Por la convergencia del valor local del crudo con la cotización internacional del barril –hoy amesetado en los 50 dólares–, que en la práctica significó un recorte del precio interno del hidrocarburo, no es rentable seguir perforando nuevos pozos en reservorios maduros que llevan décadas en explotación. Yacimientos como Los Perales, Las Heras y Manantiales Behr, entre otros de YPF en el sur del país, producen una cantidad excesiva de agua que torna antieconómica su producción.
Ricardo Darré, CEO de YPF, cuantificó el problema. “Medida en dólares por barril, la perforación de un pozo en Santa Cruz o Chubut nos cuesta 30 dólares. A eso hay que sumar otros veintipico en opex (operación y mantenimiento), fundamentalmente por el costo del manejo del agua que se reinyecta en los campos (para arrastrar el petróleo). Más regalías e impuestos. En estos valores, necesitamos un barril de US$ 60 para que el negocio cierre”, advirtió. Sin embargo, YPF cobra sólo 47 dólares por cada barril que extrae de esos campos. El camino por recorrer es largo.
El directivo, cultor de un bajo perfil, recibió a un grupo de periodistas en la base de operaciones en Loma Campana, el mayor campo no convencional de Vaca Muerta. Fue una de sus primeras apariciones ante la prensa para mostrar las mejoras de la petrolera en Vaca Muerta. La optimización de los costos de desarrollo en los yacimientos no convencionales dio vuelta la ecuación de YPF.
Es usual escuchar en esta industria que la explotación de petróleo en Vaca Muerta no es rentable por sus altos costos. Los números actuales de YPF desacreditan esas versiones. E incluso van más allá: con estos precios del barril, es más negocio extraer shale oil (petróleo no convencional) que seguir perforando en campos convencionales. En dólares, la tasa interna de retorno (TIR, un indicador para medir la rentabilidad de un proyecto) de una nueva perforación en Loma Campana ronda el 19%, un nivel aceptable en la depreciada industria global del petróleo. De hecho, la inversión de YPF en cada pozo horizontal en Vaca Muerta, que hoy promedia los 8,1 millones dólares, se repaga en tres años.
Precio. Darré precisó que el break even (punto de equilibrio) de Loma Campana, que produce cerca de 5 mil metros cúbicos diarios de shale oil y se convirtió en el mayor campo petrolífero de YPF en el país, es inferior a los 40 dólares por barril. En los campos de Rincón de los Sauces, en el norte de Neuquén, o Santa Cruz, ese indicador supera los 50 dólares. Con ese mar de fondo, el CEO de YPF no descartó desinvertir –a través de una venta parcial o total– su participación en yacimientos maduros para financiar la explotación de Vaca Muerta.
Ante una consulta de PERFIL, reconoció que “YPF tiene costos adicionales, de investigación y desarrollo, por ejemplo, que otras compañías no tienen. Tal vez, una petrolera con menor escala logre bajar un 15% los costos de explotación de ese tipo de campos”, indicó. “Tenemos que acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”, agregó.
Un CEO técnico, sin críticas a Galuccio
Ricardo Darré escapa a las marquesinas. La visibilidad y la exposición pública no son terrenos donde se sienta cómodo. Es el CEO de YPF, pero su zona de confort se reduce al área técnica de la industria petrolera. Por eso prefirió recibir a un grupo de periodistas en un yacimiento en medio de la meseta desértica de Neuquén. De hablar pausado, su palabra revela un evidente resabio de la gramática francesa, el idioma que más habló en su carrera profesional. Darré volvió a la Argentina tras casi treinta años de trabajo ininterrumpido en Total, la principal petrolera del país galo.
Un periodista le consultó a Darré si tenía críticas para la gestión anterior de YPF, a cargo de Miguel Galuccio. “Cualquier comentario negativo que haga de la etapa anterior afectaría también al equipo que viene trabajando en Vaca Muerta y que ha conseguido tantas cosas positivas. Hay que mirar para adelante”, afirmó. El ejecutivo adelantó que la petrolera acelerará la inversión en Vaca Muerta. En 2017, los desembolsos en el shale serán de 750 millones de dólares. Para el año que viene se espera un aumento de al menos un 30% de ese valor por la continuidad de 12 nuevos proyectos piloto en Neuquén planificados para el período 2017-2018.
