La caída de las reservas de YPF entre el fin del barril criollo y el shale

El balance 2017 de YPF, la principal operadora del país, dejó dos datos centrales que se contraponen: recuperó caja con una ganancias de 12.700 millones de pesos y mostró uno de los niveles de reservas más bajos en la última década. Se trata de un dato clave para el valor de la compañía. Es el tanque de acopio del principal bien que vende la empresa. Sin embargo las expectativas apuntan al salvavidas de Vaca Muerta.

Según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV) las reservas probadas, aquel hidrocarburo que es económicamente posible de sacar a superficie, fueron cuantificadas en 929 millones de barriles equivalentes de petróleo (boes). Esa cifra significó un reducción del 16,5% en relación a los valores de 2016.

Fuentes de la operadora indicaron que la caída se explica centralmente por una reducción en los precios del petróleo. A diferencia de lo que ocurrió en el mundo, que la cotización inició un camino hacia el alza, en el país el ministerio de Energía, que dirige Juan José Aranguren, eliminó el denominado barril criollo y el valor del crudo se desplomó hizo el camino inverso para empalmar con la referencia internacional.

Al caer el precio promedio para el hidrocarburo las reservas se ven afectadas. La ecuación es sencilla: a determinado valor hay barriles que son extraíbles, porque la cuenta económica cierra, y otros que no porque el costo supera a la ganancia y no hay rentabilidad. En este último caso se computan como recursos, petróleo y gas que está en el subsuelo a la espera de precios que permitan extraerlo.

Otro factor que influyó en la merma de las reservas fue una menor tasa de reposición. Es decir que YPF sacó más barriles de los que repuso. Hubo menos actividad de exploración en búsqueda de nuevos volúmenes de hidrocarburos.

En una conferencia con inversionistas, los directivos de la petrolera se mostraron cautos al presentar los números referidos a este descenso. Ratificaron que sostienen la expectativa para aumentar la reservas un 50% en los próximos cinco años.

¿Cómo lo harán? Daniel González, vicepresidente de Finanzas, apuntó al shale. Certificar reservas para los no convencionales es aún muy complejo en todo el mundo ya que la actividad resulta ser relativamente nueva.

Generalmente se contrata una certificadora internacional y esos números se validan en la SEC (por las siglas en inglés de la Securities and Exchange Commission). Sin embargo las exigencias de este organismo norteamericano aún son muy rigurosas para los hidrocarburos no convencionales, más aún para Argentina que apenas tiene cinco años de “historia” en el shale.

González señaló que sólo 80 millones de boes, de los 929 millones de boes, corresponden a petróleo y gas no convencional. De esa cifra el 80% la aporta Loma Campana, el principal yacimiento no convencional fuera de Norte América. Pero –agregó– que si se observan las recursos, aquel hidrocarburo que podría transformarse en reserva, YPF tiene 5.000 millones de boes en las áreas de las que participa en Vaca Muerta.

La clave, indicaron, estará con el pase a desarrollo de los proyectos. Sólo dos de ellos están hoy en etapa masiva de explotación.

En números

Otros datos del balance

Más caja y menos producción

Los ingresos totales de la compañía en 2017 fueron de 252.800 millones de pesos (más de 12.500 millones de dólares). La cifra fue un 20,3% superior al 2016 pero quedó abajo de los valores de inflación.

Uno de los mejores datos que obtuvo fue el flujo de caja, es decir el dinero disponible para las operaciones. Creció un 46,3% para totalizar en 72.000 millones de pesos.

Las inversiones se redujeron un 7,6% y alcanzaron los 58.000 millones de pesos (alrededor de 3.000 millones de dólares).

En tanto el resultado operativo, aquel que refiere al objetivo específico de la compañía la explotación de hidrocarburos, creció un 3,2% antes de la reversión parcial del cargo pro deterioro de activos: 11.000 millones de pesos.

La producción total de hidrocarburos en 2017 alcanzó los 555.000 barriles equivalentes diarios. La extracción de crudo cayó un 7% (tuvo un mejor rendimiento en áreas operadas) y la de gas con 44,1 millones de metros cúbicos diarios, retrocedió un 1,1%.