YPF avanza con decisión en su estrategia de concentrar sus inversiones en Vaca Muerta. Esta semana, el directorio de la petrolera aprobó una nueva etapa del denominado Proyecto Andes, que implica licitar doce áreas convencionales distribuidas entre Chubut, Mendoza y Neuquén, en las que ya no ve margen de rentabilidad. La decisión marca un nuevo paso en el proceso de retiro paulatino de los pozos tradicionales que, según la empresa, generan pérdidas operativas por más de 700 millones de dólares al año.

Según confirmó la propia compañía, se iniciará la cesión de áreas clave como Manantiales Behr (Chubut) y los clústeres Chachahuen y Malargüe (Mendoza), junto a bloques no operados. Además, YPF informó que se cerró el traspaso definitivo de la operación de los clústeres Neuquén Norte y Sur, consolidando así el retiro de zonas que ya alcanzaron su pico productivo.

De esta forma, se continúa con un proceso que ya incluye 18 bloques transferidos, 21 en su etapa final de traspaso y otros 11 en ejecución. El objetivo: deshacerse de 55 campos maduros para reconvertir el negocio y focalizarse en el desarrollo del shale oil y shale gas.

De lo convencional al fracking: por qué cambia la estrategia

La clave del giro estratégico está en los números. Mientras que el costo operativo promedio de los yacimientos convencionales ronda los 25 dólares por barril, en Vaca Muerta ese valor baja a unos 4,5 dólares. Aunque todavía resulta más caro que en Estados Unidos, los márgenes de rentabilidad en la formación neuquina siguen siendo mucho más favorables.

«YPF se concentrará en la producción no convencional y el área de refinería como generadoras de rentabilidad», señalaron desde la firma. La lógica económica detrás de esta transformación busca fortalecer las exportaciones y mejorar la competitividad internacional de la petrolera estatal.

Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur: el otro frente de inversión

En paralelo, YPF y otras grandes empresas del sector avanzan con el financiamiento del nuevo oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, una obra estratégica que permitirá ampliar la capacidad de evacuación y exportación de crudo.

La inversión total prevista para este proyecto asciende a 2.700 millones de dólares. El trazado conectará la localidad rionegrina de Allén con el puerto de Río Colorado y se espera que para julio de 2027 esté en condiciones de transportar hasta 500.000 barriles diarios, con potencial de ampliación a 770.000. Esa capacidad podría traducirse en ingresos por exportaciones equivalentes a 12.000 millones de dólares anuales.

La financiación, estimada en 1.700 millones de dólares, está a punto de cerrarse e incluye a entidades como Citi, JPMorgan, Deutsche Bank, Santander e Itaú. La sociedad VMOS está integrada por YPF, Pan American Energy, Vista, Pluspetrol, Pampa Energía, Chevron, Shell y, próximamente, Tecpetrol.