La posibilidad de hallar hidrocarburos en la plataforma marítima argentina en los próximos 4 años fue expuesta con optimismo por Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream de YPF, aunque Tim Dodson, vice de Exploración de Statoil (el socio noruego de la petrolera nacional), prefirió mostrarse precavido, durante un seminario bilateral desarrollado hoy en la Cancillería.
Bizzotto afirmó que “en 2022 YPF va a cumplir 100 años y nos va a encontrar siendo una de las mayores operadoras de gas y petróleo no convencional, y posiblemente con el primer pozo off shore (costa afuera) de la mano de Statoil”.
Dodson matizó por su parte: “No puedo prometer que a través de la exploración se puedan descubrir esos recursos, de hecho las posibilidades son bastante negativas, pero si no hacemos las inversiones necesarias nunca lo sabremos”.
Ambos directivos participaron en el Foro de Negocios de Energía Sostenible, junto a funcionarios y empresarios de la Argentina y Noruega, en el marco de la visita al país de una misión encabezada por los monarcas nórdicos.
En ese ámbito, Marcos Pourteau, el subsecretario de Exploración y Producción del Ministerio de Energía y Minería, ratificó la política de “no interferir a las empresas privadas y crear un marco adecuado para proteger las inversiones que se tienen que hacer”.
“Se necesita un gran despliegue de capital a largo plazo y nuestro trabajo es asegurar que haya confianza y sostenibilidad para las inversiones”, ratificó.
El funcionario remarcó que “tratamos de garantizar una lógica de mercado para la industria del petróleo y el gas, lo cual no es sencillo, ya que crear confianza no se da inmediatamente, pero continuamos en este camino paso a paso”.
Bizzotto expuso en la ocasión los desafíos de YPF para los próximos años y subrayó que “en off shore tenemos la gran oportunidad, con la posibilidad de sumar 22 millones de barriles equivalentes de petróleo, y la alianza con Statoil es una palanca para llevar adelante esos proyectos”.
Dodson comentó a su vez que “en la Argentina hay grandes partes de la plataforma (marítima) sin ser exploradas" y conformó que "estamos trabajando en conjunto para identificar nuevas oportunidades”.
“Hace tiempo que hacemos evaluaciones y en algunas áreas en particular estamos buscando datos sísmicos junto con especialistas en la materia”, precisó el empresario noruego.
Añadió que “esperamos las rondas de concesión (que lanzará el gobierno argentino) el próximo invierno y a fines de este año, que encajan muy bien con nuestra estrategia para el acceso a la escala necesaria”.
Dodson advirtió, sin embargo, que “hacemos observaciones para comparar con otras regiones y generar mayores opiniones sobre el potencial” en el mar argentino.
Tras aclarar que la plataforma está disponible para muchos operadores, el ejecutivo recordó que “en los últimos años hicimos exploraciones en Suriname, Uruguay, Canadá y Tanzania, y no todas funcionaron: en Uruguay el pozo estaba seco, pero en Tanzania el descubrimiento fue increíble, con gran acumulación de gas”.
El CEO de Statoil, Eldar Saetre, destacó a su vez, al participar en un panel previo del mismo seminario, la alianza de amplio espectro con YPF, que “la Argentina es un país atractivo para las inversiones; las dos empresas están muy alineadas y vamos a poder aprovechar nuevas oportunidades on shore, off shore y en energías renovables”, aseguró.
El balance de la petrolera para el 2017 arrojó buenos rendimientos pero una caída en las reservas. Los directivos de la firma explicaron que el precio afectó el stock. Sin embargo ratificaron que esperan aumentar el número en un 50% en el próximo lustro.
El balance 2017 de YPF, la principal operadora del país, dejó dos datos centrales que se contraponen: recuperó caja con una ganancias de 12.700 millones de pesos y mostró uno de los niveles de reservas más bajos en la última década. Se trata de un dato clave para el valor de la compañía. Es el tanque de acopio del principal bien que vende la empresa. Sin embargo las expectativas apuntan al salvavidas de Vaca Muerta.
Según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV) las reservas probadas, aquel hidrocarburo que es económicamente posible de sacar a superficie, fueron cuantificadas en 929 millones de barriles equivalentes de petróleo (boes). Esa cifra significó un reducción del 16,5% en relación a los valores de 2016.
Fuentes de la operadora indicaron que la caída se explica centralmente por una reducción en los precios del petróleo. A diferencia de lo que ocurrió en el mundo, que la cotización inició un camino hacia el alza, en el país el ministerio de Energía, que dirige Juan José Aranguren, eliminó el denominado barril criollo y el valor del crudo se desplomó hizo el camino inverso para empalmar con la referencia internacional.
Al caer el precio promedio para el hidrocarburo las reservas se ven afectadas. La ecuación es sencilla: a determinado valor hay barriles que son extraíbles, porque la cuenta económica cierra, y otros que no porque el costo supera a la ganancia y no hay rentabilidad. En este último caso se computan como recursos, petróleo y gas que está en el subsuelo a la espera de precios que permitan extraerlo.
Otro factor que influyó en la merma de las reservas fue una menor tasa de reposición. Es decir que YPF sacó más barriles de los que repuso. Hubo menos actividad de exploración en búsqueda de nuevos volúmenes de hidrocarburos.
En una conferencia con inversionistas, los directivos de la petrolera se mostraron cautos al presentar los números referidos a este descenso. Ratificaron que sostienen la expectativa para aumentar la reservas un 50% en los próximos cinco años.
¿Cómo lo harán? Daniel González, vicepresidente de Finanzas, apuntó al shale. Certificar reservas para los no convencionales es aún muy complejo en todo el mundo ya que la actividad resulta ser relativamente nueva.
Generalmente se contrata una certificadora internacional y esos números se validan en la SEC (por las siglas en inglés de la Securities and Exchange Commission). Sin embargo las exigencias de este organismo norteamericano aún son muy rigurosas para los hidrocarburos no convencionales, más aún para Argentina que apenas tiene cinco años de “historia” en el shale.
González señaló que sólo 80 millones de boes, de los 929 millones de boes, corresponden a petróleo y gas no convencional. De esa cifra el 80% la aporta Loma Campana, el principal yacimiento no convencional fuera de Norte América. Pero –agregó– que si se observan las recursos, aquel hidrocarburo que podría transformarse en reserva, YPF tiene 5.000 millones de boes en las áreas de las que participa en Vaca Muerta.
La clave, indicaron, estará con el pase a desarrollo de los proyectos. Sólo dos de ellos están hoy en etapa masiva de explotación.
En números
8,7% de las reservas probadas de YPF las aportan los no convencionales. A futuro podrían ser la principal fuente.
Más caja y menos producción
Los ingresos totales de la compañía en 2017 fueron de 252.800 millones de pesos (más de 12.500 millones de dólares). La cifra fue un 20,3% superior al 2016 pero quedó abajo de los valores de inflación.
Uno de los mejores datos que obtuvo fue el flujo de caja, es decir el dinero disponible para las operaciones. Creció un 46,3% para totalizar en 72.000 millones de pesos.
Las inversiones se redujeron un 7,6% y alcanzaron los 58.000 millones de pesos (alrededor de 3.000 millones de dólares).
En tanto el resultado operativo, aquel que refiere al objetivo específico de la compañía la explotación de hidrocarburos, creció un 3,2% antes de la reversión parcial del cargo pro deterioro de activos: 11.000 millones de pesos.
La producción total de hidrocarburos en 2017 alcanzó los 555.000 barriles equivalentes diarios. La extracción de crudo cayó un 7% (tuvo un mejor rendimiento en áreas operadas) y la de gas con 44,1 millones de metros cúbicos diarios, retrocedió un 1,1%.
5.000 millones de barriles equivalentes de petróleo son los recursos shale en las áreas operadas en Vaca Muerta.
