El plan de YPF a 2030: producir más gas, desarrollar Vaca Muerta, buscar crudo en el mar y apostar a las renovables

En un escenario signado por el derrumbe del precio del petróleo

La empresa se maneja sobre la base de seis lineamientos de cara a los próximos 15 años. El gas ganará el centro de escena y el desarrollo de los no convencionales deberá mejorar su eficiencia. El off shore y las renovables son las apuestas de más largo plazo.

Un año más tarde que la mayoría de las petroleras de todo el globo, YPF va camino a reestructurar sus operaciones en función de las condiciones actuales del mercado mundial del petróleo, signado por el derrumbe del precio de crudo y por una marcada retracción de la inversión.
La petrolera reestatizada se valió este año del establecimiento de un precio sostén para el petróleo en el mercado interno –oscila entre los u$s 63 y los u$s 77 según el tipo de cuenca, en ambos casos muy por encima del Brent que se extrae en el Mar del Norte– y de un programa de subsidios para el gas natural (Plan Gas). Con esa inercia logró mantener niveles récord de inversión en torno a los u$s 6.000 millones. Aunque aún no hubo comunicación oficial al respecto, será muy difícil replicar ese capex para 2016.
El año que viene será el debut del Plan 2030 de la compañía. Su presidente, Miguel Galuccio, adelantó los lineamientos generales de la iniciativa durante su presentación en la Cumbre Financiera Argentina organizada por LatinFinance durante septiembre en el Sheraton de Retiro. El programa se apoyará sobre seis grandes ejes: gas; hidrocarburos no convencionales; petróleo convencional; off shore; petroquímica y refinación; y energías renovables.
“Estamos terminando la estrategia llamada YPF 2030, que va a traer decisiones en materia energética vinculadas con políticas de Estado, porque todas nuestras determinaciones son a largo plazo”, confió el ejecutivo.
La nueva hoja de ruta de la mayor productora de hidrocarburos de la Argentina –concentra un 35% de la oferta total– tendrá como eje central el desarrollo del gas natural. “Venimos de crisis importantes por las que el país tiene que estar focalizado en el desarrollo del gas –manifestó Galuccio–. El gas en la Argentina tiene fundamentos económicos distintos de los del petróleo y parte del desbalance o de la ecuación para compensar la balanza viene por la importación de LNG (gas natural licuado, por sus siglas en inglés)”.
Las compras externas de este hidrocarburo para abastecer al mercado son una de las principales causas del deterioro de las cuentas fiscales y del cepo cambiario. En 2014, la factura del gas importado superó los u$s 6.000 millones, aunque en el primer semestre la cuenta se desaceleró a raíz de la caída del precio del petróleo.
El negocio del gas mejoró sustancialmente sus indicadores en los últimos dos años. Dejado de lado a los ojos de inversores por el congelamiento de las tarifas residenciales del fluido, que se mantuvo por más de una década y arrastró hacia abajo el precio del gas en boca de pozo que reciben los productores, la perforación de nuevos pozos gasíferos virtualmente se paralizó entre 2007 y 2013.
“En 2011, YPF perforó sólo un pozo. Este año vamos a terminar con 150 pozos y con un crecimiento en la producción del 25%”, admitió Galuccio. Esa reactivación se explica a partir del Plan Gas, el programa lanzado por el Gobierno para subsidiar –con valores de hasta u$s 7,50 por millón de BTU– la producción incremental del hidrocarburo. La iniciativa le cuesta al Tesoro a razón de u$s 2.000 millones por año. YPF es el mayor beneficiario.
“Entre 2012 y 2015, el precio promedio del LNG que pagó la Argentina fue de u$s 15,6 por millón de BTU. YPF recibe una media de u$s 6 por el gas no convencional (tight y shale), que permitió elevar la producción un 15% desde 2012”, indicó Galuccio. Frente a la incertidumbre que ronda el precio internacional del crudo (nadie se anima a pronosticar cuándo se recuperarán valores cercanos a los u$s 80), la apuesta por el gas cobra sentido por el lado de una maniobra táctica para defender el valor del negocio hidrocarburífero de YPF.

Vaca Muerta

La mayor incertidumbre del Plan 2030 gira en torno a saber qué sucederá con el desarrollo de Vaca Muerta. La explotación de los campos no convencionales de Neuquén fue la principal bandera para jerarquizar la reestatización. YPF destina hoy cerca de 25 de sus 70 equipos de perforación activos a la extracción de shale oil y shale gas. Diecinueve de esas unidades están emplazadas en Loma Campana, el área explotada por YPF junto con Chevron que constituye el primer cluster comercial no convencional de la Argentina. La operación se sostuvo este año bajo el paraguas de los u$s 77 que, por decisión del Gobierno, cuesta el crudo Medanito en el mercado interno. ¿Qué pasará en 2016 si, como creen la mayoría de los analistas, el precio interno del petróleo disminuye?
“Este año perforaremos 280 pozos en proyectos no convencionales. Pero si apuntamos a alcanzar un desarrollo masivo como país, debemos colocar 4.500 pozos”, aseguró el presidente de YPF.

Campos maduros

La pregunta que se hacen altos mandos gerenciales de la industria es: ¿tiene sentido continuar con el plan tan agresivo por el petróleo de Vaca Muerta o es conveniente priorizar otros negocios, como la extracción de gas (a precio subsidiado por el Estado) o rejuvenecer los campos maduros? Galuccio dejó algunos indicios en su presentación en la Cumbre Financiera Argentina. “Podemos ajustar lo que estamos haciendo (en el no convencional) pero no detenerlo por completo”, advirtió.
Aún es temprano para conocer a ciencia exacta qué medidas en concreto están pesando en YPF, pero no sería extraño si algunos de los equipos de drilling que operan hoy en Vaca Muerta se redireccionan hacia otros campos más rentables.
En época de vacas flojas quizás sea más redituable concentrar recursos en el rejuvenecimiento de yacimientos maduros. El factor de recuperación actual en los campos de YPF es del 23%. Es decir, la petrolera logró extraer un cuarto de los hidrocarburos existentes en sus reservorios. “Queremos recuperar un 35% de los recursos en el subsuelo, que es buen parámetro internacional y además nos permitirá maximizar nuestras reservas probadas”, afirmó Galuccio.

Integración aguas abajo

YPF anunció en agosto la compra del 50% de Petroken y Petroquímica Cuyo, los dos únicos productores de polipropileno (una materia prima plástica) de la Argentina. La autoridad de Defensa a la Competencia de Brasil (Kelvin Corp, un grupo industrial de ese país, es accionista minoritario de Petroquímica Cuyo) se apresta a aprobar la operación.
Es apenas un pequeño primer paso de una estrategia mucho más ambiciosa que apunta a convertir YPF en un jugador de peso del negocio petroquímico en Latinoamérica. La petrolera exporta hoy 1,5 millones de toneladas anuales de etileno, un derivado del gas natural. Para 2013, la meta es multiplicar por 10 esa cifra y vender fuera del país 15 millones de toneladas.
En ese sentido, YPF podría alcanzar una alianza regional con la norteamericana Dow, el segundo mayor jugador de la industria petroquímica del planeta, para buscar proyectos conjuntos en forma sinérgica.

En el mar

Si la puesta en producción de los yacimientos no convencionales fue una medida icónica de la gestión Galuccio al frente de YPF, la reactivación de la actividad de perforación en el off shore sigue siendo una cuenta pendiente. Los derechos sobre las áreas en aguas profundas estuvieron por 10 años (desde 2004 hasta 2014) en cabeza de Enarsa, la empresa estatal de energía, que controla el Ministerio de Planificación de Julio De Vido. La inversión en el mar durante ese período fue prácticamente nula. La Ley de Hidrocarburos N° 27.007, sancionada el año pasado, volvió a transferir los bloques off shore nuevamente a la Secretaría de Energía de la Nación, hoy a cargo de Mariana Matranga.
La idea inicial, cuando se redactó el cuerpo de la ley, era licitar rápidamente una campaña sísmica para definir el potencial del off shore argentino, pero el derrumbe del precio internacional del crudo dilató los planes. Aun así, es probable que el año que viene se avance al menos con la prospección sísmica de algunos campos.

Renovables

El sexto punto del Plan 2030 presentado por Galuccio en el Sheraton está dedicado a las energías renovables. Su inclusión causó sorpresa en la industria porque, a priori, el desarrollo de fuentes alternativas de generación no forma parte del core business de una petrolera. Sin embargo, Galuccio destacó que “YPF contribuirá a lograr una matriz energética sustentable (hoy, el 90% de la matriz se apoya sobre combustibles fósiles)”. “En la actualidad, apenas un 1% de la potencia eléctrica instalada proviene de fuentes alternativas. Queremos que ese porcentaje trepe hasta el 15% en 2030”, detalló. La nueva Ley de Energías Renovables –sancionada en septiembre por la Cámara de Diputados– establece como meta que para 2025 un 20% de la demanda eléctrica se cubra con energías verdes.
De a poco, YPF está empezando a dar pasos en esa clave. YPF Energía, el brazo eléctrico de la compañía, está evaluando una serie de anteproyectos para instalar hasta 100 megawatts (Mw) de energía eólica en el marco de una convocatoria realizada por CAMMESA, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM). ›|‹