Pablo González es abogado y escribano egresado de la Universidad Nacional de La Plata con una Diplomatura en Derecho de Hidrocarburos de la Universidad Austral y ha transitado una extensa trayectoria en el sector público y privado.
En febrero 2020 Pablo González asumió como presidente del Directorio de YPF.
Hemos tenido la oportunidad de entrevistarlo para comunicar los avances de la empresa.
YPF en Vaca Muerta ha tenido una producción récord en este año. Además, aproximadamente el 60% de la producción no convencional de petróleo del país proviene de YPF.
¿El aumento de la producción se debe solo a una decisión política de la empresa o a la aplicación de nuevas y mas eficientes técnicas de extracción?
Son una combinación de las dos cosas. YPF lleva 10 años en el desarrollo del no convencional en el país. Fue con la decisión política que permitió la recuperación de la compañía, que se firmó el acuerdo con Chevrón y se comenzó a recorrer un camino para poner en producción la cuarta reserva de petróleo y la segunda de gas del mundo. Fuimos pioneros en este tipo de desarrollos en el país. Estos 10 años nos permitieron aprender y ser cada vez más eficientes.
Desde que comenzamos a desarrollar el no convencional, el costo de producción bajó un 40%, la productividad de los pozos aumentó un 35% lo que permitió un descenso del costo de desarrollo del 56%. De esta manera, el costo de desarrollo de YPF en Vaca Muerta se ubica a niveles comparables con el Permian de los Estados Unidos, a un promedio por debajo de los 8 dólares el barril.
Hoy hemos demostrado que podemos producir en forma eficiente este recurso y vamos a avanzar rápidamente en su desarrollo para primero, lograr el autoabastecimiento de nuestras refinerías; y segundo, generar una base exportadora de crudo y gas a la región y al mundo.
La petrolera redujo su exposición de deuda, aumentó su flujo de caja y está en condiciones de financiar con fondos propios sus inversiones.
¿Como se lograron estos resultados positivos? ¿Cuales son los objetivos de inversión y producción en el corto y mediano plazo?
Durante estos tres años de gestión logramos superar una situación muy compleja por la que atravesaba la compañía, con caída de la inversión, caída de la actividad, caída de la producción y aumento del endeudamiento.
Este año presentamos muy buenos resultados alcanzando una sólida posición financiera con un EBITDA que superó los 1500 millones de dólares en cada trimestre. El año debería cerrar con un crecimiento de producción del 9%, que sería el crecimiento orgánico más importante de los últimos 25 años. Este trabajo de volver a poner en movimiento a la compañía es el que nos permitió reducir significativamente la deuda, a niveles del año 2015 y que es absolutamente manejable a partir del flujo de caja que generamos.
Para el próximo año estamos pensando en un ambicioso plan de crecimiento con inversiones de 5000 millones de dólares aproximadamente, que nos van a permitir seguir con una agenda de crecimiento que comprende la producción convencional, el desarrollo de Vaca Muerta y la exploración offshore; al mismo tiempo que impulsamos la transición energética con la producción de energías renovables, litio e hidrógeno a través de YPF LUZ, YPF Litio e Y-TEC.
¿El GPNK posibilitará el desarrollo de los planes de inversiones en Vaca Muerta?
El desafío de las empresas para este tramo del gasoducto es ofrecer 11 millones de metros cúbicos por día. Se estima que el gasoducto permitirá ahorrar más de U$S 3.500 millones durante 2023 por sustitución de importaciones de energía a precios actuales. Las expectativas para el Plan Gas V son promisorias.
A partir de los resultados que YPF y la industria en su conjunto estamos obteniendo en Vaca Muerta, nos encontramos con una limitación que es el transporte tanto de petróleo como de gas. Por eso, la obra del gasoducto Néstor Kirchner es estratégica para poder seguir adelante con los planes de producción de gas y abastecer a los argentinos y argentinas de energía a precios mucho más bajos que los que se consiguen hoy en el mundo marcado por una crisis energética.
Ese resultado también fue promovido por el Plan Gas IV que volvió a impulsar la inversión de todas las empresas en gas. En nuestro caso, la producción se duplicó en los dos últimos años. Los planes con el nuevo Plan, es seguir desarrollando proyectos para abastecer el mercado interno y contribuir a ahorrar divisas por la reducción de las importaciones de invierno y generar nuevas divisas por las exportaciones a Chile en el corto plazo, y a la región y al mundo, en el mediano y largo plazo.
El año que viene la empresa será parte de la reinauguración del Oleoducto Trasandino, una traza central para la expansión del shale oil de Vaca Muerta hacia Chile. ¿YPF podrá exportar, de que dependería esto?
Como les comentaba, hoy es clave pensar en las inversiones que nos permitan mejorar rápidamente la capacidad de transporte de crudo y gas de Vaca Muerta. La rehabilitación del Oleoducto Trasandino es uno de esos proyectos que tiene como objetivo principal poder evacuar la producción de Vaca Muerta por los puertos de Chile con una capacidad de transporte de 160.000 barriles día.
Además, estamos avanzando con un proyecto muy ambicioso que es el de construir un ducto entre los desarrollos de YPF en Vaca Muerta con Punta Colorada en la provincia de Río Negro (700 kilómetros). En esa zona, también prevemos la instalación de un terminal con 20 tanques para almacenamiento y la instalación de dos monoboyas para la carga de buques de gran porte. Esta obra va a permitir aumentar la capacidad de transporte a 300.000 barriles de crudo día para su exportación por el Atlántico con una inversión de 1200 millones de dólares.
Por último, estamos trabajando en la obra de ampliación de OLDELVAL, que une la Cuenca Neuquina con Puerto Rosales en Bahía Blanca. Es la principal arteria de transporte de petróleo del país y el proyecto implica duplicar su capacidad actual.
¿Hay proyectos de inversión importantes en Mendoza para la explotación de la cuenca de Vaca Muerta?
Si, efectivamente, estamos avanzando en el primer piloto No Convencional a Vaca Muerta fuera de Neuquén que permitirá evaluar el potencial de la formación en territorio mendocino. Los trabajos previos para la posterior perforación de dos pozos horizontales ya se están ejecutando al sur de Malargüe, en el área Paso de las Bardas Norte.
El presidente Alberto Fernández anuncio un acuerdo entre YPF y la petrolera estatal de Malasia Petronas para construir una planta de licuefacción que permita exportar gas de Vaca Muerta a otros continentes. ¿Se tiene un avance concreto en este tema? ¿Cuál es la situación del proyecto para construir la planta de licuefacción de gas en Bahía Blanca?
Este es un proyecto estratégico para el país. La magnitud de los recursos de gas que hay en Vaca Muerta, que tienen la capacidad de abastecer al país por 100 años, nos obligan a pensar en un proyecto de exportación de GNL al mundo. En esa iniciativa estamos trabajando con Petronas, que es el tercer productor mundial de GNL y que es socia de YPF en proyectos de no convencional desde el año 2014.
El proyecto avanza en su etapa de estudios técnicos en todas las etapas que comprenden el desarrollo de un yacimiento de gas en Vaca Muerta, la construcción de un gasoducto a la terminal de procesamiento que podría ubicarse en Bahía Blanca. Finalmente, para la industrialización, en una primera etapa, se prevé el arribo de dos barcos licuefactores. En una segunda etapa, se avanzará en la construcción de una planta de licuefacción escalable con una capacidad de producción final de 25 millones de toneladas al año, lo que equivale a 465 barcos metaneros.
El proyecto tendrá un impacto positivo enorme en el país, reduciendo las restricciones externas, multiplicando la actividad económica, y generando miles de puestos de trabajo. Se estima que las exportaciones podrían alcanzar un valor de 13.000 millones de dólares en su pico de producción, equivalente a 80.000 millones de dólares si se toman los valores actuales de GNL.
¿Y-TEC está trabajando en fabricar electrolizadores para integrarlo a los parques eólicos y así reducir los componentes importados que encarecen los proyectos?
Y-TEC, el centro de investigación que YPF tiene, en sociedad con el CONICET, juega un papel clave en el desarrollo que estamos impulsando de las energías renovables y el desarrollo de tecnología local que nos permita agregarle valor a las materias primas como el litio o sustituir importaciones.
En este último caso, un grupo de investigadores de distintos Centros del país está trabajando en el diseño, desarrollo y construcción de un electrolizador de alta potencia. El prototipo tendría una potencia de 10 kW y contempla un escalado que llega a 1.15 MW.
El objetivo es poder reproducir esa tecnología que ya está disponible en el mundo en forma local y transferir ese conocimiento al sector productivo para que pueda avanzar en su producción a escala.
Es el mismo proceso que estamos llevando adelante con la producción de baterías de ion-litio. En diciembre comenzamos a instalar el equipamiento en la planta instalada en Berisso para la producción de estas baterías. Una vez en funcionamiento, la planta tendrá una capacidad de producción anual -medida en energía almacenada de 13 MWh, equivalente a 1000 baterías para almacenamiento estacionario de energías renovables o unas 50 para colectivos eléctricos.
El proyecto, que llevamos adelante con la Universidad Nacional de La Plata y el Ministerio de Ciencia y Tecnología de la Nación, es una apuesta estratégica para desagregar el paquete tecnológico y generar las condiciones para realizar transferencias tecnológicas a pymes, empresas nacionales y provinciales interesadas en la fabricación de baterías de litio.
¿Se ha podido avanzar con los proyectos de producción de Hidrógeno verde?
Con Y-TEC, también, estamos liderando el Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (H2ar), en donde más de 50 empresas de todo tipo colaboran y contribuyen para desarrollar los usos del hidrógeno en el país.
Argentina posee excelentes condiciones naturales para la generación de hidrógeno, ya sea a través de sus recursos renovables altamente competitivos, como de sus importantes reservas de gas natural. Además, cuenta con un sistema de ciencia y tecnología altamente capacitado para abordar con buena expectativa los desafíos tecnológicos de manera temprana. Estas condiciones de partida permiten proyectar costos de hidrógeno muy competitivos que sustentan el atractivo para la búsqueda de oportunidades.
