Los planes de YPF para este año

Cerrará acuerdos con socios estratégicos e intentará aumentar la producción

Tras moderar la caída en la producción de gas y petróleo, la mayor empresa del país apuesta este año a elevar la producción de hidrocarburos. Desarrollará inversiones por u$s 1.300 millones en Vaca Muerta, sumará socios, intentará reducir costos y mantener la paz social con los sindicatos. Galuccio sostiene que no tienen problemas de financiamiento.

Tras un segundo semestre de “transición” en 2012, signado por la consolidación del nuevo management a cargo de la conducción de la petrolera y por la implementación de un “plan de alto impacto” –según la denominación interna de la compañía– para frenar la inercia decreciente de sus estadísticas productivas, YPF está encarando desde los primeros meses de 2013 su verdadera prueba de fuego: empezar a enviar a la industria señales empíricas y claras acerca de su capacidad para elevar, de manera sostenible en el tiempo, la oferta de hidrocarburos.

Será clave, en esa dirección, la ejecución de un proyecto piloto en el área Loma La Lata Norte a fin de producir, fundamentalmente, petróleo no convencional. La iniciativa costará u$s 1.300 millones, prevé la perforación de 130 pozos y permitirá conocer, a ciencia cierta, cuál es el costo y la viabilidad técnica de la explotación comercial de la formación Vaca Muerta de la cuenca Neuquina, señalada en la industria como la llave para recuperar a mediano plazo el autoabastecimiento hidrocarburífero perdido.

Cambios en las empresas participadas

“Por último, algunas de nuestras subsidiarias no han tenido el desempeño esperado y han arrastrado (hacia la baja) nuestros resultados económicos. A diferencia del pasado, tenemos la intención de gestionar activamente y perseguir los cambios organizativos, financieros y regulatorios, según sea necesario”. Con ese párrafo cerró Miguel Galuccio, CEO de YPF, una videoconferencia con analistas internacionales realizada en marzo.

Adjudicó a las empresas participadas por YPF la razón de la caída de las utilidades netas de la mayor petrolera del país, a pesar de los esfuerzos realizados para frenar la declinación de hidrocarburos en 2012. Según detalló Galuccio, la performance adversa de tres compañías participadas –Mega, Refinor y AESA– representó una variación negativa de $ 1.200 millones entre 2011 y el año pasado. La empresa petroquímica de Bahía Blanca –YPF comparte el paquete accionario con Petrobras y Dow– perdió en 2012 más de u$s 360 millones.

“Los ingresos se incrementaron en casi un 20% y el EBITDA fue también superior al del año pasado, llegando a $ 18.100 millones, con un crecimiento del 21% respecto al año anterior. Desafortunadamente, el reporte de la utilidad neta no mostró ese mismo rendimiento impresionante y se redujo en un 12%”, advirtió el presidente de YPF, que se involucrará de lleno en la actualidad de las participadas para mejorar su situación.

En el caso de MEGA, Galuccio dejó traslucir que realizará gestiones con el Gobierno nacional para morigerar los cortes de gas –su principal materia prima– que sufre durante el período invernal. En el mercado especulan que la petroquímica podría comprar parte de la oferta adicional del fluido que incorpore YPF a partir de la mejora de los precios que firmó con el Estado, que se comprometió a pagar –a través de Cammesa– u$s 7,50 por millón de BTU por el “gas nuevo”.

Para la constructora AESA (ex Astra Evangelista), el titular de YPF prevé un cambio radical de su perfil comercial: si durante la gestión Repsol AESA apuntó a ganar terreno en mercados internacionales dentro de Latinoamérica (Bolivia, Perú, Colombia y Brasil), ahora Galuccio aspira a que la empresa se consolide en el plano doméstico, no sólo desarrollando trabajos para YPF, sino también asociándose con otras petroleras locales.

Durante la presentación de los resultados anuales de la empresa ante periodistas y analistas, Miguel Galuccio, CEO de la mayor productora de petróleo y gas de la Argentina, eligió iluminar el rendimiento de las variables productivas de la petrolera –las comparó con el desempeño de gestión a cargo de Repsol–, por sobre el balance estrictamente económico-financiero de la compañía. Destacó que el año pasado la operadora redujo su producción de hidrocarburos sólo un 0,6%, mucho menos que en 2011 –todavía bajo la administración de la española y el grupo Eskenazi–, cuando la oferta se desplomó un 8,3%.

Prefinanciado

YPF deberá apalancar inversiones por u$s 37.200 millones entre 2013 y 2017 si quiere cumplir con el plan anunciado en agosto pasado. Este año la petrolera deberá desembolsar cerca de u$s 5.000 millones, de los cuales la mayor parte se solventará con cash flow de la compañía.

Según señaló el CFO Daniel González, la petrolera sólo precisa conseguir financiamiento por el 10% de esa cifra. “Necesitamos alrededor de u$s 500 millones”, avanzó el directivo. Lo más probable es que, al igual que lo hecho hasta ahora, la empresa busque esa cifra en la city local.

La posibilidad de retornar al mercado internacional de crédito sigue estando bajo la órbita de la petrolera, pero para cuando “mejoren las condiciones”. “(El regreso al mercado externo se concretará) en el momento correcto, cuando las condiciones sean las correctas y favorables”, señaló Galuccio.

Frenar la declinación

La explotación de crudo se elevó un 2,2% después de declinar significativamente en 2011 (-8,3%). En el caso del gas, YPF no logró detener la caída de la producción, pero la pendiente negativa del año pasado (-2,3%) fue mucho menos pronunciada que la de 2011 (-10,2%). De ahí que Galuccio haya zanjado su presentación ponderando que “hemos logrado cambiar la tendencia declinante en apenas seis meses”.

Aun así, el directivo dejó en claro que ahora inicia el verdadero “plan de choque” de la compañía, que apunta a inaugurar una nueva etapa de crecimiento. Con todo, YPF sigue siendo el principal jugador del upstream local de hidrocarburos: explica un 32% de la oferta de crudo y un 23% de la gasífera. En tanto que, al ser la mayor petrolera “integrada” del país, concentra más de la mitad de las ventas de combustibles en las estaciones de servicio de todo el territorio nacional. “El año pasado refinamos un 1,4% más de combustibles que en 2011. En el segundo semestre (cuando la estatización de la empresa ya era una realidad), el aumento fue todavía mayor (+4,95)”, indicó Galuccio en diálogo con periodistas, entre los que se encontraba Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química.

Aspectos financieros

Aunque prefirió no referirse a un eventual acuerdo económico con Repsol por la expropiación de sus acciones en YPF, punto neurálgico a la hora de buscar financiamiento en el exterior (ver recuadro), el directivo detalló que la inversión de la compañía en 2013 superará en un 60% la del año pasado, que fue de $ 16.403 millones. Es decir que trepará por encima de los $ 26.000 millones (casi u$s 5.000 millones, según los cálculos de Galuccio).

El ingeniero entrerriano resaltó como un logro de su gestión la refinanciación de la deuda de la empresa. Desde la estatización de mayo del año pasado, YPF emitió letras de deuda –Obligaciones Negociables de diferente estructuración y plazo– por $ 11.500 millones. Eso le permitió extender el horizonte de deuda de la petrolera desde un promedio de 1,9 hasta los 3,4 años. “Con una tasa de interés en pesos del 19%, muy competitiva, ya que equivale al 5,4% anual medida en dólares”, detalló Daniel González, Chief Financial Officer (CFO) de la operadora.

El economista señaló que la caja al final de 2012 ascendía a $ 4.747 millones, por lo que afirmó que “la compañía dispone de un programa de actividades para 2013 prefinanciado”. Aun así, a pesar de elevar el cash flow un 36,4% en 2012, y en un año signado por el fuerte incremento de los precios en surtidores –los combustibles se encarecieron en más de un 25%–, YPF registró utilidades netas por $ 3.994 millones, un 12,2% menos que en 2011.

¿Acuerdo con Repsol?

Durante la primera semana de marzo, fuentes muy cercanas a la conducción de YPF dejaron entrever que el acuerdo con Repsol por la expropiación de las acciones de la española en YPF –lo que motivó varias denuncias judiciales en España y Estados Unidos– estaba cerca de concretarse. Precisaron que el convenio implicaría un pago del Gobierno argentino por alrededor de u$s 6.000 millones y el compromiso de la petrolera española de invertirlos en el país; más precisamente en Vaca Muerta, a fin de extraer gas y petróleo con métodos no convencionales.

Sin embargo, desde Madrid, en Repsol negaron que haya una negociación en marcha. “No hay nada. ¿Ustedes se imaginan volviéndonos a asociar con la empresa que nos confiscó?”, respondieron cerca de Antonio Brufau, presidente de la empresa.

Más allá de las conjeturas, hay encuentros que sí se realizaron. Los primeros días de marzo estuvo en la Casa Rosada el presidente de Caixabank, Isidro Fainé. La poderosa entidad bancaria catalana que preside el ejecutivo es dueña del 12,53% de las acciones de Repsol, lo que la convierte en la accionista más importante de la petrolera.

Desde que asumió la conducción de YPF, Galuccio estuvo interesado en lograr un acuerdo con Repsol. De hecho, habría sido el gran impulsor de la iniciativa. Entre los suyos reconoce que será prácticamente imposible atraer inversiones importantes sin sellar un acuerdo, o por lo menos sin dar señales de una negociación encaminada.

El eventual acuerdo al que según las fuentes cercanas a Galuccio habrían llegado el Gobierno y Fainé contempla una paradoja. Sucede que los negociadores incluyeron la creación de una nueva sociedad de la que participarían el confiscado (que en caso de ser indemnizado pasará a ser expropiado) y el confiscador. Repsol e YPF –técnicamente no es la expropiadora, sino que lo es el Estado– serían socios en una empresa que participaría, con bastante protagonismo según la fuente, en la explotación de Vaca Muerta, que contaría con recursos no convencionales por más de 23.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (MBOEs), cifra que la convertiría en uno de los grandes reservorios de ese tipo en el planeta.

Justamente el dinero para la inversión en la cuenca que se extiende mayoritariamente en el subsuelo de Neuquén surgiría de la indemnización que la Argentina pagaría por YPF y que los españoles dejarían en el país. Esta nueva compañía sería operada por YPF y tendría a Repsol como accionista minoritario.

Hasta ahora, la única voz oficial que se conoce es la del asesor legal adjunto de Repsol, Miguel Klingenberg, que reconoció que la ibérica podría considerar recibir activos en el shale de la cuenca Neuquina como compensación por la expropiación de su participación en YPF.

“Es algo que podríamos considerar si el monto de la indemnización fuese el correcto”, dijo Klingenberg a la agencia Bloomberg.

Números inciertos

Sin embargo, más que por esa baja –que se explica, a entender de Galuccio, por el rendimiento de las empresas participadas (ver aparte)–, el ejecutivo está más preocupado por los indicadores de la “economía real” de la empresa, esos que incrementan o deterioran su valor. Es que YPF no pudo cumplir con una de las grandes máximas de la industria hidrocarburífera: la que exhorta a las operadoras a reponer, año tras año, el equivalente a todo el petróleo y gas producido en el ejercicio. En el caso del crudo, la petrolera sí logró reemplazar el 100% del crudo extraído. Pero, en cambio, sólo pudo descubrir nuevos depósitos para cubrir un 60% del gas despachado.

La producción de YPF en 2012 fue de 153 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBOEs), de los cuales 107 MMBOEs correspondieron a la extracción de líquidos (petróleo y derivados) y 46 MMBOEs, a gas.

Galuccio sabe que precisa levantar el alicaído nivel de actividad en los yacimientos, tanto en los que llevan años en explotación, como los maduros de Neuquén (Loma La Lata y Chihuido de la Sierra Negra, entre otros), así como en los plays no convencionales de Vaca Muerta, una de las formaciones de roca madre de hidrocarburos de la cuenca Neuquina.

En agosto del año pasado, con motivo de la presentación del “Plan de los 100 días” de la empresa, el directivo remarcó, como un punto importante a revertir, que YPF sólo “tiene en libro” un 20% de sus recursos hidrocarburíferos. Es decir que únicamente una quinta parte de los recursos de petróleo y gas que posee en el subsuelo están certificados como reservas comprobadas comercialmente explotables.

El mes pasado retomó el tema. “En 2013 se explorarán 113 pozos para generar una economía de escala que permita desarrollar los recursos de manera rentable. Si se logra explotar Vaca Muerta, se puede pensar en un horizonte de reservas de petróleo de 20 a 25 años”, adelantó. “Incluso podríamos recuperar el autoabastecimiento hidrocarburífero en 5 ó 6 años”, completó.

Aumento en surtidores

Según el balance anual presentado por YPF a la Comisión Nacional de Valores (CNV), durante 2012 la empresa elevó los volúmenes despachados de naftas (Premium y especialmente Súper) en un 6,3%. “El precio promedio obtenido para el mix de naftas representó un incremento de aproximadamente 25% respecto al precio promedio obtenido en 2011”, explica el documento.

Para este año, la compañía proyecta incrementos en la misma banda, según indicaron a este medio colaboradores directos de Galuccio. Pero debido a la cruzada del Gobierno –liderada por el secretario de Comercio, Guillermo Moreno– para mantener congelados los precios de los alimentos y de la canasta básica hasta después de cerrar las principales paritarias salariales, la petrolera evitará, dentro de lo posible, concretar subas en el primer semestre, para ir dosificando los retoques en surtidores a partir de la segunda mitad del año.

Recuperar la actividad

Con una dotación de alrededor de 45.000 personas operando de forma directa e indirecta, la petrolera representa un 36% del negocio del upstream (exploración y producción) de crudo y gas. La operadora cuenta hoy en día con una flota de 49 equipos de perforación, un 80% más amplia que la de inicios de 2012.

La principal apuesta gira en torno a recuperar la perforación en target gasíferos, con 122 pozos en 2013. La petrolera identificó oportunidades para incorporar recursos por 400.750 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural, equivalentes a 14 trillones de pies cúbicos (TCFs). Basta decir que las reservas probadas de todas las petroleras suman, en conjunto, menos de 12 TCFs del fluido.

De acuerdo con el plan de inversiones presentado para el período 2013-2017, YPF prevé desembolsar u$s 6.500 millones en ese lapso para incrementar la oferta del fluido. De esa cifra, un 57% estará destinado a la extracción de shale gas, un 15% a la producción básica, un 9% a la primaria y un 15% a perforar campos de tight gas.

El objetivo es alcanzar en 2017 una producción de 45 MMm³/día del hidrocarburo, para lo cual la empresa planea multiplicar por nueve la cantidad de pozos de gas que perforó en 2011. En total, se apunta a colocar 1.160 pozos del fluido.

En relación con la oferta de crudo, la meta es elevar un 29% la producción para 2017 y sumar recursos por 2.400 millones de barriles de crudo. A tal fin, YPF prevé incrementar en un 55% la perforación de pozos petrolíferos: se proyecta realizar más de 1.200 pozos por año de crudo, que demandarán una inversión de u$s 19.600 millones (un 53% de ese monto se destinará a extraer shale oil).

Socios a confirmar

En diciembre pasado, YPF firmó dos memorandos de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) con Chevron y Bridas para desarrollar en conjunto yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Con la norteamericana, la petrolera acordó participar del plan piloto que se realizará en un área de 290 km² de las áreas Loma La Lata y Loma Campana. La inversión inicial será de u$s 1.000 millones e incluye la perforación de cien pozos este año.

El holding controlado por los hermanos Bulgheroni, en tanto, propuso invertir u$s 1.500 millones en dos bloques hidrocarburíferos en esa misma región. Además, por el contrato de farm-in con Bridas International (las partes evitaron confirmar si la china Cnooc, el otro socio de Bridas Corp., participa del convenio), YPF recibirá una importante cantidad de dinero. A cambio, se desprenderá de un 35% del bloque Bajada de Añelo y de un 24,5% de Bandurria, un campo donde PAE ya controla el 15% de las acciones.

Los Bulgheroni aportarán, además, u$s 500 millones para financiar la perforación de 130 pozos en el marco de un proyecto piloto en Bandurrias por 24 meses.

Sin embargo, los memorandos deben ser ratificados por un acuerdo definitivo para entrar en vigencia.

La ratificación deberá concretarse antes de mayo, según explicó Galuccio, que admitió su preocupación por el impacto del embargo del 40% de los ingresos de Chevron en el país, ordenado por un magistrado argentino en el marco de un litigio legal en Ecuador por contaminación ambiental. “Yo mismo he tenido dudas al respecto (sobre cómo podría afectar el embargo a la asociación con YPF), pero en Chevron sostienen que su intención de asociarse con YPF continúa existiendo”, reveló Galuccio.

En cuanto al convenio con Bridas, indicó que “la empresa debe definir una serie de cuestiones con su contraparte china (Cnooc)”. “Todavía tenemos tiempo para sellar la asociación”, agregó.

A su vez, Galuccio comentó que en un futuro cercano podría alcanzar una nueva asociación a cambio de equity para financiar la explotación de campos no convencionales. “Seguimos explorando nuevas oportunidades para aumentar la cantidad de equity a nuestro plan de desarrollo. Podría haber novedades en el corto plazo”, indicó el directivo.

Mejores precios

La viabilidad económica para elevar el perfil productivo de los campos gasíferos requiere, como condición sine qua non, la recomposición de los precios del fluido en boca de pozo. El Gobierno interpretó esa necesidad: en febrero la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que funciona bajo el ala del viceministro de Economía, Axel Kicillof, presentó la resolución 1/2013, que permite mejores valores para la nueva oferta del hidrocarburo.

La medida estableció que los productores recibirán u$s 7,50 por millón de BTU por la oferta adicional del hidrocarburo que incorporen a partir de este año. Implica, en la práctica, un incremento del 200% del precio que venían recibiendo los productores (alrededor de u$s 2,50). La norma incluye el marco normativo que el Gobierno ya negoció con los cuatro principales productores de gas, con vistas a frenar la declinación de la producción. Es que, tras lograr un acuerdo marco con YPF y Pan American Energy (PAE), en diciembre, las autoridades alcanzaron el mismo entendimiento con la francesa Total, el mayor oferente del fluido, y la alemana Wintershall, otro peso pesado de la industria. Entre los cuatro explican casi un 70% del mercado de gas.

De hecho, según precisó Galuccio, a partir del contrato firmado con Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico, que está a cargo de solventar los nuevos precios del gas, YPF recaudó en diciembre u$s 64 millones más que en el mismo mes de 2011. Y embolsará por esa vía otros u$s 500 millones este año.

Repunte en refino

Durante el año pasado, YPF aumentó la utilización de sus tres refinerías en La Plata, Luján de Cuyo y Plaza Huincul. En 2011, el uso de la capacidad instalada de destilación había caído casi un 5%. La producción de nafta aumentó en 206.000 metros cúbicos (m3) en 2012 respecto de 2011. Se logró, así, una reducción del 54% en las importaciones de nafta. En el caso del gasoil, YPF importó el 11% del total de las ventas, frente a un 15% en 2011.

Todo esto posibilitó normalizar el abastecimiento de lo que se llama “quiebres de stock” – es decir, cuando no hay combustible–, disminuyendolo entre 2012 y 2011 a casi a la mitad en la red de estaciones de servicio que suman más de 1.500 bocas de expendio.

YPF cerró el año pasado con un crecimiento aproximado del 3% en la producción de los principales combustibles contra el aumento nulo en 2011. Durante los últimos años, los números habían sido negativos: -4,3% en 2009; -2% en 2010 y -0,3% en 2011. En cambio, durante el segundo semestre de 2012 (Miguel Galuccio asumió el 7 de mayo) se incrementó la producción de gasoil en un 5,5%, y la de naftas en un 10,6%.

Además, se produjeron 320.000 toneladas adicionales de fuel oil respecto de 2011, lo que significó un ahorro significativo en las importaciones de Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico.

Desarrollo racional

YPF empezó a ejecutar en febrero el primer cluster no convencional de hidrocarburos, que prevé la perforación de 130 pozos para producir, fundamentalmente, shale oil de Vaca Muerta. Galuccio indicó que la oferta media de esos pozos puede oscilar entre los 10 y los 40 barriles diarios de crudo.

“Vamos a llevar adelante un desarrollo racional, con una actividad agresiva pero sin destruir valor pagando precios excesivos por insumos y servicios”, advirtió el CEO de YPF, que produce 30.730 m³/día de crudo y 27,36 MMm³/día de gas, según datos del IAPG del mes de diciembre.

El directivo señaló que a partir de la realización de siete pozos exploratorios estratégicos en Neuquén se pudo identificar un importante prospecto de gas húmedo, como también extender la frontera de la ventana de shale oil al norte de la cuenca.

Resulta clave –agregó– reducir los costos de operación en los plays no convencionales. La perforación de un pozo vertical se redujo en casi un 20%. Además, mientras que en 2011 por cada pozo se concretaban, en promedio, 3,4 fracturas hidráulicas, en febrero de este año se realizaban cinco.

“Los costos de perforación y finalización de un pozo se retrajeron entre 10% y un 20%. Estamos diseñando modelos de simulación en los pozos con profesionales especializados de Norteamérica”, comentó Galuccio. “Queremos optimizar los costos de los pack drilling de fracturas hidráulicas”, agregó.

Continuidad operativa

En esa misma línea, resaltó el acuerdo salarial con los gremios petroleros firmado el año pasado, que prevé un aumento gradual del 25% –desagregado en tres subas– para los trabajadores a fin de bajar el índice de días caídos por medidas de fuerza, uno de los aspectos que más preocupa a las petroleras a raíz de los fuertes conflictos registrados en los últimos años en la Patagonia. A su vez, descartó una eventual reapertura de las partitarias, tal como trascendió en los primeros meses del año.

“Fue bueno renegociar salarios por 18 meses (la próxima negociación se realizará a fines de 2013). Nos dio continuidad operativa. A su vez, llevamos un programa para reducir las tarifas de los servicios petroleros que ya está mostrando buenos resultados”, afirmó Galuccio.

En consonancia, González explicó que las tarifas de los proveedores de servicios petroleros estaban congeladas desde 2010. Por eso, a mediados de 2012 se actualizaron los importes. “Las subas autorizadas impactaron en las cuentas de 2012, pero no en las de este año”, advirtió.

Además, YPF se alineó con la política del Gobierno nacional de priorizar la compra a proveedores locales para reducir la fuga de divisas por la importación de servicios e insumos petroleros.

Mantener bajo control la estructura de costos es factótum del programa de inversiones trazado. “Está claro que el nivel de desembolsos dependerá, en última instancia, de poder conseguir los equipos, la tencnología y los insumos a precios coherentes. Vamos a ser prudentes”, señaló Galuccio.

Pereyra:
“Galuccio logró frenar el declino de la producción”

Guillermo Pereyra, titular del sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, considera que la gestión estatal de YPF es hasta ahora muy satisfactoria. “El trabajo de Galuccio es bueno. La presentación del balance muestra números positivos y soy optimista con respecto al futuro de la empresa. Creo que con el tiempo veremos mejoras en la exploración y la producción a nivel nacional. Hay que tener en cuenta que éste es recién el comienzo y no se podía revertir la situación de un día para el otro”.

El sindicalista remarcó que los números de la compañía fueron “positivos, ya que veníamos de un 2011 muy flojo”. Hasta ahora, “Galuccio logró parar el declive en la producción y eso se ve en los resultados finales del balance. Aumentó un 2,2% la producción de crudo y se registró el mejor porcentaje en gas en los últimos cuatro años”, remarcó Pereyra.

Señaló, por otra parte, que confía en que se pueda alcanzar un acuerdo entre la empresa y Repsol. “A ambos les conviene. Si bien existen diferentes versiones del tema y se opina por trascendidos, tengo entendido que las dos partes están negociando y de buena manera. Esperemos que se concrete por el bien de todos”, afirmó Pereyra, quien en el comienzo del año renunció al directorio de YPF para dedicarse a su carrera política en el Movimiento Popular Neuquino.

Con respecto al futuro, sostuvo que “Vaca Muerta depende de los inversionistas. Creo que YPF la desarrollará por su propia cuenta, ya que posee gente capacitada para salir a buscar dólares a los mercados externos en el momento correcto y cuando las condiciones sean las indicadas”.

Para el sindicalista, uno de los mayores desafíos que tendrá YPF es apurar el incremento en la producción de gas, pero aclaró que la petrolera no debe pagar de más por servicios petroleros, por lo que habría que reducir la marcha si los costos así lo indicaran. “La empresa comienza 2013 con un saldo favorable en su caja. Creo que hubo una mejora en el último semestre y éste será un buen año. Hay que ser optimistas”, repitió Pereyra.

Lapeña:
“Lo único que crece son las importaciones”

“Hay un intento por demostrar una tendencia negativa con respecto al pasado”, sostuvo Jorge Lapeña, presidente del Instituto Argentino de la Energía (IAE) y ex secretario de Energía. Si bien comparte que hubo una suba en la producción de la empresa, pone reparos y agrega que las comparaciones con respecto a los años anteriores son engañosas. “Es una excusa pobre la de comparar el año pasado con 2011, cuando hubo tres meses de paro en la producción por una huelga en la provincia de Santa Cruz, con una disminución del orden del 30% en la producción mensual de petróleo”, sostuvo. “Cuando uno expropia, lo tiene que hacer conforme a la situación. Esto se pareció más a una confiscación. Creo que YPF tiene que modificar las relaciones en cuanto al mercado del exterior, empezando con Repsol, que parece ser una traba importante”, completó.

Para el ex secretario de Energía, “la declinación de los yacimientos de hidrocarburos continuará en 2013, tal como lo viene haciendo desde 1998 en petróleo y desde 2004 en gas natural”.

Lapeña recordó que, a pesar de algunos números positivos, “la producción no deja de bajar, mientras que la demanda sigue creciendo. Lo único que crece son las importaciones de energía”. Y agregó que no hay que descartar otro incremento en las importaciones de combustibles líquidos como gasoil y fuel oil”, que son significativamente más caros que el gas natural. “No creo que este año podamos ver efectos de las nuevas inversiones en los yacimientos no convencionales, como dijo Galuccio”, manifestó el consultor.

Montamat:
“YPF debe cambiar su política energética”

“Divido el balance en dos aspectos: uno numérico y otro físico. Con respecto al primero, comparar números nominales dibuja las cifras. Sería bueno conocer los valores en dólares, es decir, a mercado internacional, para saber dónde estamos parados”, señaló Daniel Montamat, ex secretario de Energía y titular de la consultora Montamat & Asociados con respecto al balance de YPF. “No me parece coherente relacionar el año pasado con 2011; el crecimiento porcentual de 2012 tiene que ver con la huelga de 2011 en Santa Cruz, que marcó una base muy baja. Además, hay que tener en cuenta que el freno de la economía y la sequía que hubo en 2012 solucionaron inconvenientes a la empresa”, completó.

Montamat se mostró intranquilo con la situación actual del sector: “El último trimestre fue preocupante. La producción cayó bastante, lo que provocó que los resultados finales fueran malos. Habrá que ver qué ocurre en este último período. Hasta el momento no cambiaron las tendencias”.

“Hace falta incrementar la rentabilidad de los productores que operan en el país, obligándolos a comprometerse con sus planes de inversión. YPF necesita mercados internacionales para poder crecer. Si bien el balance mostró que hubo una mejora en la utilización de la capacidad de refinación, así como la reducción de la importación de gasoil y de naftas, la compañía debe cambiar su política energética”, aclaró el ex presidente de la petrolera, quien destaca la necesidad de garantizar a los inversores reglas claras y duraderas. A su entender, por tratarse de una actividad de capital intensivo, se necesita “certidumbre y estabilidad”.

Sobre la posibilidad de lograr el autoabastecimiento en los próximos cinco o seis años, algo que el Gobierno promociona, el especialista advirtió que para lograrlo es necesario que la producción crezca al menos un 5% anual respecto a los números de 2009 ó 2010, lo que ni siquiera figura en los pronósticos oficiales más alentadores.

Montamat no fue terminante respecto al desempeño actual de la petrolera. “YPF hace lo posible por mejorar la situación, pero tiene varias restricciones. Una es que no ha resuelto los términos de la estatización”, enfatizó, e insistió en que la principal restricción que padece la firma “es la política energética propuesta por el Gobierno nacional”.

A su juicio, “el plan de Galuccio para dejar de depender de las importaciones es prudente siempre y cuando consiga socios extranjeros y pueda acceder al financiamiento internacional. Si eso no se logra, el plazo será más largo”.

Por último, remarcó la necesidad de que la petrolera nacional llegue a un acuerdo con Repsol: “YPF tendría que despejar los conflictos que tiene con la empresa y establecer un procedimiento para poder comenzar a trabajar tranquila. Entiendo que el procedimiento que se utilizó en la expropiación es muy poco convencional para apropiarse de una empresa comercial, pero ambas partes deben congeniar para lograr un fin común que las beneficie”, sostuvo.

Revista Petroquimica Petroleo, Gas y Quimica