Horacio Marín volvió al podcast La Fábrica menos de dos meses después de su primera aparición en el mismo podcast y las dos horas de charla giraron sobre una fecha personal antes que corporativa.
El presidente y CEO de YPF repitió que su ciclo en la compañía se cierra en 2031 y que el calendario electoral no entra en su tablero: "Para mí una elección es ruido". El horizonte ya lo había expuesto en ese mismo podcast y en el foro Democracia y Desarrollo.
El primero es el portazo a la política, formulado esta vez sin rodeos. Ante la pregunta recurrente sobre un salto a la función pública, respondió: "Yo nací para esto, no para lo otro". El segundo es más interesante porque describe un procedimiento. Marín contó que reunió a los cerca de 250 gerentes, directores y vicepresidentes de la compañía, les planteó el nivel de entrega que exige el plan y pidió que levantaran la mano quienes estén dispuestos a acompañarlo.
El detalle que comentó es que, en esa circunstancia, se dio la vuelta para evitar condicionar la respuesta, es decir, se puso de espaldas, y delegó el conteo en otra persona. Levantó la mano alrededor del 50%, dijo. Repreguntó, subió la vara y el número se sostuvo.
La escena tiene relevancia porque es el mecanismo con el que un ejecutivo como Horacio Marín intenta dejar instalado un plan que lo sobreviva en este primer ciclo. Marín ya había dicho que, llegado el caso de tener que abandonar la firma, quiere elegir a su sucesor de la línea y no de la política. Ahora suma la medición del respaldo interno como activo transferible.
Detrás del horizonte hay una rotación de cartera que quedó cerrada.
Con las últimas ventas de áreas maduras, Marín ubicó al 95% de la producción de YPF en Vaca Muerta, contra un 60% convencional al momento de su llegada, a fines de 2023. Cuantificó el efecto sobre el resultado entre u$s 1.500 millones y u$s 2.000 millones anuales de ganancia adicional, y describió la brecha de costo operativo que justifica la decisión: entre 25 y 90 dólares por barril en el convencional contra 4 dólares en el no convencional. El inventario por delante lo ubicó en unos 14.000 pozos y u$s 200.000 millones de inversión, con un pozo tipo de entre u$s 12 millones y u$s 15 millones.
El downstream aportó el otro dato duro. La compañía pasó de refinar unos 280.000 barriles diarios a un pico que Marín describió como histórico, de 351.000, equivalente según su lectura al 104% de la capacidad instalada. Sobre esa base afirmó que YPF dejó de importar gasoil en temporada de cosecha, que exportó nafta premium a Estados Unidos y que el año próximo alcanzará la autosuficiencia plena entre producción propia y refinación.
El novedoso mecanismo que define los contratos de Argentina LNG
La definición más nueva del episodio es un procedimiento de compras. Marín describió el esquema con el que Argentina LNG adjudica sus grandes contratos, una subasta japonesa inversa que la compañía modificó sobre una sugerencia de ENI. El circuito arranca con la precalificación técnica y la firma previa del contrato, de modo que todos los oferentes compiten en igualdad de condiciones. El día de la puja quedan conectados en línea, un escribano externo conduce las rondas y va bajando el precio de a un punto porcentual, con ocho minutos de plazo por ronda. Nadie sabe cuántos competidores quedan ni si la subasta terminó. Los que se caen no saben si ganaron. El que queda tampoco.
El resultado que citó habla del efecto psicológico del diseño: "El ganador estuvo dos horas y media compitiendo con él mismo". Marín admitió que recibió llamados de empresas que objetaron el mecanismo y dejó abierto el próximo capítulo, que es el de mayor peso: la licitación de la tubería de 48 y 24 pulgadas, un contrato que ubicó en cinco o seis veces el valor del anterior.
Sobre la estructura del proyecto ratificó el reparto de 36% para YPF y 32% para cada uno de sus dos socios a lo largo de toda la cadena. Los u$s 51.000 millones de la solicitud presentada al amparo del RIGI corresponden a la primera fase de 12 millones de toneladas anuales; con la expansión de 6 millones adicionales el número que manejó trepa a u$s 71.000 millones, con un tramo concentrado de entre u$s 40.000 millones y u$s 45.000 millones a desembolsar en cuatro o cinco años. La condición regulatoria la formuló como una advertencia: "Sin RIGI no hay LNG, acuérdense". El impacto laboral que proyecta es un pico de 90.000 puestos y unos 45.000 constantes a lo largo de la década.
La boya de u$s 25 millones y el buffer que vuelve a tener vigencia
Marín puso precio al episodio de la monoboya de VMOS que quedó atrapada por el conflicto de Medio Oriente. Ubicó cada unidad en unos u$s 25 millones y unos 30 metros de diámetro, y calculó el costo de la demora entre 15 y 20 millones de dólares por día, lo que amortiza la pieza en dos jornadas. Contó que seguía la posición del buque por su sistema de identificación automática todas las mañanas y que el tránsito se hizo de noche, con la señal apagada, hasta reaparecer del otro lado del estrecho. La compañía compró además una unidad adicional de respaldo. Su cronograma comercial arranca en enero con 180.000 barriles diarios y lo lleva a 360.000 hacia mitad de año.
El pasaje sobre el buffer de combustibles sumó el argumento técnico del esquema. Según Marín, los centros de monitoreo en tiempo real detectaron que la demanda de naftas dejó de comportarse de manera inelástica cuando el traslado diario del precio se volvió visible, y esa lectura fue la que motivó los 45 días de congelamiento. Aclaró que YPF, que compra a terceros el 20% del crudo que refina, no bajó el precio de compra a sus proveedores para financiar la contención. Los picos del diferencial absorbido llegaron a entre 20% y 30%, y con el Brent en los niveles actuales el esquema vuelve a la fase de absorción. El recupero de lo resignado se salda contra los trimestres que vienen.