Post on 29-Dec-2019
1
Complementariedad energética e integración regional
David TEZANOS
29 de octubre 2015 – Santiago de Chile
Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América (“Private Securities Litigation Reform Actof 1995”).Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía (“forward-looking statements”) tal como sedefinen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private Securities Litigation Reform Act of 1995”).Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia,incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, susresultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastosfuturos de capital, inversiones planif icados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos ypolít icas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenesde refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos seconcretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o quepueden ser difíciles de predecir.En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y denegocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de lossocios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados,márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones.Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda,tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida departicipación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modif icaciones legislativos, f iscales, legales y regulatorios,condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, asícomo otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities andExchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y la Ítem 5 titulada“Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal f inalizado el 31 de Diciembre de 2013, registrado ante la Securitiesand Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquenclaramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán.Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares.
Nota Legal
2
3
Matriz Energética Gas Natural dependiente
El 52,4% del Consumo de Energía Primaria depende del Gas Natural a pesar de las restricciones de suministro
Pocos países presentan estas característica: Rusia, Holanda, Qatar y Trinidad & Tobago.
Son países con sustanciales reservas de GN, grandes exportaciones y plantas de industrialización de GN
Estimaciones de consultores indican que sin las restricciones al sector industrial y la sustitución de FO y GO en Generación eléctrica, esta cifra llegaría a 65%
SEN 2014 - Oferta de Energía Primaria (Miles de TEP)
4
Producción y Disponibilidad para la venta
-2,7% -3,3%-3,4% -5,2% 2,7%-0,5%YoY
Producción datos IAPG (SIPG online)Disponible para la venta cálculo propio
Los planes de incentivos a la producción modificaron la tendencia de declino
A fines de 2014 casi la totalidad de Productores se encontraban inscriptos alguno de los Planes vigentes
El PG1 prevé un crecimiento comprometido. No así el PG2.
3
5
Producción por Cuenca
55
60
65
70
75
80
ene‐09
jul‐09
ene‐10
jul‐10
ene‐11
jul‐11
ene‐12
jul‐12
ene‐13
jul‐13
ene‐14
jul‐14
ene‐15
Mm³/d
ía
NEUQUINA
Variación 2012/2015 : 2,39 %Áreas operadas por YPF mismo período: 16,25 %
15
20
25
30
35
ene‐09
jul‐09
ene‐10
jul‐10
ene‐11
jul‐11
ene‐12
jul‐12
ene‐13
jul‐13
ene‐14
jul‐14
ene‐15
Mm³/d
ía
AUSTRA
L
‐
5
10
15
20
ene‐09
jul‐0
9
ene‐10
jul‐1
0
ene‐11
jul‐1
1
ene‐12
jul‐1
2
ene‐13
jul‐1
3
ene‐14
jul‐1
4
ene‐15
Mm³/d
ía
GOL
FO SAN
JORG
E
‐
5
10
15
20
ene‐09
jul‐0
9
ene‐10
jul‐1
0
ene‐11
jul‐1
1
ene‐12
jul‐1
2
ene‐13
jul‐1
3
ene‐14
jul‐1
4
ene‐15
Mm³/d
ía
NOR
OESTE
Variación 2012/2015 : 7,16 %Áreas operadas por YPF mismo período: 33,98 %
Variación 2012/2015 : -12,39 %Áreas operadas por YPF mismo período: -30,30 %
Variación 2012/2015 : -25,76 %Áreas operadas por YPF mismo período: 0 %
6
115,4 112,3 108,5 104,9 99,4 98,9 101,5
4,8 5,1 8,0 13,0 15,4 16,4 16,2
2,1 4,9 6,6 6,3 7,3 8,8 8,2 4,7 6,0 9,3 7,3 7,3
0
20
40
60
80
100
120
140
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
GNLEscobarGNL BB
Bolivia
GN Local
Oferta GN (MMm³/d)
Relativo estancamiento del abastecimiento de GN
El abastecimiento 2015 crece 1,3% con un crecimiento de oferta local de 2,7%
Ahorro de importación GNvs
Demanda invernal continua insatisfecha
119,7 119,8 125,4 127,8 129,2 129,2 130,9
4
7
Importación GN (MMm³/d)
4,8 5,1 8,0 13,0 15,4 16,4 16,2
2,1 4,9
6,6
6,3 7,3
8,8 8,2 4,7
6,0
9,3 7,3 7,3
0
5
10
15
20
25
30
35
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
4,7 6,0 9,3
7,3 7,3
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Escobar
2,1 4,9 6,6 6,3 7,3 8,8 8,2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Bahía Blanca
4,8 5,1 8,0
13,0 15,4 16,4 16,2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Bolivia
‐
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
ene‐0
9
abr‐0
9
jul‐09
oct‐0
9
ene‐1
0
abr‐1
0
jul‐10
oct‐1
0
ene‐1
1
abr‐1
1
jul‐11
oct‐1
1
ene‐1
2
abr‐1
2
jul‐12
oct‐1
2
ene‐1
3
abr‐1
3
jul‐13
oct‐1
3
ene‐1
4
abr‐1
4
jul‐14
oct‐1
4
ene‐1
5
abr‐1
5
jul‐15
Bolivia GNL Escobar GNL Bahía Blanca
8
Abastecimiento Demanda (MMm³/d)
Demanda y Oferta Histórica de Gas Natural: 2009 - 2015
La demanda de gas natural creció a una ritmo del 2,2%, mientras que la producción no acompañó dicho crecimiento, declinando al -3,1%
Se requirieron de proyectos de regasificación y creciente importación de gas de Bolivia para cubrir los faltantes de gas natural, incrementándose asimismo el nivel de sustitución de líquidos.
Consumo por segmento de cliente –Fuente: ENARGAS
5
9
Aumento significativo de la actividadInversiones x 2
4970
92 101 96
2011 2012 2013 2014 Q2 2015
46,941,3
38,134,2 33,4 33,9
37,2
43,5 44,9 43,7 43,9 44,6
2008 2009 2010 2011 2012 2013 Q1 14 Q2 14 Q3 14 Q4 14 Q1 15 Q2 15
256,8
244,9240,9
222,6227,4
232,3241,6 240,9
246,0 249,8 247,2 249,8
2008 2009 2010 2011 2012 2013 Q1 14 Q2 14 Q3 14 Q4 14 Q1 15 Q2 15
2.6614.178
6.077
2012 2013 2014
Se ha revertido la tendencia a la baja en la producción de los últimos años; un crecimiento sólido
Upstream Capex (M USD)1 Equipos de Perforación Equipos de Workover200% 108%
Producción de Crudo (k bbl/d) Producción de Gas natural (Mm3/d)
(1) Capex converted considering an average FX rate of 4.6, 5.5, 8.1 for 2012, 2013 and 2014 respectively.
Desempeño Reciente: fuerte énfasis en el aumento de producción
+57%
+10% (vs. 2012)
+34% (vs. 2012)
+45.5%
25
46
6574 75
2011 2012 2013 2014 Q2 2015
10
Pozos terminados totales
La mayor actividad se tradujo en más pozos puestos en producción
Pozos totales extracción efectiva
Fuentes: SEN
Participación YPFParticipación YPF
6
11
11,0 10,2
8,1 7,4
USD 0
USD 2
USD 4
USD 6
USD 8
USD 10
USD 12
2011 2012 2013 2014 YTD
Desarrollo del Shale Oil/Gas (Boe/d)
El desarrollo de la producción no convencional se obtiene con una sostenidareducción del costo del ciclo de perforación
194
+320 Pozos en producción Producción actual + 41.000 boe/día
La producción equivale HOY a un 19% de la producción de YPF en Cuenca Neuquina
Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band ,LaCh, Bañ, ElOr; PYga)
Locación + Equipamiento
Completación Perforación
Costo Pozo Vertical (millones de USD)
3.1
et/p
ozo
4.5
et/p
ozo
4.8
et/p
ozo
5et
/poz
o
04.0008.000
12.00016.00020.00024.00028.00032.00036.00040.00044.000
01-2
013
02-2
013
03-2
013
04-2
013
05-2
013
06-2
013
07-2
013
08-2
013
09-2
013
10-2
013
11-2
013
12-2
013
01-2
014
02-2
014
03-2
014
04-2
014
05-2
014
06-2
014
07-2
014
08-2
014
09-2
014
10-2
014
11-2
014
12-2
014
01-2
015
02-2
015
03-2
015
Vaca Muerta Total: 30.000 km2
YPF: 12.000 km2 aprox.
+320 Producción actual*+43.000bep/día
Loma Campana es hoy la 2° área en producción de petróleo de la Argentina.
Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band ,LaCh, Bañ, ElOr; PYga)
Petróleo y Gas Natural (bep/d)
3 proyectos en ejecución: ~500 km2
YPF es el operador
Pozos en producción
Producción bruta operada nivel concesión (LoCa, Band, LACh, Bañ, ElOr; PYga)* Marzo 2015
Resultados en el desarrollo del No Convencional
7
Play Vaca Muerta Eagle Ford Bakken Barnett Haynesville Marcellus
Fluids Oil & Liquid Rich Gas
Oil & Liquid Rich Gas Oil Gas Gas Gas
Area (ac) ~7,500,000 ~ 3,000,000 ~13,000,000 ~4,200,000 ~ 6,000,000 ~6,200,000
Thickness (ft) ~1,000 ~130 ~150 ~300 ~250 ~200
Comparación de los recursos de los Play – Area y Espesor
Fuente: Chevron Report. “Vaca Muerta unconventional plays review ”
Bakken
Neuquén(Vaca Muerta)
Eagle Ford
Proportional area & thickness of target
Liquids PlaysGas Plays
Vaca Muerta es muygruesa y lateralmentemuy extensa
Oil
Humid Gas
Dry Gas
Barnett
Haynesville
Marcellus
Vaca MuertaArea Total: 7,500 M acresYPF net Area: 2,975 M acres
Chesapeake
YPF es la titular de la tercera superficie de no convencional de América
ExxonMobilYPFChevronApache
14
2014
USD 2.000 M de inversión anual400 pozos produciendoUSD 100 M de regalías 5% del PBI provincial
Vaca Muerta HOYUSD 368.000 M de inversión ~ 4000 pozos por añoUSD 128.000 M en impuestos y regalías 10% del PBI nacional
Vaca Muerta en 20 años (*)
Desarrollo de No Convencional – Potencial
(*) Fuente: Accenture 2014
8
15
Capex (MMUSD)
Número de Pozos
4 proyectos en desarrollo[3% de Vaca Muerta]
Vaca Muerta • Total: 30,000 km2
• YPF: 12,000 km2 aprox.
YPF operador3 proyectos en curso: ~ 500 km2
Capex (MMUSD)
Número de Pozos
3 Proyectos en actividad en 2014
Concretó asociaciones estratégicas para el desarrollo de Vaca Muerta con importantes compañías internacionales
Número de Equipos
16
Loma Campana290 km2 – 71,468 acresNeuquen BasinVaca Muerta
2014 Actividad
Inversión (M USD)
Número de pozos a perforar
Plateau de producción de Petróleo
Desarrollo completoNúmero de pozos productivos
Plateau de producción de gas natural
Inversión (M USD)
Equipos
Empleo Directo e indirecto
Numero de pozos
2013 - Piloto
(b/d)
(M m3/d) 16
Desarrollo No convencional en Loma Campana
9
17
Loma Campana
Desarrollo de dos pilotos de gas natural no convencional en El Orejano y Rincón del Mangrullo
Cuenca NeuquinaVaca Muerta
El Orejano
Área45km2 (11,090 acres) 188
Plan Piloto
Inversión
2Equipos
Número de pozos
16M USD
Área183km2(45,000 acres)
120Dow, inversióninicial
M USD
233Inversión (*)
M USD
151.5Pampa, inversión inicial
M USD
Número de pozos
42
Plan Piloto
(*) 1st phase: 81,5 million USD Pampa - 81,5 million USD YPF. 2nd Phase: 70 million USD Pampa 17
Rincón del Mangrullo
18
Loma Campana
Desarrollo Completo
Inversión Inicial (M USD)
Número de pozos
Primera Etapa
• YPF es el operador
• Posibilidad de continuar en modo factoría sobre la base de los resultados esperados
(475 Petronas / 75 YPF)
Inversión (M USD)
Fecha de inicio
• Proyecto de 3 años con fases anuales
Número de pozos
187 km2 – 46,084 acresCuenca NeuquinaVaca Muerta
18
Piloto no convencional La Amarga Chica
10
19
Loma La Lata (121 km2 – 29,900 acres)1
Objectivo: Formación LajasRincón del Mangrullo (183 km2 – 45,200 acres) Objetivo: Formación Mulichinco
Natural gas production (MMm3/d)
Natural gas production (MMm3/d)
(1) Refers to Lajas prospective area called “Segmento 5” in Loma La Lata block.
• Inversionesde más de USD 580 million• 80 pozos perforados• 68 pozos en producción• 4 equipos de perforaciónactivos
• Inversionesde más de USD 230 million• 38 pozos perforados• 37 pozos en producción• 3 equipos de perforaciónactivos
Q3 2014 Resultados Upstream – Tight gas
0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,60,9
1,5
2,22,4
2,6 2,7 2,92,6
3,53,8 3,9 4,2 4,1 4,0 4,0 4,1
mar
-13
abr-1
3m
ay-1
3ju
n-13
jul-1
3ag
o-13
set-1
3
oct-1
3no
v-13
dic-
13en
e-14
feb-
14m
ar-1
4ab
r-14
may
-14
jun-
14ju
l-14
ago-
14se
t-14
oct-1
4no
v-14
dic-
14
0,04 0,04 0,05 0,090,16 0,18
0,69
0,901,01
1,20 1,23 1,23
ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 oct-14 nov-14 dic-14
Gross Net
Infraestructura de gas natural
Red de gasoductos de interconexión entre argentina y los países limítrofes
S
Gasoducto Diámetro y longitud
Capacidad(MMsm3/d)
NorAndino20''
380 km 5
C. Noroeste20''
531 km 9
Gasandes24''
313 km 10
Pacífico20'' y 24''296 km 3,5
Methanex YPF12''8 km
2
Methanex SIP8''
1,2 km1,25
Methanex PAN10''
48,5 km 2
Pocitos12''
21 km 1,2
TGM24''
450 km 2,8
Petrouruguay10''
15 km 1
C.T. Casablanca16''
10,5 km 2
Cruz del Sur24'' (55 km)18'' (38 km) 6
11
21
Integración energética Regional
En Trillones de Metros Cúbicos
Fuente: BP Statistical reviewof world energy
22
Integración energética Regional
En Trillones de Metros Cúbicos
Fuente: BP Statistical reviewof world energy
12
Conclusiones
• Lecciones aprendidas
• Infraestructura
• Recursos en Argentina
Complementariedad energética e integración regional
24
NUESTRA ENERGÍA