Daniel González no es un divo. Su andar es el de un pragmático. Un ejemplo introductorio. La nota con TRAMA estaba concertada para las 9.30 en la sala de YPF en el piso 18 del hotel Hilton Americas, en un alto de su ajetreada agenda en el CERAWeek 2019, la mayor feria petrolera de EE.UU., que lo tuvo como speaker. Pero, al llegar al lugar de la cita, la habitación estaba ocupada por Marcos Browne, VP de Gas y Energía, y otros direcitivos de YPF que dialogaban con representantes de una empresa internacional. Rápido de reflejos y sin estridencias, González propuso trasladarse hasta un estar con sillones ubicado al final del pasillo. Allí se concretó la entrevista, la primera que concede desde que fue elegido como CEO de la petrolera bajo control estatal en abril del año pasado. González se sumó a YPF como CFO en mayo de 2012, en los albores de la gestión de Miguel Galuccio tras la reestatización de la compañía. De pocas palabras, seguro de sí mismo y con foco en los resultados, construyó un liderazgo tan silencioso como respetado en los pisos más encumbrados de la torre de Puerto Madero.
Daniel González desde CERAWeek 2019 – Houston
Solvente y sin rodeos, va a lo concreto y resuelve. Ése es su estilo. A pocos días de cumplir un año al frente de YPF, el CEO analiza la reestructuración organizacional que encaró la empresa en los últimos dos años. Se reformularon vicepresidencias y se incorporaron nuevos líderes en áreas estratégicas. «La mayoría de nosotros (los integrantes del Comité Ejecutivo de la petrolera) tenemos menos de tres años en la función. Algunos tienen 30 años de compañía; otros, tres. Pero en la función muy poco, con lo cual es un equipo que necesita continuidad para operar a un potencial absoluto», advierte. González repasa los temas que lo ocupan hoy: en primer término, la seguridad de las operaciones o excelencia operacional. «Nuestro índice de frecuencia de accidentes es el más bajo en la historia de la compañía, sin embargo el año pasado tuvimos pérdidas de vida. Es algo inaceptable y vamos a hacer lo imposible para que no se repita», asegura. En segundo lugar, destaca el incremento de producción. «Somos una compañía compleja que opera al menos 100 campos de todo tipo en todos lados. Mantener esa producción necesita foco y es un trabajo dificilísimo». González cree que la Argentina puede incrementar la producción de gas en un 50% si logra consolidar un mercado de exportación, aunque asegura que el crecimiento del shale gas de Vaca Muerta podría ser mucho mayor.«Hay ciertos temas de corto plazo que no dependen de nosotros. Sí podemos incrementar, tanto YPF como el resto de la industria, las exportaciones a Chile, aunque hay que ser realistas y entender que será un crecimiento gradual», explica.El directivo también habla de desafíos a mediano y largo plazo. En el mediano, prioriza el reemplazo de importaciones de Gas Natural Licuado (LNG) y para eso –señala– se necesita un gasoducto nuevo. «Ese tipo de inversión se puede hacer entre productores, transportistas y algún aporte de financiación del Estado. El Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) podría tener interés en financiar una parte del proyecto», asegura.A largo plazo tenemos en mente la gran inversión. «¿Cómo hacemos para que los YPF de este mundo puedan incrementar 50% su producción de GNL?, la única manera es con una planta de licuefacción», se responde González.
El break even de Vaca Muerta está por debajo de los u$s 40, ¿qué hitos posibilitaron llegar a ese número?
—El break even por debajo de los u$s 40 aplica a Loma Campana. Es el único campo de shale oil que ya está en pleno desarrollo y ahí estamos viendo el resultado de iniciativas que venimos haciendo. La palabra clave es «evolución». Empezamos a aprender de las cosas que no hicimos bien y de nuestros socios, en este caso Chevron. Ellos tienen un diseño de high density completion que consiste en usar mayor intensidad de arena y agua. Con un 40% más de arena, los pozos aumentan su productividad casi un 30%. Entonces, en adelante el 80% de los pozos los vamos a hacer con este sistema. Bajamos mucho los tiempos de perforación y aún hay que bajar más, redujimos el costo por etapa de fractura. La devaluación también impactó a la baja en los costos. Además, seguimos alargando las ramas laterales de los pozos hasta encontrar el óptimo. Estamos perforando pozos en 2.500 metros de rama lateral. Ya hicimos un pozo horizontal de 3.200 metros y tenemos planeados dos pozos más de 4.000 metros de extensión lateral. En los últimos años también invertimos mucho en infraestructura y el costo de esa inversión empieza a dar sus frutos. Una planta de tratamiento de crudo para 50.000 barriles por día que funciona espectacularmente la vamos a llevar a 100.000 barriles. Sin embargo, empezamos a ver un problema de evacuación y hace dos años sumamos el oleoducto que conecta con el lago Pellegrini, que ya está terminado.
¿Es Loma Campana el proyecto más rentable en comparación, por ejemplo, con alguno de los proyectos del Golfo San Jorge?
—En Loma Campana hay un potencial de producción gigante. Es un campo de producción que de acá a dos años tiene que estar produciendo entre 75.000 y 100.000 barriles diarios, que es una barbaridad. Entonces, no es común tener esa cantidad de hidrocarburo desarrollado a costos bajos. A veces ocurre que, de pronto, es más rentable un proyecto de workover en otro lado donde la inversión es chica pero el potencial no es tan grande.
¿Con cuántos equipos van a perforar este año en Vaca Muerta?
—Entre 10 y 12 equipos. En Campana tenemos tres y vamos a ir a cuatro. En Bandurria y La Amarga Chica funciona uno en cada área y la idea es ir a tres. Por otro lado, vamos a perforar Vaca Muerta en otras áreas.
Hoy el precio del crudo está en valores competitivos, cerca de los u$s 65, ¿evalúa buscar alianzas o joint venture con otras compañías?
—Hoy no sentimos que nos sobre acreaje de petróleo en Vaca Muerta. Y no tenemos restricción de capital como teníamos hace algunos años. Lo que sí hemos visto es el valor de aprender de los socios. En Bajo del Toro trabajamos con Equinor los dos primeros pozos. Vamos a perforar en Sierra Negra, en Filo Morado y en Las Manadas para testear la productividad de Vaca Muerta un poco más lejos.
Desde el punto de vista burocrático, ¿hay trabas para la exportación de crudo?
—Hay cuellos de botella de infraestructura que ya identificamos. Hoy estamos comprando al mercado local 20% del crudo que usamos en los complejos de refinación. Entonces, primero vamos a reemplazar esa compra con más crudo que inyectamos en nuestras refinerías, sobre todo en Luján de Cuyo, que tiene 100% de conversión. Y algo que constituye un cambio de paradigma es el crudo neuquino. Pasó de ser un producto escaso con un premio sobre el Brent a ser un producto que va a ser exportado y, por lo tanto, su pricing va a tener que ver con la alternativa de exportación. Hace un mes hicimos nuestra primera exportación de crudo liviano, aunque no por exceso. Tuvimos que bajar la carga y nos sobró crudo. Hace mucho que no se exporta este tipo de hidrocarburo. Es complejo porque implica explicar a los mercados de qué se trata este petróleo, que no es el mismo que antes porque el componente shale va subiendo. La Argentina nunca dejó de ser exportadora de crudo pesado y no veo inconvenientes desde lo regulatorio para exportar liviano. Sí existen inconvenientes desde la infraestructura, pero se pueden solucionar.
En relación con la infraestructura, ¿en qué no se puede fallar a la hora de explicarle a un inversor por qué es importante un nuevo gasoducto o una nueva empresa de midstream?
—En una situación macro con acceso libre y barato a capitales, hay espacio para que se generen nuevas compañías de midstream que hagan inversiones para liberar a las operadoras. Eso sería lo ideal, pero no ocurre. La buena noticia es que para petróleo las necesidades de infraestructura no son mayúsculas y son graduales. Y no sé si es necesario salir a buscar compañías y financiamiento. En el proyecto del caño de casi 90 kilómetros que va al lago Pellegrini somos dos productores: YPF y Tecpetrol. Anses es el financiante, pero es una inversión que podríamos haber hecho solos. Otro ejemplo: estamos duplicando la capacidad de nuestra planta de crudo, con inversión nuestra y de Chevron, es decir, de los dueños. Ya está adjudicada la obra. Tanto para la expansión de esta planta como para las dos nuevas plantas de tratamiento de crudo que vamos a hacer para Bandurria y para La Amarga Chica.
Un proyecto emblemático de gas en la región es Camisea, en Perú. ¿Convendría encarar un paquete regulatorio para poder viabilizar este tipo de proyectos en Argentina?
—Absolutamente. Necesitamos que Vaca Muerta y la exportación de hidrocarburos sea un proyecto país, que vaya más allá de una presidencia y que todos participen en pos de generar la previsibilidad que se necesita para financiar parte del desarrollo. Hay gran cantidad de proyectos de LNG en el mundo; cuando querés atraer a empresas de afuera que tienen la posibilidad de invertir acá o allá, hay que mostrar que las reservas son económicamente desarrollables para tener un gas licuado a un precio competitivo. Si no logramos un proyecto país que trascienda cualquier gobierno, perdemos todo el desarrollo de Vaca Muerta.
YPF cuenta con unas 135 áreas petroleras en la Argentina. En algún momento, la empresa deberá decidir qué tipos de activos son estratégicos y cuáles no. ¿Hay que retomar esa discusión?
— Justamente lo que no hicimos es seguir pateando esa decisión. Ya realizamos tres transacciones. En total son nueve campos en los que estamos saliendo en forma completa. Porque creemos que en determinados campos hay gente que lo va a hacer mejor que nosotros. Y eso quiere decir que hay más valor en manos de un tercero que en las nuestras. Tiene que ver con manejar un porfolio distinto y óptimo que quizás hasta permite invertir más. Es una decisión difícil porque toda área tiene un potencial exploratorio y se corre el riesgo de que venga otro y lo descubra.
Por el aumento del riesgo país y la volatilidad cambiaria, el acceso al crédito internacional parece prácticamente inviable. ¿Cómo evalúa la situación financiera de YPF?
—Hemos sido muy pragmáticos en ese sentido. A fines de 2017 vimos que se venía un 2018 complicado. Levantamos todo el financiamiento del año siguiente e incluso buena parte en pesos. Hace 15/16 meses que no accedemos al mercado de capitales. Y también podríamos pasar todo este año sin hacerlo. Cambió mucho la situación de la compañía. El endeudamiento, que nunca fue alto, cambió, pero lo que cambió más es que no tenemos un flujo libre negativo como teníamos antes. Este nivel de inversiones lo podemos bancar con nuestra propia generación de fondos. ¿Van a estar cerrados todo el año los mercados con capitales?, posiblemente no. Para nosotros seguro que no. Si necesitamos emitir deuda hoy lo hacemos sin problema, aunque probablemente a un costo que no estamos dispuestos a pagar.
¿Cómo afecta la continua evolución del dólar, una de las grandes variables que definen el precio interno de las naftas y el gasoil, en el mercado de combustibles?
—Producimos un commodity que se importa hoy en Argentina. No hay suficiente producción de gasoil, de naftas y de combustible de aviación para satisfacer al mercado, con lo cual no podemos estar alejados de los precios internacionales de esos productos. Más aún, de ser así, no podríamos nosotros ni el resto de los refinadores comprar el crudo a precios internacionales trasladando el alejamiento de esos precios al mercado de producción de crudo. Y con eso empieza a estar en duda el desarrollo de Vaca Muerta. Necesitamos mantenernos cerca de los precios internacionales. Ahora bien, tenemos clientes que necesitan poder comprar combustible en el surtidor. Entonces, si en algún momento se genera un atraso, tratamos de ir recuperando y achicando. Es importante entender que hay que seguir la evolución de las variables que afectan los precios del combustible. ×
Hacía cerca de un año que había cerrado la operación argentina del Bank of America, cuando Daniel González Casartelli recibió el llamado de losheadhunters de Egon Zehnder. La YPF Nac&Pop, reestatizada por el gobierno de Cristina Fernández necesitaba capital. Y la carta para tentar a un mercado internacional que la veía como «confiscada» –más que «recuperada»– era mostrar un management profesional. Tras la designación de Miguel Galuccio como CEO, resultaba imprescindible conseguir un CFO con know-how y peso específico propio que oficiara de garanta a las muchas incógnitas que la empresa, todavía, no estaba en condiciones de despejar. Traje taylor-made para González, «Dany», para quienes hicieron decenas de transacciones financieras. Formado en el Cardenal Newman, fanático de River Plate y expeditivo zaguero central –contracara de la serenidad que irradia en su vida laboral–, inició su carrera en TGS, en los años ’90. Por su trabajo en las colocaciones financieras que hizo la transportadora, Guillermo «Willy» Reca lo reclutó para Merrill Lynch. Se forjó a su imagen y semejanza. Reca, luego, emprendió un camino propio, que lo condujo a ser hoy, a través de Central Puerto, en uno de los principales players del negocio eléctrico. González permaneció en Merrill Lynch, luego, absorbido por BofA.Con él como CFO de YPF, la petrolera volvió al mercado internacional y levantó cerca de US$ 3500 millones, mosca blanca en un momento en que su accionista controlante –la República Argentina– estaba en default técnico. Apenas asumido el nuevo gobierno, recaudó otros US$ 1000 millones. Fue clave su participación en las negociaciones de joint-ventures, fusiones y adquisiciones de YPF en los últimos años. Esa visión integral del negocio le valió la confianza de Galuccio, primero, y de Miguel Gutiérrez, después. A punto tal que fue CEO interino antes y después del paso de Ricardo Darré, a punto tal que, en abril del año pasado, quedó confirmado como gerente general.
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La nota es excelente, falta que se haga realidad la propuesta de que trascienda los gobiernos y se encamine a un proyecto de país que es justamente lo que necesitamos para desarrollar un futuro más equilibrado y equitativo.