En un esfuerzo por revertir la tendencia, la nueva gestión tuvo que moverse en un terreno político fangoso para las inversiones.
Tras un año de trabajo pueden realizarse dos lecturas. Una a partir de los datos duros en lo productivo y otra, de tipo cualitativa, producto de los hechos ocurridos durante la gestión.
En el primer caso, se advierte que en el campo perforatorio se propuso una reprogramación logística para cumplir el plan de alto impacto, pasando de 20 a 50 pozos exploratorios. Esta meta estuvo muy cerca de cumplirse llegando a un total de 45 pozos, a los que hay que sumar los de desarrollo, lo que marcó un sensible incremento respecto del año anterior (200%). En tanto, los de explotación pasaron de 420 a 363.
Esto marca un cambio de rumbo respecto a la anterior gestión. Prueba de ello fue la vuelta al campo exploratorio en la provincia de Chubut luego de 15 años, con tres pozos exitosos de shale oil en los bloques Cañadón Yatel, Los Perales-Las Mesetas y El Guadal en el Golfo de San Jorge, los que se agregan a dos formaciones de shale gas en Vaca Muerta.
En lo productivo, se muestra un crecimiento de la producción de crudo del 2,2%, por lo que se estaría cumpliendo con el primer objetivo de alto impacto, aunque el incremento está distorsionado por los conflictos gremiales de 2011, que bajan la base de comparación del segundo trimestre.
Sacando este efecto, la tendencia descendente no logró revertirse y terminó con una caída del 5,4% en el último trimestre del año pasado. En tanto, la producción de gas natural marca un descenso del 2,7% en 2012 en línea con lo previsto en el plan estratégico de YPF.
La moraleja de los números nos deja que resulta prematuro juzgar la no reversión de una tendencia negativa en un año, luego de 12 años de caídas consecutivas producto del proceso de agotamiento de los principales yacimientos, con una marcada caída de la productividad por pozo (43% y 60% entre 1998 y 2012 en petróleo y gas respectivamente).
Al mirar lo cualitativo, la impresión es que pese a los denodados esfuerzos por reflejar resultados positivos, Galuccio se encontró con la dificultad de moverse en un terreno político fangoso, en la premura de la búsqueda de socios estratégicos que aporten no sólo capitales financieros sino intelectuales, humanos y experiencia en el campo no convencional. Esto en pos de hacer realidad los cuantiosos anuncios de recursos no convencionales.
Pero debió lidiar con medidas que generaron deficiencias en el sistema de incentivos. Mientras intentaba convencer a un grupo de inversores para financiar su plan estratégico, se publicaba el Decreto 1277, con fuertes consecuencias en las condiciones de explotación.
Éste faculta al Poder Ejecutivo para el control no sólo de precios sino de establecer criterios de razonabilidad de la rentabilidad, pero también implica la abolición de la libre disponibilidad de los recursos en manos privadas (derogación de los Artículos 1º, 6º y 9º del Decreto 1055/89).
Luego surgieron otras medidas restrictivas en torno al giro de utilidades, al acceso a las divisas que dificultan pagos a proveedores y de bienes de capital importados. A estas cuestiones se agrega la falta de definición en torno a la renovación de concesiones que vencen en 2016 de parte de las provincias.
El conocimiento de la renta actual y futura es un factor clave para planificar inversiones y, mientras más incertidumbre exista sobre ellos, difícilmente los planes de inversión privados puedan estar dentro de las aspiraciones de la Comisión de Planificación Estratégica y más difícil será cumplir con los objetivos de YPF.
En rigor, luego de un año de gestión ante la falta de chivos expiatorios y tras un baño de realidad con una factura energética que este año superará los U$S 4.000 millones en la balanza comercial, el Gobierno comprendió que las necesidades urgen revertir el desempeño productivo, para lo que se requiere mejorar el sistema de incentivos.
Ante ello, se comenzaron a definir cuestiones de precio como el cambio de valor de corte en las exportaciones de crudo, mejorar los precios para la producción incremental de gas a 7,5 U$S/Mbtu y comenzar a trasladar los costos de importación de gas.
Pese a las dificultades autogeneradas en el clima de inversión, la geología nos da otra oportunidad para revertir el desempeño de los últimos 12 años.
Las primeras señales fueron positivas, en el sentido de que varias empresas con experiencia internacional comenzaron a anunciar su interés por realizar inversiones en pozos horizontales. YPF deberá contar con el desafío adicional de marcar el camino futuro.
