Productividad en Vaca Muerta
Horacio Marín empezó la explicación con una comparación de escala. Según sus números, en Estados Unidos trabajan unos 500 equipos de perforación. En Vaca Muerta, YPF es la operadora con más equipos activos, y la que la sigue tiene tres o cuatro. Con esa diferencia, admitió, los productores estadounidenses consiguen mejores precios unitarios. "Si nosotros no tenemos productividad, estamos al horno", resumió el viernes ante un auditorio colmado en la Bolsa de Comercio de Rosario.
A partir de ahí, la presentación se volvió una lista de números.
El primero fue el de la actividad. YPF terminó 2025 con 12 equipos de perforación en Vaca Muerta y hoy opera 18. Marín ratificó que llegará a 21 en febrero y agregó un escalón nuevo: 30 equipos el año que viene. Es un salto respecto de la meta que la compañía había presentado a los analistas en agosto, cuando habló de mantener 21 equipos en actividad prácticamente constante durante todo 2027. Las cifras de septiembre, 18 hoy y 21 para principios de febrero, Marín se las había dado a Shale24.
El aumento coincide con dos frentes que se abren casi en paralelo. Uno es el arranque del oleoducto VMOS, previsto para enero. El otro es la perforación para abastecer de gas a Argentina LNG, que según la solicitud de adhesión al RIGI demandará unos u$s 5.000 millones en desarrollo upstream hasta el inicio de las exportaciones.
Marín insistió en que la escala no alcanza para competir. Los datos de Rystad que mostró en la presentación ubican a Vaca Muerta por encima de las cuencas estadounidenses en producción acumulada por pozo. Aun así, el precio de equilibrio da "parecido", porque la menor escala se come la ventaja geológica. Su conclusión: la Argentina tiene que mantenerse siempre un poco más eficiente que Estados Unidos, porque el shale estadounidense va a marcar el precio mínimo del mercado cuando el crudo baje.
Los 193 días del Toyota Well
La respuesta de YPF a esa desventaja tiene nombre japonés. El Toyota Well, la adaptación del sistema de producción de la automotriz a la construcción de pozos, lleva dos años en marcha. Marín le puso cifras al resultado: cuatro pozos que a YPF le llevaban 312 días hoy se completan en 193, un 38% menos.
El impacto financiero es lo que más pesa. Según Marín, con toda la flota de equipos esa reducción representa una baja de más de u$s 1.000 millones en capital de trabajo. Es plata que la compañía ya no tiene inmovilizada en pozos a medio terminar.
El esquema obliga a cambiar la relación con los contratistas. Marín lo planteó como una sociedad: el proveedor propone cómo hacer el trabajo y YPF deja de supervisarlo paso a paso. La regla es repartir en partes iguales las ganancias de productividad que logre cada proveedor. "Es un cambio cultural terrible", admitió.
Para explicar por qué Vaca Muerta existe hoy y no existía antes, Marín usó un recuerdo personal. Los pozos actuales de YPF bajan unos 3.000 metros y se extienden otros 3.500 metros en horizontal, separados entre 250 y 300 metros del pozo vecino. Cada uno lleva, según Marín, unas 300 fracturas. Cuando Marín tenía 30 años y trabajaba en Venezuela, quiso hacer una sola fractura de ese tipo y costaba u$s 2,7 millones. "Ahora esa fractura nos sale 170.000 dólares. Esa es la razón por la cual existe Vaca Muerta hoy", dijo.
El resto de los indicadores sigue la misma línea:
- Las velocidades de fractura son 50% más altas que cuando asumió la actual gestión.
- Con áreas como Loma Campana y Bandurria Sur de ejemplo, mostró que llevar un bloque a 50.000 barriles diarios le tomaba a YPF ocho años y hoy le toma un año y medio.
- El 95% de la producción de YPF ya sale de Vaca Muerta. Según Marín, solo la diferencia de costo frente a los campos maduros que vendió suma u$s 2.000 millones de ganancia adicional por año.
- El inventario supera los 10.000 pozos por perforar, más de u$s 150.000 millones de inversión. Con ese número, YPF es la sexta compañía del mundo en locaciones no convencionales, Estados Unidos incluido.
La actividad reciente ya se ve en los datos oficiales: 40 pozos nuevos explicaron todo el salto de producción de agosto en Bandurria Sur, Loma Campana y La Angostura Sur I.
La misma receta, aguas abajo
La lógica de la productividad también llegó a refinación y comercialización, y Marín la mostró con cifras:
- La refinería de La Plata, que según él "perdía plata" cuando asumió, pasó de procesar 280.000 a 345.000 barriles diarios, por encima de su capacidad nominal y sin grandes inversiones.
- Las estaciones de servicio que se quedaban sin combustible en un día cualquiera bajaron de 246 a 6, sobre una red de 1.750.
- El cierre contable, que tardaba 40 días, se hace hoy al séptimo día hábil y en diciembre se hará al quinto.
El endeudamiento acompaña. La deuda neta equivale a 1,1 veces el EBITDA (resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, por sus siglas en inglés) y, según anticipó, seguirá bajando en los resultados del tercer trimestre, que la compañía presenta el 29 de octubre.
Argentina LNG, a cinco semanas de la decisión final
La productividad en el upstream es el sostén de la apuesta más grande. "El proyecto LNG es lo más difícil que me tocó hacer en mi vida", dijo Marín antes de detallar los números de Argentina LNG, que YPF desarrolla con Eni y XRG, el brazo internacional de ADNOC.
Marín partió de los u$s 51.000 millones de la solicitud de adhesión al RIGI y anticipó: "Vamos a ir a 76.000". Más adelante desagregó la cuenta: la inversión total es de u$s 51.000 millones y los costos operativos superan los u$s 25.000 millones. La parte que hay que desembolsar antes de exportar el primer cargamento es de unos u$s 30.000 millones en cuatro años: u$s 24.000 millones en infraestructura (ductos, plantas de procesamiento, instalaciones portuarias y unidades de licuefacción) y u$s 5.000 millones en pozos.
La primera etapa tendrá dos unidades flotantes de licuefacción con 12 millones de toneladas anuales. Una tercera unidad sumaría otros 6 millones, la expansión que Claudio Descalzi ya incluye en sus cuentas. Según el video del proyecto que mostró la compañía, con eso YPF pasaría a ser el sexto exportador de GNL del mundo y el segundo de etano.
Marín también desagregó los u$s 20.000 millones de exportaciones de gas que suele mencionar como redondeo:
- El proyecto de Southern Energy con Pan American Energy, 6 millones de toneladas de gas seco: unos u$s 2.500 millones anuales.
- Las dos unidades de Argentina LNG: unos u$s 10.000 millones.
- La expansión de 6 millones de toneladas: otros u$s 5.000 millones.
La suma da alrededor de u$s 17.500 millones. "Tenemos todo vendido", aseguró sobre la producción. La decisión final de inversión se firmará el 26 de noviembre en Buenos Aires.
El argumento que Marín le dejó al público rosarino fue otro. Con el petróleo de Vaca Muerta sale mucho gas asociado que no tiene salida al exterior. Ese gas se va a vender barato en el mercado interno, como pasó en Estados Unidos. Para la industria local, prometió "las energías más baratas del mundo".