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Domingo, 23 de septiembre de 2012

EL DESAFíO DE YPF EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURíFERA

Promesa del área de no convencionales

 Por Jose Andres Repar *

El Plan de los 100 días explicitado por Miguel Galuccio indica índices y señales donde se percibe un protagonismo excepcional de YPF en los próximos cinco años. El programa es un esfuerzo extraordinario en áreas convencionales conocidas y en áreas no convencionales prometedoras. La nueva YPF es una empresa de carácter mixto con capitales públicos y privados. La Comisión de Planificación y Coordinación estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas posee poderosas herramientas, entre otras, la definición de políticas e incentivos para las inversiones, que jugaran a favor del éxito de YPF.

El yacimiento Vaca Muerta, en el Comahue posee índices geológicos productivos similares a los enormes yacimientos de shale gas de Eagle Ford y Barnett en Texas. Debajo de Vaca Muerta se halla otra formación de roca madre llamada Los Molles, que es una gigantesca fábrica de gas natural de data geológica anterior a Vaca Muerta. De esas dos formaciones migraron hacia zonas de arenas cantidades fabulosas de gas natural, condensados y petróleo que se transformaron en diferentes reservorios. Sin embargo, esa migración es sólo una pequeña parte de lo que las dos formaciones poseen, almacenado como gas adscripto y gas libre en esas rocas, de shale gas. Estos volúmenes, considerados recursos existentes, son técnicamente extraíbles (en un 15 por ciento aproximadamente de lo almacenado) y llegan según diferentes fuentes a unos 380 a 400 TCF, es decir cerca de 11.000 miles de millones de metros cúbicos de gas natural, más de 20 veces las reservas probadas de todo el país. No sólo ello: las formaciones poseen en algunas zonas espesores de 400 hasta 600 metros, lo que posibilita evitar perforaciones horizontales, que son muy costosas, y ejecutar –como lo indica el Plan de los 100 días– perforaciones verticales con tres o cuatro fracturas, obteniendo así excelentes resultados. Si sólo computáramos el gas natural podríamos considerar para ese tipo de pozos flujos de gas en el primer año con un promedio de 70 a 90.000 m3/día. En una secuencia sistemática de perforación de pozos (proceso fabril), los costos directos de extracción de ese gas se ubican entre los 3 y 4 U$/MBTU. Si se vende a valores de Gas Plus o levemente mejorados, sería 6 U$/MBTU, y así la tasa interna de retorno se ubicaría por encima del 20 por ciento. Esos valores implican un excelente negocio para YPF y las empresas que asuman la extracción de shale gas. También para el país, que dejaría de importar GNL a valores de 12 a 17 U$/MBTU, y de gasoil para centrales a valores por encima de 22 U$/MBTU.

Las empresas petroleras privadas miran el plan de YPF con expectativa y algunas esperan que los riesgos tomados por la empresa tengan éxito para luego subirse sin sobresaltos al cortejo de los vencedores. Esperamos, sin embargo, que ello no ocurra y que las empresas del upstream argentino presenten programas a cinco años de inversión, similares al de YPF en un plazo muy corto. La fecha límite prevista en el decreto 1277 es el 30 de septiembre. YPF representa aproximadamente un tercio de actividad hidrocarburíferas del país y, para que su hegemonía no les pase por encima, las empresas privadas del sector deberían presentar propuestas de inversión de al menos 70.000 millones de dólares para el mismo período. Si ello ocurre se conformaría una inversión conjunta de 100.000 millones de dólares. Este hecho podría instalar una nueva industria petrolera en el país durante los próximos cinco años.

Se requieren en conjunto no menos de 150 pozos no convencionales por año. YPF se está preparando para cumplir su parte. ¿Será posible que las empresas privadas cubran la suya?

* Miembro de Carta Abierta y del Instituto Energético Scalabrini Ortiz.

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