Visión Global. Buenos Aires, 19 de Marzo de Jorge N. Peña; Gerente Planificación y Estrategia de YPF

Transcripción

1 Visión Global Buenos Aires, 19 de Marzo de 2015 Jorge N. Peña; Gerente Planificación y Estrategia de YPF

2 Nota legal 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 Act of 1995 ). Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía ( forward-looking statements ) tal como se definen 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, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que pueden 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 de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, 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 de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, 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, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange 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 finalizado el 31 de Diciembre de 2013, registrado ante la Securities and 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 indiquen claramente 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. 2

3 Compañía de energía integrada, líder de mercado de Argentina Principales Magnitudes 2014 Ventas (1) (USD) MM Producción Petróleo (kbbl/d) (2) 244,6 Refinación Market Share (%) (2) 43 Market Share (%) +55 Capacidad (kbbl/d) 290 EBITDA (1) (USD) MM Gas (Mm3/d) Mercado (3) 42,4 Utilización (%) Estaciones de Gas 91 Reservas probadas (2) Rdo. Operativo (1) (USD) MM Productos Market share (%) Naftas Gasoil Fuel oil % del total Gas 44% Petróleo 56% La Cía. más grande de Argentina empleados #1 en todos los segmentos en los que opera Cuenca Gas Petróleo Refinería Terminales Aero plantas Estación de bombeo Ductos Tpte marítimo Petroquímica GLP Distribuidores Estaciones de servicio Notas: K miles; MM: millones (1) Últimos 12 meses (1 T 2014) (2) Según 20F 2013 (3) Marzo

4 YPF revirtió el declino en la producción de crudo y gas reduciendo la tendencia decreciente de la industria YPF Petróleo revirtió crudo la baja en crudo y gas y ayudó a morigerar Gas Natural la tendencia decreciente del país Variación anual %, por operador Variación anual %, por operador 10% 8% 8,9% 15,0% 12,5% 6% 10,0% 4% 2% 3,1% 3,0% 5,0% 2,0% 0% -2% -4% -6% -8% -10% -0,5% -2,4% -2,0% -6,1% -7,6% -0,5% ,4% 0,0% -5,0% -10,0% -15,0% -4,9% -2,7% -9,6% -3,4% -2,6% -3,1% -0,5% -5,5% Fuentes: SEN 4

5 A su vez YPF continúa adicionando reservas a su portafolio de petróleo y gas natural Índice Reposición de Reservas Probadas PETRÓLEO CRUDO GAS NATURAL 1,46 1,55 1,09 0,78 0,95 0,41 0,21 1,05 0,88 0,58 1,01 0,43 0,12 0,62 1,95 1,31 1, Argentina YPF -0,58 Argentina YPF Criterio fin vida útil, por propietario Fuentes: SEN * Balance Publicación de YPF

6 YPF YSur PAE Total Tecpetrol Petrobras Sinopec Pluspetrol Chevron Otros Variación YPF se convirtió en el jugador más dinámico Equipos de perforación por operador. Febrero 2015 Febrero 2015 vs Julio 2012 Año YPF; 74 Equipos en Argentina PAE; 22 Pluspetrol; 3 Sinopec; 3 Petrobras; 4 Total; 7 Tecpetrol; 6 Otros; 13 YPF % 67% 2 100% % 200% 5 4 0% 0-7% -25% -40% -100% % 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% Cambio porcentual Jul % Feb % Variación neta total: 48 Equipos Fuente: Elaboración YPF 6

7 La mayor actividad se tradujo en más pozos puestos en producción Pozos terminados totales Pozos totales extracción efectiva % 60% 50% % 48% % 30% 20% % 44% 42% % % % % Resto Operadores YPF YPF Participación (% total) YPF Resto Operadores YPF YPF Participación (% total) YPF Fuentes: SEN 7

8 Promueve cambios estructurales críticos para la industria del petróleo y el gas en su conjunto Precio en boca de pozo para gas nuevo" de 7,50 USD / MMBTU Proporciona un fuerte incentivo para fomentar la producción y sustituir importaciones Acuerdos de exploración y producción con socios estratégicos clave Permiten aumentar la visibilidad y el atractivo tanto de YPF como de Argentina Ley de Hidrocarburos Permite adecuar el marco a las nuevas realidades de la industria (no convencional) y elimina distorsiones sectoriales en pos de un marco regulatorio que permita el desarrollo de las cuencas productivas y liberar el potencial del offshore argentino Marco regulatorio que atraiga inversiones en un ámbito de uniformidad y transparencia 8

9 Producción (MMm3/d) Acuerdo de precios para viabilizar el desarrollo de volúmenes adicionales de Gas Natural (Plan Gas I y II) Producción (MM m3/d) Plan Gas I (Resolución 1/2013) Plan Gas II (Resolución 60/2013) 7,5 USD/MMBTU % -5% -10% 15% (compromiso) 7.5 USD/MMBTU 6 USD/MMBTU DECLINO -15% 5 USD/MMBTU 4 USD/MMBTU Producción base 2,5 USD/MMBTU Precio (USD/MMbtu) Año Base Año 1 (2013) Año 2 (2014) Año 3 (2015) Año 4 (2016) Año 5 (2017) base feb-14 abr-14 jun-14 ago-14 oct-14 dic-14 feb-15 abr-15 jun-15 ago-15 oct-15 dic-15 feb-16 abr-16 jun-16 ago-16 oct-16 dic-16 feb-17 abr-17 jun-17 ago-17 oct-17 dic-17 Producción Incremental Producción base Plan Gas I: incentivo para la producción adicional de grandes productores con un precio marginal de 7,5 USD/MMBtu Plan Gas II: destinado a productores pequeños con precios crecientes que alcanzan los 7,5 USD/MMBtu ante incrementos de la producción mayor a 0% 9

10 Concretó asociaciones estratégicas para el desarrollo de Vaca Muerta con importantes compañías internacionales Vaca Muerta Total: 30,000 km 2 YPF: 12,000 km 2 aprox. 3 Proyectos en actividad en 2014 Capex (MMUSD) Número de Pozos 4 proyectos en desarrollo [3% de Vaca Muerta] Capex (MMUSD) Número de Equipos Número de Pozos 3 proyectos en curso: ~ 500 km 2 YPF operador 10

11 La Ley de Hidrocarburos adecúa el marco regulatorio a las nuevas realidades del mercado - Principales cambios - Estabilidad Fiscal Nuevo régimen de plazos de concesión y extensión Incentivos para la incorporación de Gas Natural Revisión del decreto 923/13 y la incorporación a la ley 12% de regalías para el primer período de concesión de explotación y máximo de 3% a la alícuota de IIBB 25 años para convencional, 30 años para offshore y 35 años para no convencional. Permite a las empresas convertir campos productores de una categoría a otra y extender los períodos. Extensiones a 10 años ilimitadas con un bono a pagar en 3 cuotas (2% del precio x reservas probadas a incorporar) más de 3% de extra regalías (tope máximo de 18%). Precio para nuevo gas a 7.5 USD/MMbtu Nuevos proyectos con inversiones comprometidas superiores a USD 250M pueden solicitar el beneficio de exportar sin retenciones después del 3er año (20% para convencional y no convencional / 60% para offshore) 11

12 La Ley de Hidrocarburos adecúa el marco regulatorio a las nuevas realidades del mercado - Beneficios - Licitaciones competitivas en las nuevas rondas Se elimina el sistema de acarreo (carry) Bloques offshore pertenecientes a ENARSA retornan al Gobierno Nacional Reducción del período de exploración Nuevos incentivos para proyectos de alto riesgo Plazo único para todas las rondas licitatorias (a definir entre los gobiernos provincial y nacional). Adjudicación por mayor compromiso de inversión. Las concesiones ya no pueden ser reservadas para las empresas provinciales. Deberán competir abiertamente. Asignación competitiva en futuras rondas de licitación 6 años para convencional y 8 años para el resto Proyectos offshore, de petróleo pesado y de recuperación terciaria pueden obtener una reducción de hasta el 50% en concepto de regalías Incorpora la reducción de aranceles a las importaciones de equipos (Decreto 927/13) Acuerdo para promover la adopción uniforme de la legislación ambiental 12

13 Argentina es un actor relevante en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales fuera de EEUU La actividad de perforación en proyectos no convencionales, sitúan a la Argentina en el segundo lugar en el mundo detrás de Estados Unidos Actividad no convencional Produciendo Emergente Evaluando +330* Frontera Pozos no convencionales Fuente: An Industry in Transition, IHS Energy, Abril * De Junio de los cuales 270 son de YPF. 13

14 El desarrollo de la producción no convencional se obtiene con una sostenida reducción del costo del ciclo de perforación 3.1 et/pozo 4.5 et/pozo 4.8 et/pozo 5 et/pozo Desarrollo del Shale Oil/Gas (Boe/d) Costo Pozo Vertical (millones de USD) USD 12 11,0 10,2 Locación + Equipamiento Completación Perforación Shale Gas Shale Oil 194 USD 10 USD 8 USD 6 8,1 7,4 USD USD 2 0 USD YTD +320 Pozos en producción Producción actual 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) 14

15 El crecimiento de la actividad ha permitido la generación de nuevos puestos de trabajo en la industria Empleo YPF vs Total Provincial Base Dic-11= % % dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 YPF 5 provincias Total 5 provincias El empleo de YPF en 5 provincias creció 60% en 3 años. En el mismo lapso el empleo total en esas provincias creció tan sólo un 5% Fuente: MECON e YPF (incluye: Neuquen, Mendoza, Chubut, S.Cruz y R.Negro) 15

16 La actividad no convencional tiene un importante impacto regional y macroeconómico Extracción No convencional HOY Extracción en modo factoría pozos de NOC produciendo en NQN ~ 30 rigs en NQN pozos por año entre shale oil/gas MM USD de inversión/año puestos de trabajo entre directos, indirectos e inducidos generados en la provincia (5% de la mano de obra privada registrada empleada en NQN) Regalías ~ USD 100 MM (4% recaudación provincial) La industria está generando el equivalente al 5% del PBI provincial nuevos puestos de trabajo entre directos, indirectos e inducidos respecto del nivel de empleo actual Aumento en USD MM de recaudación provincial Duplica el PBI provincial actual Impacto en el PBI nacional de 3-4 pp. Escenario sin importaciones * Multiplicador de la actividad NOC: - Empleo: 1 empleo directo + 3 indirectos e inducidos - PBI: 1 $ generado en la actividad + 0,4 $ resto de la economía Fuente: IAPG, Impacto económico derivado del desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, Sept

17 YPF contribuirá a sostener el cambio de paradigma, adaptándose a nuevos entornos Argentina puede incorporar su industria de petróleo y del gas natural al escenario mundial como una ventaja competitiva Visión Potenciando su experiencia en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales Aprovechando la potencialidad de los recursos existentes Dinamizando la industria, integrando nuevos actores para ganar escala, productividad y a la vez mayor velocidad 17

18 NUESTRA ENERGÍA