YPF sigue concentrando el 48,9% del petróleo no convencional y las primeras cinco operadoras explican 80% del crudo

La estructura de operadoras del no convencional continúa exhibiendo un alto nivel de concentración en sus bloques principales.  Aunque la formación Vaca Muerta viene mostrando una progresiva descentralización geográfica -donde hoy se requieren 13 concesiones para explicar el 80% del crudo shale, frente a las 9 que alcanzaban en 2023-, el mapa de actores sigue estando dominado por un grupo reducido de compañías.

Según el último informe técnico de la consultora GtoG Energy, YPF lidera la actividad y la producción al concentrar por sí sola el 48,9% del crudo no convencional del país, con un volumen de 317,4 kbbl/d.

Si a la petrolera se le suman Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy (PAE), el grupo de las primeras cinco operadoras pasa a explicar el 80,6% de todo el petróleo no convencional de la cuenca.

Esta fuerte concentración del volumen extraído se refleja en el nivel de actividad sobre el terreno. Durante el último mes se registraron 2.010 etapas de fractura en la cuenca, de las cuales YPF ejecutó el 53%, ratificando su rol en el desarrollo del play.

Sin embargo, sostener esta posición dominante implica gestionar una dinámica productiva exigente, que demanda escala financiera y  eficiencias en la asignación del capital.

En el corazón no convencional de la Cuenca Neuquina, el propio proceso de maduración de Vaca Muerta comenzó a generar su propio inventario de activos marginales.

El informe técnico revela que existen 632 pozos no convencionales parados o con producciones marginales inferiores a los 5 m³/d, sobre un parque maduro de 1.964 pozos que cuentan con más de un año de trayectoria.

Descontando los pozos definitivamente abandonados, la cuenca alberga a 628 candidatos técnicos. De este conjunto, 252 corresponden a pozos horizontales -los indicados para eventuales campañas de refractura (re-frac)- y 376 a pozos verticales, de los cuales 317 se encuentran concentrados en Loma Campana.

Si bien estos pozos aportan hoy apenas el 0,81% del crudo no convencional de la formación, representan un volumen acumulado histórico de 117,6 millones de barriles.

La relevancia de este parque ocioso radica en la lógica del capital. Frente a una perforación no convencional greenfield, cuya inversión oscila entre los USD 8,5 millones y USD 13 millones por pozo, la reintervención o refractura de un pozo ya existente exige un desembolso sustancialmente menor.

Adicionalmente, el pozo maduro cuenta con la ventaja competitiva de poseer infraestructura de superficie, ductos de evacuación y pad de localización ya construidos e inmovilizados.

Esta oportunidad técnica adquiere urgencia cuando se analiza la dinámica interna de Vaca Muerta, donde el ritmo de producción se asemeja a una "cinta de correr" acelerada, tal la figura empleada por GtoG. Los pozos no convencionales exhiben una declinación anual de su base preexistente de −39,2%.

Para poner en dimensión la magnitud del declino, los pozos que en julio del año pasado entregaban 513,6 kbbl/d cayeron a 312,2 kbbl/d doce meses después, lo que implicó perder 201,4 kbbl/d que debieron reponerse íntegramente con pozos nuevos antes de lograr un solo barril de crecimiento neto.

De hecho, el 62% de los 513 pozos no convencionales conectados en el último año se destinó exclusivamente a neutralizar esa caída.

De cara a los próximos doce meses, el sistema no convencional enfrentará la pérdida proyectada de 254,5 kbbl/d por efecto de la declinación base. Reponer únicamente ese volumen exigirá la conexión de 399 pozos nuevos.

Si la industria pretendiera replicar la tasa de crecimiento del último año (+26,3%), requeriría sumar 212 pozos adicionales, totalizando 611 conexiones anuales.

Expresado en requerimientos financieros, ese nivel de actividad implica un capex directo en perforación y terminación de USD 6.100 millones al año, consumiendo además 6,9 millones de toneladas de arena de fractura, prácticamente el límite de la capacidad logística y de transporte de la Argentina.

Esta brecha entre el capital necesario para perforar pozos nuevos y la infraestructura existente traza una analogía con lo que sucede en los campos maduros del convencional.

En el segmento tradicional, la brecha de productividad por pozo respecto al no convencional es contundente: mientras un pozo shale promedio extrae 174 bbl/d, una perforación convencional activa produce apenas 14,3 bbl/d, es decir, 12 veces menos.

En cuencas como el Golfo San Jorge, existen más de 40.000 pozos declarados pero solo 11.277 en extracción efectiva, acumulando miles de activos parados en las principales provincias petroleras del país.

Sin embargo, campos emblemáticos como Anticlinal Grande - Cerro Dragón (PAE), con 57,3 kbbl/d, o Manantiales Behr (YPF), con 24 kbbl/d, demuestran que la escala, la eficiencia técnica y la inyección secundaria y terciaria permiten sostener bloques altamente rentables sin requerir la intensidad financiera del shale.

En este contexto de cuellos de botella en equipos de fractura y logística terrestre, el "re-uso" y la refractura del inventario maduro de Vaca Muerta, sumados a la revitalización del convencional por parte de los nuevos operadores especializados, se posicionan como insustituibles.

La reasignación del capital ya invertido por los grandes jugadores y el aprovechamiento de la infraestructura existente se convierten en las herramientas determinantes para sostener la curva de producción de la Argentina sin tensionar la capacidad financiera de la industria.