Sector Petrolero

Punto de inflexión en el sector petrolero: un viejo paradigma de los 90 vuelve reforzado de la mano de Vaca Muerta
La industria quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia


Sofía Diamante
Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la ArgentinaYPF
Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la Argentina después de 117 años de historia. En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedió a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, José Estenssoro, licitó áreas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores más chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. Así fue el comienzo de grandes compañías conocidas hoy como Pan American Energy (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol, Pecom, Tecpetrol y CGC.
Ahora, de la mano de una nueva iniciativa que toma YPF 30 años después –vender activos maduros y enfocar sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta–, la industria petrolera está en un punto de inflexión, ya que quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia.
Las grandes empresas operadoras –YPF, PAE, Vista y Tecpetrol, entre otras– destinarán prácticamente todas sus inversiones a Vaca Muerta, que demanda grandes desembolsos iniciales, pero que otorga márgenes de rentabilidad muy altos.
En tanto, las empresas de servicios –Pecom, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy y Crown Point, entre otras– se enfocarán en la operación y mantenimiento de los yacimientos convencionales maduros, repartidos en Chubut, Santa Cruz, Río Negro, Mendoza y Tierra del Fuego. Esto requerirá también un cambio de perspectiva de las autoridades provinciales y sindicales, que deberán adaptarse a los menores niveles de rentabilidad para que no caiga de manera brusca la actividad petrolera.
“¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las pequeñas y medianas empresas y para la Argentina”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF al presentar la iniciativa.
Punto de inflexión
Este proceso comenzó luego de la pandemia por parte de algunas grandes empresas petroleras, pero se aceleró fuertemente con el proyecto Andes que lanzó YPF, en el cual ya firmó nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas y recientemente se sumaron siete áreas más en venta ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego.
“YPF está limpiando su portafolio, porque tenía más concesiones de las que podía manejar. No tiene ni tiempo, ni capital, ni capacidad física para abarcar todo. Por lo tanto, se concentra en las áreas en la que tiene una buena rentabilidad y vende las maduras en la que hay que inyectar mucha agua con un costo de energía muy alto para sacar el petróleo”, explica el exministro de Energía Juan José Aranguren.
Este año YPF lanzó el proyecto Andes, donde puso a la venta 55 activos para enfocar su producción en Vaca Muerta
Los pozos maduros, en tanto, quedan para empresas más chicas que suelen dedicarse a dar servicios de perforación y mantenimiento de los pozos petroleros y que no tienen la estructura de YPF, lo que las hace en algunos aspectos más ágiles.
“Vender activos de petróleo convencional es lo correcto, porque el desafío que hay con Vaca Muerta es tan grande, que YPF debe concentrar sus esfuerzos ahí. Hay gente capaz que puede inteligentemente explotar y extender la vida de los campos maduros, con organizaciones livianas y con bajos costos, mientras que las grandes compañías se dedican a la producción de los campos no convencionales. Es reeditar lo que sucedió en los 90″, dice, por su parte, Roberto Monti, expresidente de YPF entre 1997 y 1999.
Para no ir tan lejos en el tiempo, otros actores señalan que el proceso que se está dando en la Argentina es similar al que comenzó Brasil hace unos años, cuando las grandes empresas operadoras trasladaron sus inversiones a la producción offshore del Pre Salt –una cuenca costa afuera descubierta en 2005–, y vendieron las concesiones de los otros campos maduros.
Una de las compañías argentinas que vislumbró la nueva tendencia fue Pecom, del Grupo Perez Companc, que en 2015 había regresado al sector energético para prestar servicios, pero que en 2020 volvió al rol de operadora al comprar siete campos maduros de gas y petróleo en Brasil. Ahora, la compañía busca expandirse de la misma manera en la Argentina, luego de adquirir el 50% de las concesiones de El Trébol – Escalante, que tenía YPF en Chubut. Invertirá US$150 millones para lograr aumentar la producción de 10.000 barriles diarios a 15.000 en cinco años.
“En Brasil pasó algo similar a lo que está ocurriendo ahora en la Argentina, donde las grandes petroleras se fueron al offshore, pero había mucho campo maduro onshore [en tierra], que una empresa con nuestro expertise podía desarrollar. En la Argentina logramos volver a la figura de operadores con la compra de las concesiones de YPF. Nuestro objetivo es optimizar los gastos operativos basados en una mayor integración del servicio, en conjunto con las empresas locales y con mucho trabajo mancomunado con el sindicato y con las autoridades provinciales y municipales”, dijo Andrés Ponce, director ejecutivo de Upstream de Pecom.
Diferencias con Vaca Muerta
En la Argentina, actualmente hay 83.000 pozos petroleros perforados, de los cuales solo 26.300 están en producción (31%). De este total, 23.000 son convencionales y producen el 44% de la oferta total de petróleo del país, mientras que solamente hay 3300 no convencionales de Vaca Muerta que generan el 56% de la producción restante (403.000 barriles diarios).
“Estos números sirven para explicar la diferencia de productividad entre el no convencional y el convencional. La rentabilidad es 10 a 1, lo que hace que las empresas que tengan espalda financiera suficientemente robusta focalicen sus recursos en Vaca Muerta. Y esto abre una puerta para que empresas más pequeñas, con modelos más integrados en el negocio, puedan poner en valor los activos convencionales de la Argentina”, explicó Leonardo Deccechis, gerente general de operaciones (COO) de Aconcagua Energía, una empresa fundada en 2015 por dos exYPF, Diego Sebastián Trabucco y Javier Agustín Basso.
Las empresas de servicios, que tienen estructuras más chicas y son más ágiles, pasarán a operar los yacimientos maduros que tienen más de 50 años
La compañía compró activos convencionales que puso a la venta Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, y actualmente produce 13.500 barriles equivalentes (petróleo y gas) por día, de los cuales el 70% es petróleo y el resto es gas. También obtuvo la concesión del área de explotación Payún Oeste, en Mendoza, donde invertirá US$8 millones en 10 años.
“Un pozo no convencional de Vaca Muerta cuesta en promedio US$12 millones, entre la perforación y ponerlo en marcha. Como a lo largo de su vida acumula una producción de 1,2 millones de barriles, el costo de perforación por barril es US$10. Luego, mantener ese pozo cuesta alrededor de otros US$3 por barril, por lo cual la unidad productiva asciende a US$13. El retorno de la inversión se da entre 18 a 24 meses y la vida útil del pozo debería ser 20 años”, detalló Deccechis.
“En el convencional, en tanto, un pozo sale US$4 millones, pero acumula una producción de 120.000 barriles, el 10% de lo que acumula un pozo de Vaca Muerta. El mantenimiento posterior en la vida de ese pozo, además, es más caro, de US$35 por barril. En total es un costo por unidad de entre US$55 y US$58, mientras que el de Vaca Muerta es de US$13. Los niveles de rentabilidad de un escenario y otro son diametralmente opuestos. Para operar el convencional hay que entender cómo hacerlo rentable. Además, es una necesidad como industria y como país para diversificar la producción del resto de las cuencas productivas y para mitigar el impacto social y laboral”, agregó Deccechis.
El exsecretario de Energía y exintendente de Capitán Sarmiento, Javier Iguacel, también vio el nuevo paradigma del sector energético y este año fundó la empresa Bentia Energy, que adquirió dos clústers de YPF en Neuquén. “Tenemos un programa de inversión de US$150 millones en los próximos ocho años para revivir pozos que están parados, perforar nuevos y modernizar la generación eléctrica para hacer más eficiente la operación. Además, vamos a invertir US$40 millones para abandonar alrededor de 35 pozos por año y hacer un decomisado hasta que finalice la extensión”, dijo.
Petróleos Sudamericanos, por su parte, es una empresa de más de 30 años de vida, que adquirió un clúster de YPF en Mendoza. “El convencional tiene un marco de incentivos económicos que tiene que ser muy competitivo para ser rentable. El no convencional de Vaca Muerta tiene un escenario diferente, porque cuando se encontró el recurso, se diseñó un macro normativo para ponerlo en valor. En cambio, los campos convencionales están en su segunda etapa de vida productiva, son pozos de más de 50 años que se perforaron en la década del 70 con esquemas de concesión que fueron pensados para cuando eran campos jóvenes”, advirtió Alfredo Bonatto, vicepresidente y CEO de la empresa.
El ejecutivo indicó que mientras que un campo no convencional paga una regalía del 12%, los campos maduros pagan entre 15 a 22%. “Los gobiernos provinciales tomaron la iniciativa y están replanteando eso en las sucesivas prórrogas de concesiones. Lo mismo ocurre con los sindicatos, porque en la Argentina hay muchos más de 100 yacimientos parados sin producción, porque el esquema económico actual no les permite producir. De un pozo maduro, de cada 100 unidades que se producen, el 95% de lo que se extrae es agua y solo 5% es petróleo. Por eso se necesita tener un esquema operativo de altísima competitividad para ser rentable. Eso demanda una estructura organizacional y un conocimiento muy focalizado. Es un desafío muy grande”, sostuvo Bonatto.
Una mirada similar tiene Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, la empresa de más de 60 años que compró activos maduros a PAE en Santa Cruz. También tiene en Mendoza y en Tierra del Fuego. “Es una compañía que por muchos años se dedicó a realizar proyectos exploratorios y cuando descubría recursos, los vendía. Ese modelo no existe más hace mucho tiempo”, cuenta el ejecutivo.
“El desafío es ser partícipes de este cambio de paradigma que se está dando y que va a implicar cambios profundos en la manera en que se operan esas áreas y en la relación con autoridades sindicales y provinciales. El mantenimiento que hay que hacer a los pozos maduros es muy intensivo para barrer el fondo del barril, lo que queda en los yacimientos. Son pozos muy antiguos, en muchos casos olvidados. Las empresas grandes y el personal especializado se va a mudar a Neuquén, y cada vez van a quedar menos proveedores en las otras provincias, como Chubut y Santa Cruz. Por eso la transición a este nuevo paradigma hay que hacerlo de manera inteligente”, aconsejó Obrador.

Punto de inflexión en el sector petrolero: un viejo paradigma de los 90 vuelve reforzado de la mano de Vaca Muerta
La industria quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia
Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la ArgentinaYPF
Un nuevo paradigma comenzó a gestarse en el sector petrolero en la Argentina después de 117 años de historia. En algunos aspectos tiene particularidades similares a lo que sucedió a principios de 1990, cuando el entonces presidente de YPF, José Estenssoro, licitó áreas marginales de la petrolera para que las operen otros jugadores más chicos, que en su momento se dedicaban a dar servicios. Así fue el comienzo de grandes compañías conocidas hoy como Pan American Energy (PAE, en su momento llamada Bridas), Pluspetrol, Pecom, Tecpetrol y CGC.
Ahora, de la mano de una nueva iniciativa que toma YPF 30 años después –vender activos maduros y enfocar sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta–, la industria petrolera está en un punto de inflexión, ya que quedará dividida en dos modalidades: las áreas de alta rentabilidad, concentradas en la cuenca neuquina, y las de baja o media, repartidas en el resto del país a través de yacimientos con más de 50 años de historia.
Las grandes empresas operadoras –YPF, PAE, Vista y Tecpetrol, entre otras– destinarán prácticamente todas sus inversiones a Vaca Muerta, que demanda grandes desembolsos iniciales, pero que otorga márgenes de rentabilidad muy altos.
En tanto, las empresas de servicios –Pecom, Aconcagua Energía, Petróleos Sudamericanos, Bentia Energy y Crown Point, entre otras– se enfocarán en la operación y mantenimiento de los yacimientos convencionales maduros, repartidos en Chubut, Santa Cruz, Río Negro, Mendoza y Tierra del Fuego. Esto requerirá también un cambio de perspectiva de las autoridades provinciales y sindicales, que deberán adaptarse a los menores niveles de rentabilidad para que no caiga de manera brusca la actividad petrolera.
“¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido? Es muy potente lo que estamos haciendo. Esto es lo que tiene que hacer YPF para la industria, para las pequeñas y medianas empresas y para la Argentina”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF al presentar la iniciativa.
Punto de inflexión
Este proceso comenzó luego de la pandemia por parte de algunas grandes empresas petroleras, pero se aceleró fuertemente con el proyecto Andes que lanzó YPF, en el cual ya firmó nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas y recientemente se sumaron siete áreas más en venta ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego.
“YPF está limpiando su portafolio, porque tenía más concesiones de las que podía manejar. No tiene ni tiempo, ni capital, ni capacidad física para abarcar todo. Por lo tanto, se concentra en las áreas en la que tiene una buena rentabilidad y vende las maduras en la que hay que inyectar mucha agua con un costo de energía muy alto para sacar el petróleo”, explica el exministro de Energía Juan José Aranguren.
Este año YPF lanzó el proyecto Andes, donde puso a la venta 55 activos para enfocar su producción en Vaca Muerta
Los pozos maduros, en tanto, quedan para empresas más chicas que suelen dedicarse a dar servicios de perforación y mantenimiento de los pozos petroleros y que no tienen la estructura de YPF, lo que las hace en algunos aspectos más ágiles.
“Vender activos de petróleo convencional es lo correcto, porque el desafío que hay con Vaca Muerta es tan grande, que YPF debe concentrar sus esfuerzos ahí. Hay gente capaz que puede inteligentemente explotar y extender la vida de los campos maduros, con organizaciones livianas y con bajos costos, mientras que las grandes compañías se dedican a la producción de los campos no convencionales. Es reeditar lo que sucedió en los 90″, dice, por su parte, Roberto Monti, expresidente de YPF entre 1997 y 1999.
Para no ir tan lejos en el tiempo, otros actores señalan que el proceso que se está dando en la Argentina es similar al que comenzó Brasil hace unos años, cuando las grandes empresas operadoras trasladaron sus inversiones a la producción offshore del Pre Salt –una cuenca costa afuera descubierta en 2005–, y vendieron las concesiones de los otros campos maduros.
Una de las compañías argentinas que vislumbró la nueva tendencia fue Pecom, del Grupo Perez Companc, que en 2015 había regresado al sector energético para prestar servicios, pero que en 2020 volvió al rol de operadora al comprar siete campos maduros de gas y petróleo en Brasil. Ahora, la compañía busca expandirse de la misma manera en la Argentina, luego de adquirir el 50% de las concesiones de El Trébol – Escalante, que tenía YPF en Chubut. Invertirá US$150 millones para lograr aumentar la producción de 10.000 barriles diarios a 15.000 en cinco años.
“En Brasil pasó algo similar a lo que está ocurriendo ahora en la Argentina, donde las grandes petroleras se fueron al offshore, pero había mucho campo maduro onshore [en tierra], que una empresa con nuestro expertise podía desarrollar. En la Argentina logramos volver a la figura de operadores con la compra de las concesiones de YPF. Nuestro objetivo es optimizar los gastos operativos basados en una mayor integración del servicio, en conjunto con las empresas locales y con mucho trabajo mancomunado con el sindicato y con las autoridades provinciales y municipales”, dijo Andrés Ponce, director ejecutivo de Upstream de Pecom.
Diferencias con Vaca Muerta
En la Argentina, actualmente hay 83.000 pozos petroleros perforados, de los cuales solo 26.300 están en producción (31%). De este total, 23.000 son convencionales y producen el 44% de la oferta total de petróleo del país, mientras que solamente hay 3300 no convencionales de Vaca Muerta que generan el 56% de la producción restante (403.000 barriles diarios).
“Estos números sirven para explicar la diferencia de productividad entre el no convencional y el convencional. La rentabilidad es 10 a 1, lo que hace que las empresas que tengan espalda financiera suficientemente robusta focalicen sus recursos en Vaca Muerta. Y esto abre una puerta para que empresas más pequeñas, con modelos más integrados en el negocio, puedan poner en valor los activos convencionales de la Argentina”, explicó Leonardo Deccechis, gerente general de operaciones (COO) de Aconcagua Energía, una empresa fundada en 2015 por dos exYPF, Diego Sebastián Trabucco y Javier Agustín Basso.

Las empresas de servicios, que tienen estructuras más chicas y son más ágiles, pasarán a operar los yacimientos maduros que tienen más de 50 años
La compañía compró activos convencionales que puso a la venta Vista, la petrolera fundada por Miguel Galuccio, y actualmente produce 13.500 barriles equivalentes (petróleo y gas) por día, de los cuales el 70% es petróleo y el resto es gas. También obtuvo la concesión del área de explotación Payún Oeste, en Mendoza, donde invertirá US$8 millones en 10 años.
“Un pozo no convencional de Vaca Muerta cuesta en promedio US$12 millones, entre la perforación y ponerlo en marcha. Como a lo largo de su vida acumula una producción de 1,2 millones de barriles, el costo de perforación por barril es US$10. Luego, mantener ese pozo cuesta alrededor de otros US$3 por barril, por lo cual la unidad productiva asciende a US$13. El retorno de la inversión se da entre 18 a 24 meses y la vida útil del pozo debería ser 20 años”, detalló Deccechis.
“En el convencional, en tanto, un pozo sale US$4 millones, pero acumula una producción de 120.000 barriles, el 10% de lo que acumula un pozo de Vaca Muerta. El mantenimiento posterior en la vida de ese pozo, además, es más caro, de US$35 por barril. En total es un costo por unidad de entre US$55 y US$58, mientras que el de Vaca Muerta es de US$13. Los niveles de rentabilidad de un escenario y otro son diametralmente opuestos. Para operar el convencional hay que entender cómo hacerlo rentable. Además, es una necesidad como industria y como país para diversificar la producción del resto de las cuencas productivas y para mitigar el impacto social y laboral”, agregó Deccechis.
El exsecretario de Energía y exintendente de Capitán Sarmiento, Javier Iguacel, también vio el nuevo paradigma del sector energético y este año fundó la empresa Bentia Energy, que adquirió dos clústers de YPF en Neuquén. “Tenemos un programa de inversión de US$150 millones en los próximos ocho años para revivir pozos que están parados, perforar nuevos y modernizar la generación eléctrica para hacer más eficiente la operación. Además, vamos a invertir US$40 millones para abandonar alrededor de 35 pozos por año y hacer un decomisado hasta que finalice la extensión”, dijo.
Petróleos Sudamericanos, por su parte, es una empresa de más de 30 años de vida, que adquirió un clúster de YPF en Mendoza. “El convencional tiene un marco de incentivos económicos que tiene que ser muy competitivo para ser rentable. El no convencional de Vaca Muerta tiene un escenario diferente, porque cuando se encontró el recurso, se diseñó un macro normativo para ponerlo en valor. En cambio, los campos convencionales están en su segunda etapa de vida productiva, son pozos de más de 50 años que se perforaron en la década del 70 con esquemas de concesión que fueron pensados para cuando eran campos jóvenes”, advirtió Alfredo Bonatto, vicepresidente y CEO de la empresa.
El ejecutivo indicó que mientras que un campo no convencional paga una regalía del 12%, los campos maduros pagan entre 15 a 22%. “Los gobiernos provinciales tomaron la iniciativa y están replanteando eso en las sucesivas prórrogas de concesiones. Lo mismo ocurre con los sindicatos, porque en la Argentina hay muchos más de 100 yacimientos parados sin producción, porque el esquema económico actual no les permite producir. De un pozo maduro, de cada 100 unidades que se producen, el 95% de lo que se extrae es agua y solo 5% es petróleo. Por eso se necesita tener un esquema operativo de altísima competitividad para ser rentable. Eso demanda una estructura organizacional y un conocimiento muy focalizado. Es un desafío muy grande”, sostuvo Bonatto.
Una mirada similar tiene Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, la empresa de más de 60 años que compró activos maduros a PAE en Santa Cruz. También tiene en Mendoza y en Tierra del Fuego. “Es una compañía que por muchos años se dedicó a realizar proyectos exploratorios y cuando descubría recursos, los vendía. Ese modelo no existe más hace mucho tiempo”, cuenta el ejecutivo.
“El desafío es ser partícipes de este cambio de paradigma que se está dando y que va a implicar cambios profundos en la manera en que se operan esas áreas y en la relación con autoridades sindicales y provinciales. El mantenimiento que hay que hacer a los pozos maduros es muy intensivo para barrer el fondo del barril, lo que queda en los yacimientos. Son pozos muy antiguos, en muchos casos olvidados. Las empresas grandes y el personal especializado se va a mudar a Neuquén, y cada vez van a quedar menos proveedores en las otras provincias, como Chubut y Santa Cruz. Por eso la transición a este nuevo paradigma hay que hacerlo de manera inteligente”, aconsejó Obrador.

La historia detrás de Pluspetrol, la petrolera de la que todos hablan en la Argentina
La firma fue fundada por Luis Rey y Héctor Poli 45 años atrás; pagará más de US$1700 millones por uno de los campos con mayor potencial de producción en Vaca Muerta
Pluspetrol opera hace 20 años el yacimiento gasífero más grande de Sudamérica, Camisea, en Perú; en la Argentina se destaca el campo La Calera, en Vaca Muerta
Un batacazo. Así definieron en el sector energético la noticia de que la empresa local Pluspetrol se quedó con los activos petroleros de la estadounidense ExxonMobil en la Argentina. La compañía, de bajísimo perfil, fundada hace 45 años por Luis Rey y Héctor Poli, pagará en efectivo más de US$1700 millones por uno de los campos petroleros con mayor potencial de producción en Vaca Muerta. De esta manera, superó la oferta de otras empresas competitivas, como Pan American Energy (PAE) y la sociedad entre Vista y Tecpetrol (el brazo petrolero de Grupo Techint).
Pluspetrol actualmente es la cuarta empresa operadora de producción de petróleo del país, con 41.300 barriles diarios (por detrás de YPF, PAE y Vista), y representa el 6% del total de la oferta local. Un poco más de la mitad de esa producción, 21.300 barriles, sale de la cuenca no convencional, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE). En gas, se posiciona como la quinta operadora de referencia en Vaca Muerta, con una producción de 9,3 millones de metros cúbicos diarios (m3/d).
La “mina de oro” de la empresa, sin embargo, no se encuentra en la Argentina, sino en Perú, donde opera desde hace 20 años el mayor yacimiento convencional de gas de la región, Camisea. Es un área que marcó un antes y un después para la macroeconomía de ese país, ya que le permitió reemplazar las importaciones de gasoil por producción local y comenzar a exportar. De hecho, Perú es el único país de Sudamérica con una planta de procesamiento de gas natural licuado (GNL), como la que quiere instalar YPF en Río Negro. Actualmente, Camisea aporta a Perú alrededor de 2% del PBI de manera directa e indirecta.
El campo gasífero, en realidad, había sido descubierto por Shell, en 1982, pero la petrolera internacional –de capitales británicos– nunca llegó a ponerlo en producción, ya que consideraba que no había suficiente demanda para todo el gas que había disponible. En este entonces, debido a la cercanía de Perú con la Argentina, el gobierno local obligó a Shell a nombrar la base de operaciones como campamento Malvinas, que hoy se mantiene.
En 1998, el gobierno de Alberto Fujimori le quitó la concesión a Shell porque habían pasado más de 15 años sin desarrollo y la volvió a licitar. Ese mismo año, la ganó la sociedad compuesta por Pluspetrol, Hunt Oil, SK Innovation, Tecpetrol, Repsol y Sonatrach, y en 2004 comenzó la producción.
La operación, a cargo de Pluspetrol, no era nada sencilla. Situado el yacimiento en medio de la selva amazónica, había que negociar con las comunidades nativas el uso del terreno y había incluso que llegar con helicópteros a algunos pozos (la construcción del gasoducto, en 2000, a cargo de Techint, tampoco fue tarea fácil, ya que tenía que atravesar además la cordillera para llegar a Lima). Hoy, el 96% del consumo de gas de Perú proviene de Camisea y además abastece el 40% de las necesidades de la generación eléctrica total.
Si bien el precio de gas estaba regulado y acotado, el gran negocio para Pluspetrol estuvo en la libertad de comercializar los líquidos asociados a ese gas natural, donde hizo una diferencia importante en cuanto a la rentabilidad del proyecto (son el principal distribuidor de camiones cisterna de gas licuado). El camino en Perú, sin embargo, no fue todo un lecho de rosas. La empresa enfrentó una denuncia en Países Bajos, donde tiene su sede central, y debió pagar una multa millonaria por daños ambientales en la Amazonia.
La mujer más rica de la Argentina
El expertise de Pluspetrol comenzó tiempo antes, en la década de 1977, cuando se posicionó como una empresa contratista de YPF para la recuperación secundaria de pozo y obtuvo la operación del campo Centenario, en Neuquén. A los dos años, ganó la concesión del área Ramos, en Salta, un yacimiento abandonado a 1000 metros de altura, que le permitió volverse especialista en perforación en altura. Pluspetrol lo desarrolló y llegó a producir 12 millones de m3/d (actualmente está seco). Luego, instaló una planta de generación eléctrica en Tucumán, que tiempo después vendió.
Su fundador, Luis Rey, era un empresario muy hábil, de fuerte personalidad, muy circunspecto, que “se hizo a sí mismo”, como lo describen en el sector. Egresado del colegio nacional Mariano Moreno, se recibió de ingeniero y fue socio de la Editorial Abril, que publicaba las revistas Claudia, Siete Días y Panorama. En 1972, se convirtió en uno de los fundadores de Papel Prensa, contratada por el Estado para levantar una fábrica en la provincia de Buenos Aires. Al año siguiente, vendió la compañía al grupo Graiver.
Rey también se desempeñó en la actividad de la construcción con su empresa, Ingeniería Tauro, que fue una de las principales del rubro hasta su crisis, a fines de los 80. Además, era propietario de la fábrica de tornos mecánicos Turri. De allí que aprovechó su experiencia en la construcción para entrar al negocio petrolero y nunca más lo abandonó.
El empresario fundó Pluspetrol junto a la familia Poli. Las acciones estaban repartidas en un 70% y 30%, hasta que el año pasado, la familia Poli vendió su parte y la familia Rey quedó como única accionista. Luis Rey falleció en febrero de 2005, pero quedaron a cargo de la compañía su esposa, Edith Rodríguez, considerada la mujer más rica del país, y sus tres hijos. El mayor, Ricardo Rey, es actualmente el presidente de la compañía.
Desde el principio, la empresa nació para ser internacional. Además de ser la primera productora de gas y petróleo en Perú, tiene presencia en Ecuador y oficinas administrativas en Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay. En otras épocas de su historia exploró y operó áreas en Venezuela (fueron expropiadas), Bolivia, Colombia, Costa de Marfil, Argelia, Angola y Túnez.
Durante la crisis de 2001, Rey negoció la venta de Pluspetrol a Repsol YPF, pero no prosperó. Hoy, Pluspetrol tiene ingresos anuales por US$2000 millones. Este año, hizo inversiones por US$899 millones, de los cuales US$600 millones fueron destinadas a la Argentina.
Unos días antes de que se anunciara la compra de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol había contratado a Guillermina Sagasti para hacerse cargo de las operaciones de extracción de petróleo y gas. Se trata de la exdirectora de Geociencias de YPF, donde había trabajado casi 14 años. Es una de las personas que más conoce la riqueza de Vaca Muerta, según cuentan en el sector.
La empresa, que mantiene su sede en Países Bajos para evitar la doble imposición de Ganancias, tiene en el país cinco yacimientos no convencionales (se destaca La Calera) y uno convencional, ubicado entre La Pampa y Mendoza (El Corcobo).
Además, cuenta con una concesión offshore en la Cuenca Malvinas, en el Mar Argentino, junto con las internacionales Tullow y Harbour (exWintershall DEA), y proyectos de litio a través de su subsidiaria Lítica Resources (en 2022 vendió el proyecto Pozuelos-Pastos Grandes por US$960 millones a la china Ganfeng).
Próximamente, podría convertirse en la segunda empresa operadora de petróleo de Vaca Muerta, solo por detrás de YPF (ya cuenta con tres sets de fractura de los 12 que hay en el país).

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