Una mayor actividad en Vaca Muerta, impulsa a las energéticas de Argentina a regresar, de manera gradual, a los mercados internacionales de deuda tras años de estar aislados, como resultado del creciente apetito de los inversores, según afirma el último informe de la consultora S&P.
El número de anuncios de inversión relacionados con Vaca Muerta sigue creciendo y abarca proyectos de extracción y producción (upstream; de petróleo y gas) y de transporte y distribución (midstream), los cuales podrían eliminar los cuellos de botella para el crecimiento de la producción que han afectado a la formación durante varios años.
S&P Global Ratings listó a las empresas nacionales que están posicionadas estratégicamente para beneficiarse del crecimiento y desarrollo de Vaca Muerta, con diferentes grados de exposición y enfoque operativo.
YPF S.A. (CCC/Estable/--). Es el actor más importante de Vaca Muerta y uno de los mayores operadores de shale fuera de Estados Unidos. En los últimos años, su producción no convencional de petróleo y gas casi se ha duplicado llegando a 45% de su producción total en 2024 desde 26% en 2021.
Además, la compañía se está enfocando en acelerar su producción de petróleo no convencional y, al mismo tiempo, deshacerse de sus yacimientos maduros convencionales. En el corto plazo, considera que esto último podría causar una caída en los volúmenes a 475.000 boe/d en 2025 desde aproximadamente 525.000 boe/d estimados en 2024, pero el crecimiento de la producción no convencional debería compensarlo con creces en 2026. El cambio creciente hacia la producción de shale aumentará la eficiencia y la rentabilidad, ya que los costos de extracción en las áreas más importantes en Vaca Muerta son considerablemente más bajos que en los campos convencionales.
En este sentido, se espera que los costos de extracción de YPF se ubiquen en alrededor de US$11/boe en 2025 y US$9 en 2026 desde US$15,4 en 2024. Por otro lado, que el gasto de capital (capex) de la compañía en sus operaciones de Vaca Muerta se mantenga alto, lo que resultará en déficits de flujo de efectivo operativo libre (FOCF, por sus siglas en inglés) hasta 2026. La consultora proyecta un gasto de capital (capex) de aproximadamente US$5.200 millones para los próximos dos años.
Pampa Energia S.A. (CCC/Estable/--). Tiene operaciones en 8% de la superficie de Vaca Muerta y es el tercer mayor productor de gas no convencional del país. Desde principios de 2023, la empresa ha cambiado su enfoque hacia el gas de shale, que representó 56% de la producción en septiembre de 2024. Actualmente, la empresa extrae principalmente gas (más del 90% de su producción). Pero con la adquisición del bloque Rincón de Aranda en Vaca Muerta en 2023, esperamos que la producción de petróleo de Pampa suba hasta 10.100 bbl/d en 2025 y a 24.500 en 2026, desde los 5.100 estimados en 2024.
La producción de Rincón de Aranda debería alcanzar 40.000 bbl/d en 2027. El bloque adquirido debería aumentar el EBITDA de Pampa a aproximadamente US$1.200 millones para 2026 desde los US$780 millones estimados para 2024. Para desarrollar Rincón de Aranda, la compañía aumentará su inversión en capital durante los próximos tres años. Prevemos un capex de US$425 millones en 2024 y de US$900 millones a US$1.000 millones en 2025 y 2026.
GeoPark Ltd. (B+/Estable/--). En abril de 2024, la compañía anunció la adquisición de la participación en bloques no convencionales en Vaca Muerta por US$200 millones. En nuestra opinión, esta adquisición compensará la disminución de los volúmenes en otras operaciones de GeoPark.
El bloque Mata Mora Norte (MMN) que adquirió en Vaca Muerta produjo 12.600 boe/d (barriles de petróleo equivalente por día) en el tercer trimestre de 2024, de los cuales 5.700 boe/d representan la participación de GeoPark. En el corto plazo, esto compensará la mayor frecuencia y duración de los bloqueos de las operaciones de GeoPark en Colombia y la suspensión no programada de las operaciones de Manatí en Brasil.
A más largo plazo, el bloque MMN compensaría la menor producción en Colombia debido a la naturaleza más madura del bloque en ese país. El bloque MMN ampliará la diversificación geográfica y de hidrocarburos de la compañía hacia fuentes no convencionales. GeoPark espera aumentar la producción de petróleo y alcanzar 20.000 boe/d (en su participación) de producción en MMN para 2028. Esperamos que el bloque MMN genere alrededor de US$50 millones en EBITDA en 2024 y US$125 millones en 2025.
Proyectamos un FOCF positivo en los próximos años, incluso considerando un mayor capex para exploración y desarrollo, incluidos US$100 millones en 2024 y US$150 millones en 2025 para el desarrollo de MMN.
