Sólo el 4% del Plan Estratégico 2013/2017 anunciado por YPF será para exploración

La prioridad es detener la caída de la producción este año y retomar el crecimiento en 2013.

Las circunstancias obligan: sólo el 4% de los 37,2 mil millones de dólares que prevé invertir YPF en el Plan Estratégico 2013/2017 serán destinados a la exploración. No significa que no haya prospectos, sino que la prioridad es detener la caída de la producción este año y retomar el crecimiento en 2013, para lo cual hay que partir de los yacimientos convencionales en explotación. De allí que los preciados y limitados recursos de que dispondrá la compañía se destinarán en un 73% a explotación; 22% a refinación y comercial; 1% para los gastos corporativos y los 1.488 millones restantes financiarán algunos objetivos exploratorios más prometedores.

El plan “de base” prevé aumentar 32 % la producción de gas y petróleo y 37% la de gasoil y naftas. La inversión provendrá del cash flow (70%) de la compañía, endeudamiento (18%) y el resto (12%) de un “socio shale” del sector privado. Es decir, además de la mayor recuperación en los yacimientos maduros (explotando mayoritariamente las reservas probadas) la compañía prevé extraer, en 2017, shale oil y shale gas en volúmenes significativos: más de 100.000 bbl/día de shale oil; y 10 MMm3/día de shale gas. En ambos casos se considera menos que un “primer rasguño” al potencial de Vaca Muerta.

Variantes de inversión

El Plan Estratégico tiene, sin embargo, dos variantes: uno denominado “Escenario de mínima” o Plan de Inversiones Reducido; y el otro “Escenario optimista”, o Plan de Inversiones Acelerado. El primero contempla inversiones totales por 24.700 millones de dólares para el período 2013/2017 y no prevé socios externos. En este caso, el financiamiento provendrá de recursos propios en un 94%, tomando deuda por el 6% restante. Los objetivos de esta variante son pasar de 474.000 BOE/día (barriles de petróleo equivalente) de producción de gas y petróleo en 2013, a 550.000 BOE/día en 2017. Lo mínimo como para asegurar “el aumento de la producción suficiente para abastecer una demanda creciente, manteniendo la participación de mercado objetivo.”

Financiamiento externo reducido

Aceleración del desarrollo del shale

En el caso del escenario optimista, que prevé el desarrollo acelerado del shale, las inversiones alcanzarían los 42.000 millones de dólares, con la participación de más socios en objetivos shale adicionales. Aunque aún no se ha concretado ningún acuerdo definitivo, hasta el momento YPF negocia con Corporación América una inversión de 500 millones de dólares; así como con Chevron, Bridas y, más recientemente, con la rusa Gazprom. Estas inversiones permitirían alcanzar una producción de 641.000 BOE/día en 2017.

El capítulo llamado “Plan de Alto Impacto en Exploración” prevé el desarrollo de cinco descubrimientos de shale, tres en la cuenca del Golfo San Jorge (Los Perales, Loma del Cuy y Cañadón Yatel) de la formación D-129 [Ver...] ; y dos en la formación Vaca Muerta de Neuquén (El Orejano y Loma del Molle) [Ver...]. A final de este año, se habrán completado 50 pozos exploratorios en ambas cuencas.

La visión de la compañía en relación con la exploración fue expuesta de la siguiente manera: [ver...]

Exploración en cuencas productivas

• Relanzamiento exploración gas convencional (Cuenca Neuquina, CGSJ).
• Exploración en dominio minero maduro con rápida puesta en producción.
• Investigar faja de crudos pesados.

Exploración no convencional

• Viabilizar los plays no convencionales (VM, Lajas-Molles, GSJ, Agrio y Cuyana).
• Vector de crecimiento petróleo y gas.
• Grandes tallas.
• Requieren esfuerzos en inversiones.

Exploración off shore

• Iniciar la exploración en la Cuenca del Colorado y del margen norte de la Plataforma Continental Argentina.
• Relanzar la exploración en las cuencas Austral y Malvinas.

Exploración nuevas cuencas

• Definir el potencial de las cuencas actualmente sin producción en base al Plan Argentina

Exploración internacional

• Exploración en países de la región en línea con los objetivos estratégicos.

Recuperando producción

Para alcanzar el objetivo de revertir rápidamente la curva declinante de producción de petróleo y gas, YPF desplegará toda la batería recursos tecnológicos existentes, desde la recuperación primaria mejorada, secundaria, terciaria, infill (perforaciones para mejorar el espaciamiento entre pozos y la relación pozos productores/pozos inyectores), etc. Para el caso del petróleo, la empresa puso como ejemplo al yacimiento Barranca Baya (recuperación primaria), donde se espera pasar del actual factor de recupero del 11% a un 15%; a Los Perales (secundaria), para llevar el factor de recobro de 12% a 22%; y al yacimiento Manantiales Behr-Polímeros Grimbeek (terciaria), donde se espera alcanzar un 30% de recupero. En estos tres proyectos, se invertirán 6.900 millones de dólares.

En cuanto al gas natural, el objetivo global es alcanzar en 2017 una producción diaria de 47 MMm3/día, lo cual en el actual contexto no es un objetivo menor, aunque en 2004 sólo Loma La Lata había alcanzado una producción de 36 MMm3/día. En junio de 2012, YPF produjo en total 28,5 MMm3/día de gas natural. Uno de los proyectos previstos es el yacimiento Lotena (en el bloque Loma de la Lata-Sierra Barrosa) para desarrollar unos 22 MMBOE. Se prevé alcanzar un pico de producción de 1,2 MMm3/día en 2015.

Aquí juega un rol esencial el precio que tendrá el gas doméstico, frente a las opciones de importación. Actualmente, el gas natural proveniente de Bolivia tiene un costo de USD 10/MMBTU (10 dólares el millón de BTU); mientras que el del GNL fluctúa entre USD 13-17 MMBTU, el gasoil un equivalente a 23 USD/MMBTU; el fueloil USD 18/MMBTU. Los mejores precios locales son entre USD 4-7 MMBTU el Gas Plus; y USD 4-6/MMBTU el gas para industria. [Ver...]

Recuperación primaria

Recuperación secundaria

Recuperación terciaria

El shale de Vaca Muerta

Obviamente, el shale es vital en los planes de crecimiento de la empresa. En especial el potencial de Vaca Muerta, que presenta mejores perspectivas que Eagle Ford, una formación análoga de Estados Unidos, según ratificó la compañía en su Plan de Negocios. [Ver...]

En shale oil se identifican cuatro objetivos (clusters), con un total de 1055 Kms2 , apenas el 5% de la ventana de petróleo de Vaca Muerta[Ver...]. De los cuatro hasta el momento sólo en uno se ha avanzado (Loma Campana-LLL norte) en su desarrollo. En 2013 estará produciendo unos 8.000 bbl/día y unos 55.000 bbl/día en 2015, año en que se debería estar sumando la producción de los siguientes clusters.

Las perspectivas son bastante impresionantes: Vaca Muerta podría producir 150.000 bbl/día de shale oil en 2020 y recién se estaría por la mitad de desarrollo de su potencial.

En shale gas no son menores las proyecciones: ocho clusters totalizan una superficie de 1.888 Kms2, que representa aproximadamente el 20% de la ventana de gas de la formación [Ver...]. El proyecto El Orejano ha sido el primero en desarrollarse, aunque en 2017 la producción de shale gas de YPF en Vaca Muerta sería de 13 MMm3/día (21% de la actual producción total de gas de la provincia de Neuquén); y más de 30 MMm3/día en 2020.

De cualquier manera, en la Cuenca Neuquina no se terminan las posibilidades en Vaca Muerta; otras formaciones también tienen recursos potenciales: Los Molles (shale gas); Agrio (shale oil); Lajas (tight gas); Mulichinco (tight oil/gas).

En cuanto a la cuenca Cuyana, las formaciones Cacheuta (shale oil); y Potrerillos (tight gas), tienen un significativo potencial; mientras que en la cuenca del Golfo San Jorge los recursos más accesibles se encuentran en las formaciones Pozo D-129 (shale oil, tight oil); y Neocomiano (shale oil/gas).

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por Miguel A. Toledo | EDS