Autor: Mejor Energía

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.

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La empresa de logística de crudo Otamérica anunció este lunes la concreción de la primera operación de exportación de crudo de Vaca Muerta desde su nuevo muelle en la terminal marítima de Puerto Rosales. La maniobra se llevó a cabo a bordo del buque tanque Seaways Eagle, una nave tipo LR1 (Long Range 1) de 228 metros de eslora y bandera de las Islas Marshall, de la flota de la estadounidense International Seaways.

La operación consistió en la carga mediante la infraestructura del muelle de unos 81.880 m³, o su equivalente a 516.000 barriles de crudo, lo que marcó un hito clave para la infraestructura energética argentina, ya que representa el estreno comercial del muelle de 2.000 metros de longitud, inaugurado recientemente por Otamérica como parte de un plan de inversiones de 600 millones de dólares.

Esta infraestructura permite operar buques de gran porte, como Aframax y Suezmax, duplicando la capacidad operativa anterior y ofreciendo mayor flexibilidad logística para el despacho de crudo, reemplazando progresivamente las monoboyas hasta hoy vigentes.

También es motivo de análisis la posibilidad de avanzar con una obra que excede la potestad de Otamérica, como lo es el dragado de la ría para facilitar un mayor calado de navegación. Se trata de una obra que demandará hasta un año de trabajos, pero cuya mayor dificultad reside en definir quién se hará cargo de la obra entre todos los actores del sistema y cómo se financiará.

Esa obra, que demandaría entre 80 y 100 millones de dólares y un año de trabajos, permitirá que los cargueros más grandes de tipo Suezmax puedan cargar a tope de su capacidad, y no restringirla por la falta de calado, mejorando la eficiencia y la ecuación económica de la operación desde la terminal.

La composición accionaria de Otamérica se reparte entre un 70% para la alemana Marquard & Bahls AG y el 30% restante a cargo de YPF. El consorcio acompañó el proceso de Oldelval, que llevó adelante una inversión de US$ 1.400 millones para su proyecto Duplicar Plus, que permitió alcanzar la capacidad de 530.000 barriles diarios, con la ampliación de 525 kilómetros de nuevos ductos.

La operadora desempeña un rol clave en el segmento de midstream, ya que por sus instalaciones circula entre el 60% y el 70% del petróleo producido en el país. Ese rol lo podrá ostentar hasta que se ponga en marcha el proyecto de Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), el cual prevé desde las costas de Río Negro tener la capacidad de cargar petroleros del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), un cisterna que puede transportar hasta 2 millones de barriles y así alcanzar los mercados del sudeste asiático, de manera mucho más competitiva por su mejor costo logístico.

“La puesta en marcha transcurrió con normalidad, sin ningún contratiempo. Salió todo tal cual lo planificado, de acuerdo a los procedimientos implementados por la terminal, con una maniobra realizada por los prácticos en forma óptima, suave, sin ningún tipo de anormalidad. Y la carga está procediendo también de acuerdo a lo normal. Se cumplieron todas las normas de seguridad, por lo que no hubo ningún evento no planeado”, indicaron desde la empresa.

En la terminal ya operan tres nuevos tanques de almacenamiento, que suman una capacidad total de 630.000 metros cúbicos. Está prevista una tercera etapa de obra que incluirá la construcción de otros tres tanques adicionales, lo que elevará la capacidad total a 780.000 metros cúbicos, acompañando el crecimiento previsto en el transporte de crudo de Oldelval.

Según informó Otamérica, esta primera carga fue efectuada en la nueva posición de amarre que sustituye una de las monoboyas históricas de la terminal. El nuevo muelle es capaz de operar dos buques simultáneamente. Como instalaciones adicionales, cuenta además con una nueva estación de bombeo, sistemas de monitoreo y seguridad ambiental, y equipamiento diseñado para cumplir con los más altos estándares internacionales.

El hito refuerza el rol estratégico de Puerto Rosales como principal puerta de salida del crudo argentino y consolida a Otamérica como un actor clave en el segmento midstream, con una participación estimada en el manejo de entre el 60% y el 70% del petróleo producido en el país.

“Este muelle no es solo una estructura de acero y concreto. Es una plataforma para proyectar a la Argentina al mundo”, había expresado en la inauguración Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamérica Argentina.

El proyecto en la terminal bahiense de Puerto Rosales está en los últimos pasos de su etapa final de obras, y una vez terminada, Rosales se consolidará como la puerta de salida de la producción de Vaca Muerta. La empresa tiene a su cargo el almacenamiento del crudo no convencional y su embarque por el Atlántico, con la instalación de seis tanques, una estación de bombeo, una subestación eléctrica y la construcción del muelle.

La terminal de Puerto Rosales es un nodo clave al recibir los buques de Comodoro Rivadavia con el petróleo pesado Escalante, que se produce en el Golfo San Jorge, para suministrar a las principales refinerías del país, como YPF en La Plata, Raízen en Dock Sud, Axion en Campana y Trafigura en Bahía Blanca.

Pero a la vez, allí se embarcan los buques Panamax hasta Suezmax con destinos de exportación, muchos de los cuales llegan a mercados de Europa, la zona del Golfo de México o África, una capacidad que da el calado de la terminal bonaerense.

Todas las obras de Oldelval y Oiltanking están precisamente orientadas al mercado de exportación, ya que desde al menos tres años las refinerías están abastecidas con el crudo local, por lo cual todos los excedentes de producción que se vienen sumando desde entonces se ubican en terceros mercados, generando el mayor aporte a la balanza comercial del sector.

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