YPF acelera su estrategia en el sector no convencional con un ambicioso plan de inversión de US$ 44.000 millones distribuidos en los próximos 26 años.
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La compañía bajo la conducción de Horacio Marín presentará en el corto plazo tres solicitudes de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) enfocadas en cinco bloques clave del norte neuquino: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza.
La iniciativa contempla una inversión global de US$ 44.000 millones distribuidos a lo largo de un horizonte de 26 años, previendo la perforación de aproximadamente 2.200 pozos horizontales para alcanzar un techo de producción de 270.000 barriles diarios de crudo shale.
A continuación, se detallan los aspectos técnicos, logísticos y financieros que estructuran este megaproyecto de infraestructura y su impacto en el nodo portuario de Río Negro.
La infraestructura logística del oleoducto VMOS
El transporte del crudo desde la cuenca neuquina hasta el Atlántico se articulará a través del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), una obra de ingeniería que conecta los yacimientos con la costa de la provincia de Río Negro. Al cierre del mes de septiembre, la construcción de este ducto registraba un avance físico superior al 85%.
El tramo terrestre de la obra, que comprende una extensión de 437 kilómetros entre las localidades de Allen y Punta Colorada, se encontraba completamente terminado y en fase de precomisionado desde el mes de agosto. Con la traza en tierra consolidada, el foco de los trabajos civiles y mecánicos se ha desplazado hacia el sector marítimo para garantizar la operatividad de la terminal portuaria.
El nodo portuario de Punta Colorada y la operación de buques VLCC
La terminal marítima de Punta Colorada ha sido concebida estructuralmente para transformar la matriz exportadora de hidrocarburos de la Argentina. El complejo logístico dispondrá en tierra de una capacidad de almacenamiento basada en seis tanques que sumarán un volumen total de 720.000 metros cúbicos. El sistema de carga fue diseñado con una capacidad nominal para operar por encima de los 550.000 barriles diarios.
La ingeniería marítima del puerto está dimensionada para la recepción y despacho de buques del tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), los buques petroleros de mayor porte disponibles en el mercado internacional de fletes. Para posibilitar el amarre y la transferencia de carga mar adentro, en octubre arribaron a Río Negro dos monoboyas de gran calado. Estas estructuras logísticas fueron fabricadas en los Emiratos Árabes Unidos y completaron su traslado marítimo cruzando el Estrecho de Ormuz.
De acuerdo con el cronograma ratificado por YPF, la inauguración formal de la terminal se mantiene para fines de este año, mientras que el inicio efectivo de las operaciones de exportación de crudo está proyectado para el primer trimestre de 2027. El potencial de este nodo se alinea con la curva de producción de la provincia de Neuquén, la cual marcó un récord de 658.639 barriles diarios, de los cuales 641.207 correspondieron a la ventana de hidrocarburos no convencionales.
Consorcios empresariales y participación de Shell y Pluspetrol
El desarrollo de los cinco bloques norte de Vaca Muerta involucra esquemas de asociación estratégica con operadoras internacionales. YPF retendrá el 65% de la participación en las dos áreas que componen Bajo del Toro, el 50% en el bloque Narambuena, y un 25% en los yacimientos La Escalonada y Rincón de la Ceniza.
En estas dos últimas áreas se formalizó el ingreso de Shell Argentina y Pluspetrol como socios del proyecto. Reportes del sector privado indican que la participación de Shell ascendería al 45%, mientras que Pluspetrol controlaría el 20% restante. El plan conjunto para estos bloques específicos contemplaría desembolsos cercanos a los US$ 20.000 millones y la perforación de un millar de pozos, variables operativas que aún aguardan la ratificación oficial por parte del operador principal.
Asimismo, el bloque Rincón de la Ceniza introduce una variable técnica particular al ubicarse sobre la ventana de gas húmedo y condensado, lo que vincula el área a los planes estratégicos de producción de Gas Natural Licuado (GNL). El plan definitivo de la compañía deberá determinar el porcentaje de inversión destinado específicamente a la infraestructura de captación de gas versus la de petróleo.
El balance del tercer trimestre y el desendeudamiento de YPF
El despliegue de estas inversiones se sustenta sobre el último balance financiero presentado por la petrolera de bandera. Durante el tercer trimestre, el EBITDA ajustado de la compañía alcanzó los US$ 2.503 millones, consolidándose como el segundo más alto en la historia corporativa de YPF, ubicándose sólo por detrás de los US$ 2.804 millones registrados en el trimestre previo. Este indicador reflejó un incremento del 84% en la comparación con el mismo período del año anterior.
La utilidad neta de la firma escaló hasta los US$ 1.196 millones, respaldada por un flujo de caja libre positivo de US$ 901 millones. En materia de gestión de pasivos, la deuda neta de YPF se situó en US$ 6.596 millones, lo que representa una relación deuda/EBITDA de 0,8 veces, consolidando el nivel de apalancamiento financiero más bajo reportado por la empresa en la última década.
El segmento downstream y la autosuficiencia en combustibles
El segmento de refinación y comercialización (downstream) operó con un promedio de procesamiento de 344.000 barriles diarios en sus refinerías, volumen que equivale a un crecimiento del 5% respecto al año pasado. Este rendimiento operativo permitió abastecer la totalidad de la demanda interna de combustibles sin necesidad de recurrir a la importación de naftas o gasoil.
El segmento del upstream no convencional continúa ganando terreno en la matriz de la empresa:
- Representación del shale: El petróleo no convencional representó el 86% de la producción total de crudo de YPF.
- Concentración de capital: Las áreas de shale capturaron el 70% de las inversiones del trimestre, totalizando un desembolso sectorial de US$ 1.287 millones.
- Volúmenes actuales: La producción promedio de shale promedió 224.000 barriles diarios en el trimestre (un 32% más interanual) y actualmente se ubica en 245.000 barriles, con una meta corporativa de alcanzar los 250.000 barriles diarios hacia el cierre del año.
En paralelo al desarrollo del crudo en el norte de Vaca Muerta, YPF formalizó ante las autoridades la solicitud de adhesión al RIGI para el proyecto integrado de GNL, una megaobra presupuestada en US$ 51.000 millones. Esta iniciativa cuenta con un hito financiero preliminar tras recibir una propuesta de financiamiento no vinculante emitida por el EXIM Bank por un monto de hasta US$ 6.000 millones.
