Fernando Castro Enviado especial a la Oil & Gas 2017 Buenos Aires La postura crítica de YPF respecto del nuevo mercado de combustibles se puede explicar sólo si se contempla el panorama de incertidumbre que se abre para sus desarrollos de tight gas en la cuenca neuquina a fin de año. Al mismo tiempo, habría una suerte de pase de facturas por una deuda cercana a los 1000 millones de dólares que el Estado nacional dejó de girarle en concepto de estímulos a la producción para proyectos de gas no convencional.
El miércoles pasado, el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, rompió el molde del cauto perfil público que se había forjado hasta ahora.
En la Oil & Gas 2017, la principal exposición del sector, se salió de su esquema habitual y se diferenció del ministro de Energía, Juan José Aranguren: en medio de la avanzada oficial para liberar el mercado de los combustibles, pidió que el Estado genere un “instrumento legal” que actúe como un límite para subas y bajas del precio del barril y evitar así un “impacto en la economía doméstica”. Pese al anuncio previo del propio Aranguren, Gutiérrez dudó que dejar en manos del mercado las naftas sea real hasta tanto no quede derogado el registro de importación de combustibles y no se defina qué ocurrirá con el biocombustible, uno de los componentes de la refinación del crudo.
Consideró que no hay tanta “claridad” en la aplicación de la medida y que es necesario “bajar la ansiedad”. Al margen de su posición, fuentes consultadas en el sector petrolero consideran que a YPF le preocupa cómo sostener su ritmo de producción en tres yacimientos de la cuenca neuquina y uno de Río Negro.
Allí extrae unos 17 millones de metros cúbicos por día que podría quedar comercializando a valores menos rentables, si se cae el paquete de subsidios que vuelven rentable la extracción del fluido.
Por esa intervención del Estado, hoy vende este segmento de su producción a unos 7 dólares por millón de BTU (ver aparte). YPF, un actor predominante de la industria, no es la única operadora que hace cuentas y se pregunta qué sucederá tras la salida de este espaldarazo (el Plan Gas y sus variantes), pero es la que por ahora fijó su postura tan crudamente.
En reemplazo de este paquete de subsidios, este año Nación, el gobierno neuquino y las operadoras acordaron un esquema de precios para los nuevos proyectos en Vaca Muerta.
Son para el período 2018-2021. En este lapso, las empresas podrán vender el gas extraído a unos 7, 50 dólares en el primer año para fijar un piso de 6 en los últimos 12 meses.
Para los desarrollos previos, el panorama es complejo.
Los proyectos tight recibirían una baja de casi el 50% en su rentabilidad.
Hasta ahora, crecieron al amparo de los estímulos económicos.
Esto, y la deuda impaga en subsidios durante 10 meses, explicaría las diferencias de Gutiérrez en torno al anuncio de liberación del mercado de combustibles.
No convencional Tight gas, la clave para sostener su producción El problema que podría afrontar YPF tiene que ver con sus yacimientos tight (arenas compactas). A fin de año se vence el paquete de estímulos que impulsaron un aumento significativo en la producción de gas.
Se trata de aportes del Estado para estimular el despegue de los no convencionales.
Combinados, estos proyectos de tight producen 17 millones de metros cúbicos diarios.
Hoy YPF los puede vender a unos 7 dólares por millón de BTU.
Las áreas en cuestión son Rincón del Mangrullo, Aguada Toledo-Sierra Barrosa (Proyecto Lajas), Río Neuquén y Estación Fernández Oro (EFO, en Río Negro). Con la salida del paraguas de subsidios que impulsaron su crecimiento, hacia adelante no hay nada claro acerca de cómo hará la empresa para sostener ese ritmo de producción.
Al mismo tiempo, queda por verse qué sucederá con el valor de otros desarrollos.
Uno central es el caso de Loma Campana y el precio al que podrá comercializar el gas asociado que extraer hoy.
Es el principal desarrollo sobre Vaca Muerta, y lo tiene en sociedad con Chevron.
