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YPF

Vista adquirió la participación de Petronas en La Amarga Chica

Vista Energy anunció la compra de la participación de Petronas en el bloque La Amarga Chica, una operación que impulsa su producción total a 120.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Con este salto, la compañía se consolida como el principal productor independiente de crudo en Argentina.

Desde su llegada al país en 2018, Vista ya lleva invertidos más de 6.000 millones de dólares. Esta nueva adquisición fortalece su posicionamiento en Vaca Muerta y profundiza su apuesta por el desarrollo del shale oil.

Detalles de la operación

La compañía desembolsó 900 millones de dólares en efectivo al concretar la transacción y se comprometió a abonar otros 300 millones en dos pagos adicionales, programados para 2029 y 2030. Además, como parte del acuerdo, Petronas recibió 7.297.507 acciones de Vista, lo que le permite seguir vinculada al negocio como accionista.

Con esta compra, Vista se asocia con YPF, que mantiene el 50% restante del bloque y continuará operándolo. La Amarga Chica es actualmente el segundo yacimiento con mayor producción de shale oil en Vaca Muerta, alcanzando unos 80.000 boe/d durante el último trimestre de 2024.

Potencial del bloque

La Amarga Chica comenzó a producir en 2014 y abarca una superficie de 46.594 acres. En esta área hay actualmente 247 pozos en producción y las reservas probadas, al cierre de 2023, se estiman en 280 millones de barriles equivalentes de petróleo. Vista calcula que aún quedan unos 400 pozos por desarrollar en el inventario disponible.

Gracias a esta operación, la superficie total bajo control de Vista en Vaca Muerta asciende a 229.000 acres. Es la primera vez que la compañía adquiere un activo sin ser su operador directo, lo que refleja su confianza tanto en el potencial del recurso como en la capacidad operativa de YPF.

Una jugada estratégica de Vista

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, destacó la importancia estratégica de la adquisición. “Estamos sumando un bloque de alta calidad, con producción creciente y costos operativos bajos. Esto fortalece nuestro flujo de caja libre y mejora nuestro portafolio en el núcleo de Vaca Muerta”, afirmó.

Además, subrayó que se trata de un movimiento clave en un escenario internacional marcado por la incertidumbre económica y la volatilidad en los precios del petróleo. “Estamos consolidando un activo de alto margen y bajo punto de equilibrio, lo que demuestra nuestra visión de largo plazo sobre el mercado. Es una oportunidad excepcional para generar valor sostenible para nuestros accionistas”, concluyó.

YPF apunta a un lifting cost de solo 5 dólares por barril

En el Investor Day 2025, realizado en Wall Street, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, reveló una de las claves más potentes de la transformación energética que lidera la compañía: la drástica reducción del lifting cost en Vaca Muerta. “Nuestro objetivo es operar con un costo de solo 5 dólares por barril”, afirmó ante una audiencia global de inversores.

La frase no fue una expresión de deseo, sino parte de una estrategia que ya se está ejecutando. En 2024, el lifting cost promedio de YPF se ubicaba en 16 dólares. En los campos maduros llegaba incluso a los 28. Por eso, la compañía tomó una decisión estratégica: salir de esas áreas de baja eficiencia y concentrarse en los bloques más productivos de Vaca Muerta.

El lifting cost —el costo de extraer un barril de petróleo una vez perforado el pozo— es un indicador crítico para medir la eficiencia de cualquier empresa petrolera. YPF no solo logró reducirlo en los últimos años, sino que se trazó una de las metas más ambiciosas del sector: alcanzar los 5 dólares por barril en sus activos más competitivos.

Ese nivel de eficiencia ubicaría a YPF a la par de los grandes productores del mundo. “No es que seamos más inteligentes que en Estados Unidos, simplemente aprendimos rápido y bien. Tomamos las mejores prácticas y las adaptamos a nuestra realidad”, explicó Marín.

 

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Costos bajos para YPF

De acuerdo con la consultora internacional Rystad Energy, el precio de equilibrio en Vaca Muerta —sumando costo de desarrollo y lifting cost— es de apenas 24 dólares. Esa cifra no incluye infraestructura ni gastos adicionales, lo que convierte a la formación en una de las más resilientes del mundo.

La diferencia con los 45 dólares que YPF utiliza como punto de equilibrio total incluye todos los demás costos, desde instalaciones hasta transporte. Aun así, la brecha evidencia la robustez del negocio. “Somos una compañía preparada para resistir contextos internacionales adversos”, aseguró Marín.

6.400 pozos para consolidar la eficiencia

La hoja de ruta de YPF hacia 2030 incluye la perforación de 6.400 pozos brutos, de los cuales 4.000 serán netos para la compañía. A lo largo del período, se perforarán casi 2.000 pozos más, y se desplegarán hasta 20 equipos de perforación activos.

El objetivo es claro: alcanzar una producción neta promedio de 470.000 barriles por día, con costos bajos y alta eficiencia. Esa escala, respaldada por 15.000 pozos auditados por McNaughton, representa una inversión estimada de más de 100.000 millones de dólares.

“Tenemos la mejor roca, y ahora también tenemos los mejores costos”, cerró Marín. “Por eso decimos que el mejor petróleo del mundo está en Argentina. Y vamos a producirlo con eficiencia, escala y resiliencia”.

YPF suma a la italiana ENI al proyecto de GNL

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron hoy un Memorando de Entendimiento (MOU) para estudiar el desarrollo de una fase del proyecto integrado Argentina LNG, que abarca todas las etapas: la producción de gas en Vaca Muerta, el transporte, la licuefacción y la posterior exportación.

En particular, la fase del proyecto contemplada en el MOU se refiere al desarrollo de las instalaciones Upstream, de transporte y de licuefacción de gas mediante dos unidades flotantes de GNL de 6 MTPA cada una, por un total de 12 MTPA.

“Nos complace enormemente firmar este acuerdo con Eni, que nos permitirá acelerar el cronograma del proyecto Argentina LNG. Vemos un gran interés a nivel mundial, tanto de grandes empresas productoras como de países interesados en adquirir gas de Vaca Muerta”, declaró el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

 

 

La experiencia de ENI en el GNL

“La elección de Eni por parte de YPF como socio estratégico refleja la experiencia específica y distintiva que hemos desarrollado en proyectos de GNL en Congo y Mozambique, y el reconocimiento de nuestro liderazgo global en la ejecución de proyectos que utilizan esta tecnología”, afirmó Claudio Descalzi, CEO de Eni.

De esta manera, YPF lidera la concreción del proyecto Argentina LNG, que busca monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador energético confiable a nivel mundial, con el objetivo de generar exportaciones por 30.000 millones de dólares para 2030.

En el contexto mundial actual, el GNL se posiciona como una fuente vital de suministro energético confiable. Se estima que la demanda de GNL representa más de un tercio del comercio mundial de gas natural y se prevé que se duplique para 2050.

La apuesta por el South Hub de Vaca Muerta

Durante el Investor Day 2025 en Wall Street, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, anunció una decisión estratégica clave: la compañía destinará una parte significativa de sus inversiones al South Hub de Vaca Muerta, una zona considerada como el nuevo polo de crecimiento de la petrolera estatal.

Esta área se encuentra justo al sur de Loma Campana, uno de los bloques más productivos de la roca madre. Según Marín, los primeros resultados en la región son “muy buenos”, y su potencial geológico la convierte en una apuesta segura para expandir la frontera productiva de la compañía.

El South Hub, que hasta ahora había estado fuera del foco principal, se incorpora como parte del plan de expansión de YPF, que también incluye un hub norte y el ya conocido “core hub”. Este último comprende bloques como La Amarga Chica, Bandurria Sur y Loma Campana.

El plan para el South Hub

YPF obtuvo recientemente cuatro nuevas concesiones no convencionales en Neuquén: Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II. Estas áreas suman un total de 675,79 km² y representan el eje central de la estrategia de desarrollo del South Hub.

La empresa proyecta una inversión total de 12.915 millones de dólares para perforar 700 pozos horizontales en esta región. En una primera etapa piloto, se destinarán 340,3 millones de dólares para iniciar la perforación de 27 pozos.

La meta es clara: consolidar el South Hub como el nuevo margen de expansión que permitirá sostener el ritmo de crecimiento en producción.

 

Cuando Marín asumió la conducción de YPF, la producción de Vaca Muerta rondaba los 90.000 barriles por día. Hoy esa cifra se ha duplicado y, según estimaciones de la compañía, en diciembre de este año se alcanzarán los 190.000 barriles diarios netos.

La proyección para 2027 es alcanzar los 295.000 barriles por día, y llegar a 380.000 en 2028. Para lograrlo, YPF prevé pasar de 12 a 18 equipos de perforación (rigs) en solo un año, además de contar con nueva infraestructura de evacuación para exportar crudo a partir de 2027.

Una compañía de clase mundial

YPF se encamina a convertirse en una de las mayores productoras de energía de América Latina. El objetivo para 2030 es llegar a los 2 millones de barriles equivalentes brutos por día. En términos netos, eso representa 1 millón, con 475.000 en petróleo y el resto en gas natural.

Este nivel de producción superará cualquier registro anterior en la historia energética argentina. “YPF sola alcanzará una producción neta de 1 millón de barriles equivalentes por día. Es inédito. Nunca el país llegó a eso”, aseguró el ejecutivo.

Con el respaldo de nuevas tecnologías como Toyota Well y centros de inteligencia operativa en tiempo real, la compañía busca no solo crecer, sino hacerlo con eficiencia y escala global.

YPF apunta a ser top 10 mundial en shale

YPF presentó en la Bolsa de New York su estrategia de transformación para convertirse en una de las 10 principales empresas de shale del mundo en esta década. El anuncio se realizó durante el Investor Day 2025, con la exposición del presidente y CEO Horacio Marín ante inversores internacionales.

La hoja de ruta se apoya en tres pilares: el desarrollo acelerado de Vaca Muerta, la expansión del negocio de gas natural licuado (GNL) y una transformación operativa y financiera enfocada en eficiencia, rentabilidad y escala. Todo el modelo está diseñado sobre un escenario de largo plazo con un precio del petróleo en torno a los 70 dólares.

Marín fue enfático al afirmar que la visión está clara: “YPF será una empresa de clase mundial en shale. Hoy ya tenemos 15.000 pozos identificados, de los cuales 9.000 son netos para YPF. Estamos construyendo una compañía resiliente, escalable y lista para exportar al mundo”.

Duplicar producción y reducir costos

La meta más ambiciosa es alcanzar en 2030 una producción neta de 1 millón de barriles equivalentes por día, con 475.000 barriles de petróleo y 70 millones de metros cúbicos de gas natural. Esto posicionaría a YPF como líder absoluto en América Latina y entre los 10 principales jugadores globales en shale.

Para lograrlo, el plan contempla la perforación de 6.400 pozos brutos (4.000 netos para la compañía) y el despliegue de 30 equipos de perforación. Se proyecta un lifting cost de apenas 5 dólares por barril, gracias a mejoras tecnológicas y contratos de largo plazo con proveedores.

El foco estará en el desarrollo intensivo del core hub de Vaca Muerta y en la expansión hacia el hub sur, donde YPF ya firmó nuevos acuerdos con la provincia de Neuquén. Todo el portafolio ha sido planificado pozo por pozo, con modelado matemático de productividad y curvas de aprendizaje.

Durante el evento, Marín recordó que en solo dos años duplicaron la producción de shale oil, pasando de menos de 90.000 a 190.000 barriles diarios netos. “Eso muestra de lo que somos capaces. No prometemos humo, mostramos resultados concretos”, afirmó.

El motor de la nueva YPF

El desarrollo del GNL es el complemento estratégico para monetizar el gas de Vaca Muerta. YPF impulsa tres proyectos: LNG 1 (con sistema tipo peaje, arranca en 2027), LNG 2 (con Shell, proyectado para 2030) y LNG 3, aún en etapa de negociación con socios internacionales.

Todos los proyectos se financiarán con project finance en un 70%. El volumen total previsto es de hasta 65 millones de m³ por día, con una participación de YPF del 25–30%. El flujo de caja libre será negativo hasta 2029, pero desde 2030 generará más de 1.000 millones de dólares anuales.

En paralelo, YPF lanzó su Centro de Inteligencia en Tiempo Real, único en América Latina, donde se procesan 35 millones de datos por pozo por día. El sistema aplica inteligencia artificial para anticipar fallas, optimizar producción y reducir el ciclo de perforación de 312 a 215 días.

Junto a Toyota se implementó el modelo Toyota Well, inspirado en la industria automotriz, que permitió ahorros de 400 millones de dólares en un año solo en downstream. Se espera que la eficiencia total acumulada alcance los 1.000 millones de dólares hacia 2029.

 

 

Transformación operativa

YPF también avanza con un programa de desinversión en campos maduros, con lifting costs que duplicaban el promedio. Ya abandonó o está finalizando operaciones en Mendoza, Neuquén, Santa Cruz y otras zonas, transfiriendo esos activos a operadores más eficientes.

La compañía busca concentrarse exclusivamente en el negocio shale, donde en 2030 el 88% del upstream estará basado en Vaca Muerta. A eso se sumará un margen de 13 dólares por barril en refinación y exportaciones crecientes por el nuevo oleoducto BEMO, que conecta Vaca Muerta con el Atlántico.

Durante su presentación, Marín expresó con énfasis: “No tengo dudas. Vamos a lograrlo. YPF va a estar entre las mejores del mundo. Esta es una empresa con ADN argentino, con pasión, y que ahora también tiene eficiencia, tecnología y visión de largo plazo”.

Para 2029, la compañía proyecta un EBITDA de 11.000 millones de dólares y flujo de caja libre sostenido. A partir de 2028, YPF comenzará a distribuir dividendos, siempre bajo un esquema de sostenibilidad y rentabilidad para el accionista.

Con la baja del precio del crudo ¿por qué YPF no baja la nafta?

La cotización del precio del barrio de petróleo sufre las consecuencias de la guerra comercial entre Estados Unidos y China. El retroceso se produce tras una sesión volátil el miércoles, cuando los contratos de referencia del crudo, que habían llegado a caer hasta un 7% a primera hora del día, cerraron con un alza de en torno a un 4% tras el anuncio de Donald Trump de una pausa en los aranceles recíprocos a la mayoría de los países, aunque mantuvo una tasa arancelaria de referencia del 10%.

En este marco, Horacio Marín, presidente de YPF, se refirió a la expectativa de los consumidores ante la baja del precio internacional del barril de petróleo. El pope de la empresa de mayoría estatal explicó cómo la empresa define los ajustes en los precios de los combustibles en el mercado local.

Según Marín, la empresa utiliza un promedio móvil (“moving average”) para establecer el precio de la nafta. Este sistema suaviza las variaciones bruscas del mercado internacional. “No voy a decir el promedio porque se lo puedo decir a la competencia”, aclaró en diálogo con Infobae.

En Argentina, los consumidores no están habituados a variaciones frecuentes en los precios del combustible. Por eso, desde YPF decidieron implementar una estrategia que evita subas y bajas abruptas, optando por modificaciones mensuales que reflejan tendencias más sostenidas.

El sistema gradual de YPF

“El procedimiento que hicimos evita los picos de subas y bajas fuertes”, explicó Marín. Esto implica que, incluso si el precio internacional del crudo cae repentinamente, esa baja no se refleja de inmediato en los surtidores.

Marín aseguró que los ajustes se dan solo cuando una tendencia se consolida. “Cuando se hace estable, ahí se baja”, dijo, en referencia a los valores internacionales del crudo. Por eso, si el precio actual se mantiene durante tres, cuatro o cinco meses, podría haber una baja en la nafta en los meses siguientes.

El titular de YPF anticipó que ya podría notarse una pequeña disminución el próximo mes, con una posible consolidación de esa tendencia en los siguientes. “Seguramente el mes que viene se note un poco o nada una baja y el próximo mes se seguirá consolidando”, aseguró.

De esta manera, la compañía busca equilibrar los precios locales con los del mercado internacional, sin afectar de forma abrupta al consumidor.

“Vaca Muerta se puede desarrollar a 45 dólares”

La guerra comercial entre Estados Unidos y China amenaza con llevarse todo lo que tiene por delante y la energía no está exenta de ese fenómeno. El barril de petróleo llegó a bordear los 60 dólares y generó preocupación en Vaca Muerta.

Quien tranquilizó las aguas fue Horacio Marín. El presidente y CEO de YPF sostuvo que la roca madre puede desarrollarse con un barril a 45 dólares y le quitó dramatismo a la situación. “Obviamente ganaremos menos, pero no vamos a perder”, afirmó.

En diálogo con Infobae, el pope de la empresa de mayoría estatal manifestó que la energía se debe pensar a largo plazo y que a lo largo de su historia el barril de petróleo se situó en diferentes precios. “Yo he visto 8 dólares el barril, menos 36. Lo he visto bajar, subir, bajar, subir. Y esto es de largo plazo”, consideró.

La resiliencia de Vaca Muerta

Marín ponderó el estado de la compañía y sostuvo que es resiliente a un barril a menos de 45 dólares para desarrollar Vaca Muerta. “Lo podemos hacer a un precio todavía mucho más bajo. Mucho más bajo que esto lo podemos desarrollar. Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó.

Asimismo, el ejecutivo manifestó que la curva de aprendizaje de Vaca Muerta y el objetivo no convencional de YPF permite que la competencia sea directamente con Permian. “Es un tema de rentabilidad”, aseveró.

 

 

“Esta es una gran negociación, que por supuesto es incertidumbre. ¿Qué significa incertidumbre? Einstein decía que Dios no juega con dados. ¿Qué significa? Que yo no sé lo que va a pasar, vos tampoco, vos tampoco, vos tampoco. Entonces te genera que no sabes a dónde vas. Hay escenarios para arriba, para abajo. Y nosotros los seres humanos nos vamos siempre para abajo. Se va a ir todo peor, viene el fin del mundo, se va a terminar el mundo. Y no es así. Las cosas caen y luego, fíjate que empiezan a rebotar después”, consideró.

Asimismo, Marín destacó que el mundo necesita energía y le quitó dramatismo a la incertidumbre a la que está sometido el mundo. “No existen en la vida cosas que caen en un precipicio. Esos son justamente incertidumbres de grandes negociaciones como las que son se viven en momento. Yo no soy negativo en el futuro para nada”, afirmó.

“Se pueden dilatar los programas”

En este sentido, el presidente de YPF reconoció que si el precio del barril de petróleo sigue bajando puede dilatar los programas, pero no se va a terminar Vaca Muerta o se va a perder la oportunidad de desarrollarla. “Yo no creo en esas cosas. Yo creo que la oportunidad existe, sigue existiendo y la vamos a lograr”, aseguró.

Se reglamentaron las exportaciones de GNL hasta 30 años

A través de la Resolución 145/2025, la Secretaría de Energía de la Nación reglamentó exportaciones de GNL (gas natural licuado) por hasta 30 años y dio un paso clave para monetizar a gran escala las reservas no convencionales de Vaca Muerta.

Los interesados deberán presentar una notificación de expo ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, quien eventualmente otorgará un certificado de “Autorización de Libre Exportación de GNL”.

Qué sostiene la reglamentación

Entre los requisitos se encuentran que deberán tener disponibilidad propia proyectada de GNL, sustentada en planes de inversión o en contratos firmes con otros productores de reservas P1, P2 y P3, recursos prospectivos y su capacidad de producción comercial por al menos 5 años; certificada por auditores externos.

Además, deberán realizar una presentación anual de información sobre sus reservas y recursos prospectivos, así como las proyecciones de producción; cantidades máximas a exportar (anual, mensual y diarias); solicitud de adhesión al RIGI, de corresponder; y consistencia técnica del proyecto, incluyendo instalaciones de transporte/licuefacción/almacenamiento/expo, su localización y financiamiento (salvo ya en RIGI).

En este sentido, la normativa establece que la Secretaría de Energía tendrá potestad de objetar, dentro de los 120 días hábiles, de manera fundada, total o parcial, la expo de GNL por las siguientes razones: falta de disponibilidad de gas a nivel nacional, resultante de la DDRG; falta de exactitud de la información presentada y prácticas anticompetitivas o ‘dumping’ respecto del mercado interno.

El GNL como punto de partida

Juan José Carbajales, director de la Consultora Paspartú, consideró que el paso que dio el Gobierno nacional es indispensable y crítico para el avance de los proyectos de licuefacción y exportación, tales como el ARG LNG liderado por YPF, o el inminente FLNG liderado por PAE-Golar (buque Hilli Episeyo).

El especialista subrayó que el Ejecutivo mantendrá una carta para garantizar la seguridad de suministro al mercado interno: el mecanismo de “objeción” a las exportaciones.

En cuanto a la planificación, Carbajales destacó que Ley Bases, “no obstante su preferencia por la iniciativa privada, prevé una acción típica de planeamiento estatal (la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos o DDRG en el largo plazo): velar por la suficiencia de recursos en el país proyectada en el tiempo y suministro de otros orígenes, necesarios para abastecer –regularmente y en el curso ordinario– la demanda interna y, a la vez, suministrar sobre base firme los proyectos de expo; esto es, un ‘cruce’ entre las proyecciones de producción nacional y ofertas de otras fuentes u orígenes, y de la demanda interna durante ese período”.

Sobre los plazos, las autorizaciones tendrán carácter firme por hasta 30 años, desde puesta en marcha de planta de licuefacción y en cuanto a los Off takers no será necesario contar con contratos por la totalidad de los volúmenes y plazos.

Qué informó YPF sobre el primer pozo shale de Palermo Aike

Palermo Aike despierta las expectativas de la industria hidrocarburífera. YPF y CGC encabezan los trabajos de exploración en la roca madre de la Cuenca Austral con la esperanza de encontrar otro polo no convencional y aumentar las exportaciones para ayudar a las arcas de Banco Central.

Con los informes que subieron las compañías a la Comisión Nacional de Valores (CNV) se pudo establecer conclusiones sobre los resultados del primer pozo shale.

Tal como informó +e, el pozo Maypa.x-1 fue cerrado por las operadoras después de no obtener los resultados esperados.

El proyecto incluyó la perforación de un tramo vertical piloto hasta 3,574 metros de profundidad. Luego, se avanzó con un tramo horizontal de 1,036 metros dentro de la formación Palermo Aike, una técnica innovadora en la región.

En los resultados presentados por CGC ante la CNV, se destaca que el pozo Maypa.x-1 fue diseñado con un enfoque dual: primero, un tramo vertical para obtener datos geológicos y, luego, un tramo horizontal para maximizar la exposición al yacimiento. Este diseño permitió una evaluación detallada de Palermo Aike.

Durante el ensayo, que duró 102 días, el pozo acumuló 769 m3 de petróleo. Los caudales se estabilizaron entre 16 y 7 m3/día, cifras alentadoras para una formación aún en etapa de exploración. Estos resultados son clave para ajustar futuras actividades en la zona.

Además, se realizaron 12 fracturas shale en el tramo horizontal. Estas operaciones permitieron evaluar la respuesta del yacimiento y obtener datos valiosos para optimizar técnicas de extracción en formaciones similares.

Qué informó YPF

En su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, YPF destacó que su cartera de exploración onshore “se centra principalmente en proyectos de alto impacto”, como Palermo Aike, considerada la segunda formación de shale en términos de potencial.

“Aunque la productividad del pozo fue baja, la prueba de flujo (flowback) produjo gas natural y condensado, lo que confirmó que el pozo se encuentra en la ventana de madurez de gas natural/condensado”, subrayó la empresa de mayoría estatal.

Palermo Aike: el nuevo foco de exploración

Palermo Aike ganó la atención en los últimos años por su similitud con Vaca Muerta. Su potencial para albergar recursos no convencionales la convierte en un área estratégica para la industria energética argentina.

El pozo Maypa.x-1 no es el único proyecto en la zona. También se realizó una fractura no convencional en el pozo La Paz.a-2, perforado en 1995. Este pozo mostró un aporte inicial de 13 m3/día de petróleo, declinando a 2 m3/día tras 46 días.

Estos datos, combinados con la experiencia del Maypa.x-1, refuerzan el interés en Palermo Aike. Por ahora, los resultados no fueron los esperados por lo que las compañías seguirán explorando el potencial de la hermana menor de Vaca Muerta.

Pese al cartel de venta, YPF tiene planes para Manantiales Behr

Horacio Marín confirmó que YPF dejará sus operaciones en los yacimientos convencionales para abocarse al desarrollo de Vaca Muerta. La riqueza del shale y los proyectos en carpeta obligan a las compañías a desprenderse de sus activos menos rentables para inyectar la mayor cantidad de capital posible en la formación no convencional.

Uno de los últimos bloques que le queda a la empresa de mayoría estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge es Manantiales Behr. El área explica gran parte de la industria hidrocarburífera, pero además es uno de los bloques más productivos del país.

Si bien cuando finalicen las obras de evacuación que espera Vaca Muerta, el ranking de productividad estará dominado por los proyectos no convencionales, Manantiales Behr sigue siendo un tanque para la actividad.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el área está dentro del top 5 de los bloques más productivos a nivel nacional (tomando convencional y no convencional). Para tomar relevancia de su magnitud, en enero produjo 24.886 barriles de petróleo por día (bbl/día) y en febrero logró la marca de 25.358 bbl/día.

 

YPF venderá Manantiales Behr.

El plan de YPF

Las ofertas por Manantiales Behr ya comenzaron a llegar y se espera que antes de diciembre de este año YPF se desprenda del último bloque que le queda en Chubut. Sin embargo, la compañía todavía sigue impulsando proyectos de recuperación terciaria.

Según lo informado por la empresa en su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, el 2024 se centró en el desarrollo de proyectos de inyección de polímeros en Manantiales Behr.

En el proyecto Grimbeek Norte II, un piloto de inyección secundaria de polímeros (sin inundación convencional de agua previa), que representó el 33% de la producción terciaria de la Región Sur en 2024, con un promedio de 2.500 bbl/día, continúa impulsando la producción de petróleo desde 2022.

“Motivada por los resultados obtenidos, la compañía planea comenzar la masificación hacia dos zonas adicionales en 2025. Con la intención de ampliar los resultados del bloque Grimbeek Norte II, en el cuarto trimestre de 2024 se inició un nuevo proyecto de inyección de polímeros en el bloque Grimbeek Central, cuyos primeros resultados se esperan a partir de diciembre de 2025”, destaca el archivo.

También tiene iniciativas para el yacimiento El Alba Valle, dentro del bloque Manantiales Behr, que desde 2023 continúa un proyecto de inyección de polímeros que ha impulsado la producción con resultados superiores a los esperados. “Este piloto de inyección se llevó a cabo en la formación Complejo III, que hasta entonces no había sido probada, y alentada por estos resultados, la compañía está analizando expandir el proyecto hacia dos zonas adicionales del yacimiento El Alba Valle”, subraya el documento.