Upstream donde estamos a donde vamos cual es

Ø Upstream , donde estamos, a donde vamos, ……………cual es el desafio? Ø Lic. Daniel Alberto Kokogian New Milestone - Presidente Ø IAPG – Jornadas Neuquen - Mayo 2008

Cual es el desafió? • Incorporar 35. 000 m 3 de petróleo por año o un Trapial cada………. …años • Incorporar 2 tcf de gas por año o un Loma La Lata cada 10 años

Argentina – Producción vs Consumo de Petróleo

Argentina – Reservas de Petróleo y Horizonte de Reservas

Reserva Petróleo Total País

Reserva Petróleo por Cuenca

Reserva Petróleo por Área

Reservas Totales Petróleo, 2006

Total de Pozos Perforados desde 1992

Pozos Exploratorios y Avanzada desde 1992

Pozos Exploratorios perforados desde 1992

Argentina – Adición de Reservas 1907 - 2002

Distribución de Yacimientos para todas las cuencas

Argentina – Madurez y Riesgo Exploratorio

Licitaciones 2006/08 : Inversiones Comprometidas • Santa Cruz Chubut Neuquén Mendoza Salta La Pampa Río Negro San Juan La Rioja Córdoba • • • Total • 101. 822. 200 65. 000 + 100. 000 452. 114. 500 256. 535. 000 27. 000 572. 000 22. 583. 000 7. 287. 000 66. 125. 000 US$ +1. 689. 000 Fuente: Phoenix Oil & Gas

Licitaciones - Areas por Compañías • • • • • Cliveden/Ketzal/Kilwer Oil M&S Clear EPSUR Mizahar REPSOL/YPF Interenergy CGC Titán Raiser Madalena Argenta Geodyne Austrocam Petrolífera Petrobras Pluspetrol Oxipetrol Werthein Otras 7 Compañías 32 10 2 4 3 6 6 5 4 4 3 3 3 2 2 1 No incluye Neuquén 2003 -2006 Fuente : Phoenix Oil & Gas

Gas Cual es el desafió? En ocasiones resulta difícil visualizar cómo y porqué se puede afirmar que la situación de las reservas de gas son, al menos, preocupantes. Trataremos aquí de aportar algunos datos con el objetivo de facilitar el análisis de la situación por cada uno de los lectores. Desde el año 1970 y hasta fines del año 2006 el país produjo 33, 18 TCF de gas. Sin embargo 21, 65 TCF de ellos consumió en los últimos 15 años donde el consumo se disparó alentado por las distintas políticas puestas en práctica. De este modo, y con un aumento dramático en los últimos 3 -4 años, llegamos a un consumo anual de 1, 81 TCF en el 2006. Teniendo en cuenta que las reservas probadas del país alcanzan a 15. 4 TCF (Figura 1) tenemos un horizonte de reservas de 8, 5 años. Este es el marco general pero, para poder ponderar adecuadamente el desafío que tenemos por delante, trataremos de analizar con un poco más de detalle la evolución de las distintas regiones productoras.

Argentina – Producción vs Consumo de Gas

Argentina – Reservas de Gas y Horizonte de Reservas

Reservas Gas , Total País Figura 1

Reserva Gas, por Cuenca Figura 2

Reserva Gas, por Área Principales Figura 3

Reservas Totales de Gas, 2006 Figura 9

Estos precios, si los escribimos como se expresan los de gas, corresponden a : Gas Oil : 18 dólares por MMBTU Fuel oil : 10 dólares por MMBTU Usamos cada vez más combustibles líquidos importados porque el gas no alcanza. La producción ha comenzado a disminuir.

Mientras, en que andan en otras partes del mundo? ? ?

Canadá - Fractura en “ Vaca Muerta, D-129, Molles, etc”

ØEvaluación de Compañías § § § Reemplazo de reservas Costo de descubrimiento Costo de desarrollo Costo Operativo Retorno Ganancias ØExploración bajo nuevos paradigmas q Análisis de riesgo Administración de portafolio q Aversión al riesgo q Porque hay exitos de Compañias nuevas en areas consideradas marginales?

Compañía A CONOCIMIENTO No se perfora hasta que los niveles de riesgo son “aceptables” El conocimiento se estanca El riesgo no puede ser evaluado apropiadamente por falta de datos Pocos proyectos son perforados Areas inactivas por largos períodos Compania B Perfora antes de la meseta de conocimiento Pozo exploratorio = salto de conocimiento Mejor apreciación del riesgo TIEMPO El potencial del área se conoce tempranamente Incorporación de Reservas / Producción

Que tenemos por delante? Ø En los próximos 20 -30 años el mayor desafío del Upstream será el desarrollar sus actividades en un ambiente de mayor madurez , condiciones operativas altamente limitantes ( menor productividad por pozo, altos cortes de agua, replanteo de la metodología de recuperación asistida, yacimientos nuevos de menor envergadura, etc. ) Ø La exploración, necesariamente, ira hacia áreas de mayor riesgo Ø Debería incentivarse la participación de mas Operadores, triplicando o cuadruplicando los existentes. Deberían de estructura mas pequeña para operar eficientemente yacimientos marginales y/o puedan explorar en áreas con “premios” moderados. Ø Implementación de la Operación de las Áreas “Por profundidad”, comenzando con la devolución de niveles profundos que no han tenido actividad exploratoria reciente. Ø El desafío no es Empresa Privada versus Estatal, o “Argentinizada” sino Operadoras eficientes adaptadas a un ambiente de baja productividad por pozo y áreas maduras

Síndrome 2016 Objetivo ØEvitar llegar al 2016/2017 y tener la terminación de todas las Concesiones prácticamente al mismo tiempo. ØEvitar la disminución de inversiones desde varios años antes de la expiración Una propuesta que podría considerarse es: ØExtender la Concesión de los yacimientos claves, que concentran mas del 70 -80%, tanto de las reservas como la producción; y que en general muestran adecuados niveles de inversión. ØImplementar la devolución anticipada de las áreas sin actividad ( Ley 17319) o actividad reducida dentro de las actuales Concesiones de explotación. Podría negociarse un periodo de prórroga en el que el actual Concesionario debiera presentar un Plan de Exploración Complementaria asociado a otra Compañía.

Incentivo a la Exploración Ø Implementación de políticas que incentiven la reactivación de toda área de baja o nula actividad. Ø Implementación de los derechos por profundidad Ø Pasar del actual esquema de retenciones con precio máximo para el petróleo, a un precio interno con retenciones pero referenciado al WTI. En lugar de un precio máximo podría establecerse un porcentaje del WTI como “techo”. Por ejemplo, 60% del WTI. Ø En el caso del gas, alineación de los precios internos al valor regional, por ejemplo un 80% del valor que se paga a Bolivia. Generando un inmediato traspaso de recursos a reservas. Ø Regalías variables (por precio, volumenes, calidad). Ø Disminución de Regalías hasta repago de inversión, luego incremento de las mismas por arriba del promedio para proyectos específicos con alta demanda de inversión en investigación y desarrollo y alto riesgo de inversión. Ø Un área de Exploración no puede tener regalías mas altas que un área de Explotación. Esto es un desincentivo directo a la Exploración.

Marco Legal Ø Nueva Ley de Hidrocarburos que deberá definir las Políticas del Área. Ø Esas Políticas, deberían estar focalizadas a lograr una Industria mas diversificada, con mayor numero de “jugadores” y apta para ser eficiente en un ambiente general de incremento de la “madurez”. Ø El Estado debería fijar las Políticas y la Industria definir las Inversiones, en. . . base a esas Políticas; por lo tanto, parecería ser altamente conveniente una. . . discusión abierta de las posibles alternativas entre todos los sectores. . . . involucrados. Es nuestra responsabilidad ante la Sociedad.

Valor para la sociedad r de tener todo el sistema funcionando, la fuerza laboral activa, yacimientos, erías, sistema de transporte, marketing y mitigar la necesidad de importación de. energía tiene un VALOR concreto para la Sociedad No son solo regalías o tarifas No es lo mismo producir un m 3 de petróleo o gas, que importarlo