Definiciones y prospectiva
Chevron reveló ante inversores los números a los que aspiran en El Trapial Este, su propio bloque shale en Vaca Muerta.
"Producimos 80.000 barriles diarios en la Argentina, con un corte de petróleo del 75%", dijo Eimear Bonner, directora financiera de la compañía, al responder la última pregunta del llamado por los resultados del segundo trimestre.
En la misma respuesta, la directiva ató esa base a la meta de aplicar las lecciones del negocio de shale, como por ejemplo en su relación con YPF en Loma Campana, "para cumplir con el crecimiento que compartimos en nuestra jornada con inversores, que es crecer tres veces hacia 2035", un objetivo que la petrolera ya había anticipado en marzo sin ponerle cifras.
Con el denominador que dio Bonner, la promesa apunta a unos 240.000 barriles diarios en 2035.
Son nueve ejercicios a una tasa sostenida cercana al 13% anual, y un volumen equivalente a más de una cuarta parte de todo el petróleo que la Argentina produjo en junio.
Las declaraciones juradas en la Secretaría de Energía ubican a El Trapial Este, que Chevron opera al 100%, en 23.078 barriles diarios en junio. Sumada la mitad que le corresponde en Loma Campana y en Narambuena, ambos operados por YPF, la posición neta de la compañía llega a 69.438 barriles diarios de petróleo.
La solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) por u$s 13.800 millones para El Trapial ingresó el 3 de junio y sigue pendiente del Comité Evaluador. Bonner enumeró lo que el régimen aporta, "30 años de estabilidad fiscal, incentivos como la amortización acelerada e incentivos impositivos", y cerró con una advertencia de calendario: "Vamos a seguir siendo disciplinados. Sin cambios en lo inmediato, aunque obviamente hay mucha oportunidad de crecer".
El shale argentino en el desglose de Chevron
Mike Wirth, presidente y director ejecutivo, desagregó la cartera de shale de la compañía en 1,7 millones de barriles diarios: un millón en el Permian, 400.000 en la cuenca Denver-Julesburg, 200.000 en Bakken y, al final de la lista, "la Argentina, más chica que eso, pero creciendo". Es el único activo del conjunto que la petrolera declara en crecimiento. El resto trabaja en meseta.
Wirth ordenó después las opciones de crecimiento de toda la compañía en tres grupos. El primero incluye activos ya tiene en cartera y puede mejorar como el shale de Estados Unidos, el offshore de Guyana, el Mediterráneo Oriental, África Occidental y la Argentina con Vaca Muerta, "donde seguimos viendo que la política se mueve en una buena dirección, y hay un potencial de recursos enorme".
El segundo lo reservó para las entradas exploratorias nuevas, Libia, Surinam y Namibia. El tercero, el que llamó de situaciones especiales, quedó para Venezuela, Irak y la concesión de Tengiz.
Ese tercer grupo avanza más rápido. Bonner informó que las tres empresas conjuntas venezolanas crecieron 15% en seis meses hasta 280.000 barriles diarios y anticipó que van a crecer "hasta un 50%" más entre hoy y fines de 2028, con la deuda que el país mantiene con la petrolera recuperada por completo a comienzos de 2027. Es tres veces y media la producción argentina que la propia compañía declaró, con términos fiscales todavía en negociación y sin ningún régimen de estabilidad escrito.
Los resultados del trimestre
La petrolera ganó u$s 12.100 millones en el trimestre, 6,11 dólares por acción, con una ganancia ajustada de u$s 12.000 millones, un retorno sobre el capital empleado del 21% y una inversión orgánica de u$s 4.400 millones.
La producción global trepó 20% interanual hasta 4,07 millones de barriles equivalentes diarios, con un récord en Estados Unidos de casi 2,1 millones y un procesamiento en refinerías de más de un millón de barriles diarios, con utilización por encima del 97%.
Además, la compañía redujo deuda por más de u$s 8.000 millones y cerró con una relación de deuda neta sobre flujo de caja operativo de 0,6 veces. "Pudimos reducir deuda y mantener más caja en el balance, dados los tiempos volátiles en los que operamos", dijo Bonner a Bloomberg.
Uno de los conceptos que priorizó Chevron fue el costo dado que alcanzó su meta de reducción estructural de u$s 3.000 millones anuales seis meses antes de lo previsto, y más del 70% de ese ahorro vino de ganancias de eficiencia, la mitad de ellas atribuibles a la reorganización interna del año pasado.
"Los costos siempre importan y siempre van a importar", repitió Bonner. En sintonía, Wirth sumó la variable tecnológica: "Cuando estás dejando el 90% de las moléculas en el subsuelo, hay un incentivo enorme para descubrir cómo liberarlas".
Otro factor fue “la doctrina de meseta”. El Permian lleva cinco trimestres por encima del millón de barriles diarios sin crecer, con una inversión que este año quedará por debajo de u$s 3.500 millones. "Están viendo eficiencias enormes con este foco en exprimir el activo. No hacer crecer la producción, hacer crecer el flujo de caja libre", explicó Bonner. La compañía espera gastar 25% menos de capital por barril equivalente en su negocio de shale en Estados Unidos que en 2025 y terminar el año en el piso de su rango de u$s 18.000 a 19.000 millones.
Las metas a 2030 quedaron intactas: crecimiento de producción de 2% a 3% anual, flujo de caja libre ajustado subiendo más de 10% por año y una mejora de más de tres puntos en el retorno sobre el capital empleado. Esa es la vara contra la que El Trapial-Este tiene que ganar.