La Vaca Muerta sigue viva

Presentación del tema: "La Vaca Muerta sigue viva"— Transcripción de la presentación:

1 La Vaca Muerta sigue viva
23 de Noviembre de 2016

2 NEGOCIO UPSTREAM EN EL MUNDO La importancia del precio
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3 El petróleo crudo y la crisis de precios
El petróleo crudo es un commodity Uso de benchmarks en las fórmulas de precio de los contratos Bonny Light crude (Nigeria) Brent crude (Mar del Norte) Medanito (Neuquén) WTI (Texas) Netback pricing (-flete - calidad) P A G B A M

4 El impacto del precio sobre las reservas
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5 Lifting costs en el mundo
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6 El boom de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos
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7 Espectacular aumento de la producción en EE.UU.
Costos y precios - En EE.UU. los productores no convencionales se han beneficiado de una reducción promedio del 39% en sus costos de CAPEX Fuente: energy.gov P A G B A M

8 EE.UU. pasó a liderar la producción mundial
de petróleo crudo P A G B A M

9 NEGOCIO UPSTREAM EN ARGENTINA
La posición relativa del mercado argentino P A G B A M

10 Matriz energética P A G B A M
Después de Rusia, Argentina es el país con mayor uso de gas natural. Fuente: OIES Paper NG 113 10 P A G B A M

11 Petróleo crudo (“No un país de petróleo, pero sí un país con petróleo… hasta Vaca Muerta”) Producción: m³/día (0.4% de la producción mundial de 90 Mbbl/día) On-shore (5 cuencas sedimentarias) Capacidad de refinerías: m³/día Reservas probadas de 2.6/Bbbl Margen de exportaciones de m³/día Recursos no convencionales de 27/Bbbl Fuente: L. Ariel Palacio Campo - UNQ P A G B A M

12 Producción de petróleo crudo y gas
Fuente: IAPG 12 P A G B A M 12

13 Horizonte de reservas/producción Ratio Reservas/ Producción
Petróleo (Million bbl) Gas Natural (TCF) Reservas Probadas -2,0% 0,4% -5,9% 0,6% Producción -3,0% -2,9% -0,7% 1,4% Ratio Reservas/ Producción (por año) P A G B A M Fuente: SEN 13

14 Suministro de gas P A G B A M 71% Productores locales 14
12% Bolivia (importación) 71% Productores locales 71% Productores locales/Precio promedio de US$ 4,78/MBTU (promedio US$ 3,5 gas viejo y US$ 7,33 gas nuevo por producción adicional). 12% Importación desde Bolivia / Precio promedio de US$ 3,20/MBTU 11% GNL por barcos/Precio promedio U$S 4,20-6,00/Chile por gasoducto U$S 7/MBTU 6% Fuel Oil-Gas Oil / Precio promedio US$ 14/MBTU P A G B A M 14

15 Consumo de gas 37% usinas eléctricas 25% Usuarios residenciales 37% Usinas eléctricas /Precio promedio US$ 5,50/MBTU 29% Industrias / Precio promedio US$ 4,50 a 6,00/MBTU 25% Usuarios residenciales / Precio promedio U$S 3,42/MBTU 6% Producción GNC / Precio promedio US$ 5,00/MBTU P A G B A M 15

16 Costo promedio gas consumido 2016
Costo Promedio: US$ 5,85/MBTU (incluye costo de GNL y combustibles líquidos importados) Demanda local: US$ 4,40/MBTU (75% del costo -subsidio del 25%) Diferencia por subsidios: US$ 1,45/MBTU Subsidio en 2015: US$ millones (incluía el subsidio por un 80% del costo del gas residencial) P A G B A M 16

17 Estructura de subsidios al sector energético
ENARSA: Importación de gas. CAMMESA: Subsidios a generadores e importadores de gas. Plan Gas I y II: Subsidios a productores por inyección encima de la “demanda base” Otros: Subsidios al GLP, gas natural, electricidad y carbón. Fuente: OIES Paper NG 113 17 P A G B A M

18 Importación y exportación de petróleo crudo
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19 Importación y exportación de gas
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20 UN CAMBIO DE PARADIGMA LOS HIDROCARBUROS “NO CONVENCIONALES”
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21 El subsuelo y la fractura hidráulica
No es un concepto inventado por la ley Colombia ya lo introdujo. La AIPN tambien lo propone en su modelo de JOA para proyectos no convencionales. En definitiva, se trata de un periodo en donde se procura definir si la explotacion del yacimiento es comercial o no. Históricamente, la gran distinción en los permisos y concesiones se dio por el llamado periodo de exploración y periodo de explotación. La evaluación o “appraisal” de un descubrimiento se hacia dentro del periodo de exploración (arts. 21 y 22, Ley de Hidrocarburos). Pero en definitiva se hacia antes de declarada la comercialidad de un yacimiento en el marco de un permiso. Este concepto muto en materia de yacimientos no convencionales. El appraisal se hace en el marco del Plan Piloto, o sea, dentro de la Concesion (la CENCH) Dadas las caracteristicas del shale, cobra relevancia el periodo de evaluación. El rol del “plan piloto” en la nueva ley de hidrocarburos es permitirle al productor (i) testear si el yacimiento no convencional es comercialmente explotable, (ii) con la seguridad de que si llega a ser comercialmente explotable, tiene una concesion de 35 años, y (ii) ademas, en el interin puede disponer de la producción pagando una regalia del 12% (en vez de una del 15% -aplicable durante la vida de un permiso de exploracion-). Cual es el limite? La autoridad fija un plazo limite de 5 años. P A G B A M

22 Shale: una nueva modalidad operativa
La explotación de reservorios no convencionales tiene matices de una “actividad industrial o manufacturera” (factory drilling). Redefinición del “riesgo minero”: la tasa de éxito para “descubrir” hidrocarburos puede ser del 99% (caso “Williams”, USA), pero “no hay un pozo igual al otro”. La perforación es mas compleja (vertical + horizontal + fractura hidráulica) y más costosa (e.g., 10 USD/MM). Curva de declino pronunciada: 22 P A G B A M

23 Shale gas técnicamente recuperable
La Oficina de Información Energética de EE.UU. estimó que la Argentina posee la 2° mayor reserva de gas no convencional técnicamente recuperable del mundo Fuente: OIES Paper NG 113 23 P A G B A M

24 VACA MUERTA 24 P A G B A M Fuente: recuento MILENIO

25 Benchmarks: Vaca Muerta v. Eagleford
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26 ¿El shale gas salvará a la Argentina
de importar? Reservas, Consumo, y Abastecimiento Interno AÑO YPF OTROS TOTAL 2011 21 2 23 2012 27 20 47 2013 106 28 134 2014 156 22 178 2015 198 Enero/Sep 2016 86 13 99 574 105 679 POZOS WELLS COMPLETADOS Año 2016 Shale Gas: 4.5 MMm3/día Tight Gas: 16 MMm3/día Total Nacional. Porcentaje relativo: 3.6% Porcentaje relativo: 13% Total Neuquén. Porcentaje relativo: 6.3% Porcentaje relativo: 22% 26 P A G B A M

27 Producción de shale oil: Aún interesados?
Shale oil: bbl/día Total Nacional 520,000 bbl/día. Porcentaje relativo: 9.6% Total NQN: 250,000 bbl/día. Porcentaje relativo: 20% P A G B A M 27

28 Listado de proyectos P A G B A M

29 El costo de los pozos en Vaca Muerta
La tabla de Vaca Muerta no comprende el costo de las instalaciones. Los costos relacionados al gas son superiores a los del petróleo. Conventional Gas (On-Shore) Tight-Sands Gas Shale Gas P A G B A M

30 CONCESIÓN DE EXPLOTACIÓN NO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS (CENCH)
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31 Ventajas de las CENCH P A G B A M
Plazo de 35 años para la explotación de la superficie; Brindar mayor horizonte temporal a los actuales concesionarios. Prórroga indefinida del período de explotación; El productor permanece con el “acreage” siempre y cuando el petróleo y el gas sean producidos en “paying quantities”. Se permite, además, a los concesionarios que obtengan una CENCH, mantener como actividad secundaria la explotación convencional. Prórroga sin necesidad de licitación; Evita los perjuicios que generaría un periodo de transición. Menores regalías. Las alícuotas máximas de regalías (12%, 15% y 18%, respectivamente) son acordes al promedio de la región e incluso superiores a competidores directos. Redefinición del período de exploración y jerarquización del plan piloto; P A G B A M

32 Mecanismos de acceso a una CENCH
CENCH que deriva de un permiso de exploración: Declaración de comercialidad (art. 22). Plan Piloto (art. 29). CENCH que deriva de la subdivisión de una concesión de explotación (CE): Plan Piloto (art. 27 bis, 1er párrafo). CENCH que deriva de la “unificación” con una CE: Plan Piloto (art. 27 bis, 2do párrafo). Continuidad geológica. Áreas adyacentes. Licitación/Cesión. P A G B A M

33 Jerarquización del “appraisal period”: Plan piloto
Plan Piloto: es el plan de operaciones y actividades necesarias para evaluar la viabilidad comercial de la explotación de sub-áreas destinadas a la explotación de Recursos No Convencionales a gran escala (“Campo Comercial”). Límite: 5 años dentro del plazo de 35 años. Opciones al finalizar el Plan Piloto: (i) desarrollo masivo, o (ii) reversión del área (inversiones contingentes dependiendo del éxito del Plan Piloto). P A G B A M

34 Gracias! José Martínez de Hoz (h) P A G B A M