrolera, la iniciativa alcanzó un grado de ejecución avanzado en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Este proceso busca optimizar el portafolio de activos para concentrar los esfuerzos técnicos y financieros en las áreas de mayor rentabilidad.

En la provincia de Mendoza, el despliegue es el más significativo en términos de volumen de activos involucrados. De los 22 bloques puestos en el programa, YPF completó la salida de 14 campos maduros y 2 áreas de producción activa (performing fields), mientras que otros 6 bloques operativos permanecen aún en proceso.

Esta jurisdicción representó un desafío logístico central por la diversidad de sus yacimientos y el estado de madurez de sus reservorios, pero quizás fue el de menor conflictividad con la provincia y el gremio.

Por su parte, en Santa Cruz, la compañía cerró exitosamente la transferencia de 10 bloques definidos como campos maduros a partir de un esquema de reversión a la empresa provincial Fomicruz. Esta provincia, con una larga historia en la extracción de crudo convencional, vio cómo la totalidad de las áreas asignadas al Plan Andes pasaron a una UTE de nuevos operadores, cumpliendo a comienzos de año con la meta de salida integral prevista.

Tierra del Fuego también muestra un progreso sólido, con 7 bloques maduros ya completados y otros 2 que se encuentran actualmente en progreso. La operación en la isla es clave para el balance de gas convencional, y allí la compañía energética provincial Terra Ignis ya cerró un acuerdo con una pyme cordobesa para hacerse cargo de la operación hasta la conformación de una UTE.

Avance del plan por provincias

En la cuenca del Golfo San Jorge, específicamente en Chubut, la petrolera reportó la finalización del traspaso de 7 bloques. Este conjunto incluye un área de producción activa y 6 campos maduros que ya se encuentran bajo la órbita de sus nuevos titulares. La salida de Chubut es emblemática por la complejidad técnica de sus yacimientos y la fuerte presencia gremial que demandó acuerdos de transición estables.

Neuquén, el epicentro de la actividad no convencional, también formó parte de la depuración del portafolio. Allí se completó la salida de 7 bloques maduros convencionales. Esta decisión permite a la compañía despejar su base operativa en la cuenca neuquina para que la infraestructura y el personal se enfoquen exclusivamente en el desarrollo de la formación Vaca Muerta.

En la provincia de Río Negro, el programa abarcó 3 bloques. Hasta la fecha, se completó la transferencia de un campo maduro, mientras que un área de producción activa sigue bajo gestión técnica para su salida y un bloque maduro adicional permanece en progreso. Esta provincia actúa como un nodo de servicios y transporte que ahora se reconfigura tras el retiro de YPF de estas áreas menores.

Finalmente, en Salta, la compañía mantiene en proceso de salida 6 bloques, todos calificados como campos de producción activa. El norte de la Argentina sigue aportando flujos de caja positivos, especialmente en gas, pero la estrategia corporativa no contempla la permanencia a largo plazo en estas operaciones convencionales que restan agilidad a la estructura de costos corporativa.

En términos consolidados, la Fase I del Plan Andes y la reversión de campos maduros alcanzaron el siguiente escenario: de los 48 bloques totales comprometidos, 45 ya fueron completados. En paralelo, la Fase II, que incluye áreas de mayor producción, tiene 16 bloques en proceso de los cuales 3 ya fueron transferidos, destacándose los clusters de Manantiales Behr y Malargüe entre los hitos más recientes sujetos a cierre final.

Inversión récord y menor costo

Esta reestructuración integral facilita que la compañía pueda enfocarse en el gran objetivo de Vaca Muerta. Para este año, la firma tiene previsto invertir un récord de US$ 6.000 millones, destinados principalmente a perforación, completación e infraestructura de transporte en el segmento no convencional. El objetivo es maximizar la eficiencia en el shale para convertir a la Argentina en un exportador neto de energía a escala global.

Al respecto, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, fue tajante en sus recientes definiciones estratégicas: "Mi objetivo personal es no tener producción convencional para fin de año. Y a la actualidad tenemos muy poca. Solo tenemos en Mendoza, pero también buscamos salir rápidamente. Y solo tenemos gas en el norte de la Argentina. Eso no es parte operativa, y siempre hay flujo de caja positivo. Pero queremos ser una compañía de combustible shale".

Marín también subrayó el impacto financiero que tendrá esta transición en la rentabilidad por barril: "Ahora se podrá ver que, durante este año, el costo de extracción está bajando, no solo porque dejamos de producir convencional, sino también porque estamos mejorando la producción de shale y porque nos enfocamos mucho en la productividad. Así que creemos que para fin de año, la ganancia total para YPF será de siete dólares por barril".

Los datos técnicos respaldan esta visión: el costo de extracción (lifting cost) total bajó un 26% entre 2024 y 2025, pasando de US$ 15,6 a US$ 11,6 por barril equivalente. Si se analizan solo los bloques retenidos (proforma) tras el inicio del Plan Andes, el impacto es aún más fuerte con una reducción del 44%, alcanzando un costo de apenas US$ 9,6 por barril. Esto se explica por el reemplazo de producción convencional costosa (-32% interanual) por shale oil, que creció un 35% hasta alcanzar los 165 kbbl/d.

La transformación de la petrolera queda sellada en la composición de su producción. Para finales de 2026, YPF espera que el shale represente la gran mayoría de su volumen, con un objetivo de 250 kbbl/d para diciembre de este año. Al desprenderse de bloques con alta estructura de costos, la empresa no solo mejora su flujo de caja, sino que reduce su exposición a activos cuya rentabilidad ya no justificaba el despliegue de capital de una compañía de envergadura global.