Analytica

VACA VIVA, VACA MUERTA

La significativa baja en el precio del petróleo en los mercados mundiales, en línea con la corrección que vienen sufriendo todas las commodities (ver Analytico “Petróleo: ¿Regreso a 1986), ha encendido en las últimas semanas luces de alerta acerca de las reales posibilidades de desarrollar los yacimientos de petróleo y gas no convencionales de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.

 Para 2015, es claro que los menores precios spot y futuros del petróleo en los mercados mundiales redundarán en un impacto positivo sobre el déficit energético (que se estima en USD1.800 MM, por caída del valor de las importaciones y de las exportaciones). Para 2015 proyectamos un déficit de USD4.200 M frente a un 2014 que por la recesión y mayores temperaturas medias ya había ajustado las importaciones en USD700 M. Es decir, desde el máximo registrado en 2013 la combinación de recesión local, clima templado y caída de precios internacionales habrá ahorrado más de USD4.100 M de importaciones que fueron compensados en parte por la reducción en USD2.600 M en las exportaciones (en este caso por la caída conjunta de precios y cantidades). Vale destacar que de los casi USD11.000 M de importaciones de energía, el 60% (USD6.600 M) corresponde a Gas Natural de los cuales el 45% viene de Bolivia y el 55% por barcos de GNL.

 En una mirada de inversión, claramente las cosas pueden cambiar si este set de precios del petróleo (y eventualmente del gas) se consolida. A 60 dólares el barril, son pocos los “fields” shale rentables en los Estados Unidos. En promedio, 65-70 dólares es el nivel de equilibrio. En campos como Eagle Ford o Bakken, de donde proviene la mayor parte de los hidrocarburos norteamericanos, ese punto de equilibrio se ubica incluso por encima de 75 dólares. Cabe recordar que los pozos estadounidenses resultan, por escala y efectos aprendizaje, los más productivos del mundo. En el caso argentino, el piloto de inversión entre YPF y Chevron establecía precios medios en un rango de 91 y 102 dólares para hacer rentable las inversiones. El presidente de YPF admitió que “El flujo de caja del emprendimiento recién comenzará a ser positivo dentro de seis o siete años”.

 Hay, sin embargo, algunos atenuantes que podrían moderar los efectos plenos de una baja persistente en los precios energéticos sobre las necesidades obvias de mayor producción en la Argentina.

 Veamos. En primer lugar, la matriz energética local demanda básicamente gas (50%), del cual la mitad –en valores- es de fuente importada (Bolivia y barcos de GNL). El precio de boca de pozo para el productor local ronda, en promedio, los 3.7 dólares por millón de BTU, mientras se pagan 13.2 dólares por las importaciones, resultando un precio medio de 6 dólares. La decisión de cuánto pagar el gas depende del gobierno, no de los mercados internacionales; fijando un precio del gas a boca de pozo atractivo para los productores podrían empezar a equilibrarse estas distorsiones crecientes. Argentina tiene más recursos de gas natural que de petróleo, lo que facilita la decisión. Históricamente, el precio del gas resultaba entre 30 y 40% del precio del petróleo. El precio del Plan Gas, de 7.5 dólares, resulta un excelente incentivo para incrementar la declinante producción de gas.

 En segundo término, el mercado local está desvinculado de los mercados internacionales del petróleo. Así como,  a través de retenciones, el productor local no se apropió de las subas de precios de los últimos años, tampoco ahora pareciera existir la decisión de trasladar las caídas de precios a los usuarios finales de combustibles, como sucede en muchas economías. Lo más probable es que el gobierno mantenga los precios internos de referencia (crudo Medanito, en 84 dólares) para alentar las actividades de perforación, a costa, por supuesto, de una transferencia de consumidores a empresas productoras. Esta posición es firmemente sostenida por los gobernadores de las provincias petroleras, en especial Neuquén, y sostiene la estrategia de la semiestatal YPF, que explícitamente mejoró su posición de caja con incrementos en los combustibles muy por encima de la tasa de inflación de los últimos dos años.

 No hay por ahora cambios de fondo en las inversiones en los principales campos de producción de gas y petróleo, aunque sí mucha más cautela. Es evidente que, ante un escenario de precios bajos, el flujo de caja de las compañías se verá afectado, complejizando la capacidad para financiar nuevas inversiones (vía deuda o acciones). En paralelo, habrá presiones para que las empresas de servicios (perforación, terminación, sísmica, etc) también reduzcan sus precios, lo que mejoraría en el margen los costos de producción, uno de los limitantes centrales a la hora de desarrollar no convencionales.

 Por el momento no existen alteraciones sustanciales a los planes de desarrollo y exploración de las operadoras principales de la industria, aunque serán necesarias evaluaciones periódicas de rentabilidad. Los planes piloto (inversiones exploratorias a riesgo) probablemente moderen su ritmo, pero continúen activas, y las inversiones menos rentables, como las de recuperación terciaria o el offshore, demorarán más tiempo en madurar.

 Las reacciones de los mercados financieros al nuevo contexto de precios está provocando caídas violentas de las cotizaciones. Ni siquiera YPF pudo capitalizar su reciente acuerdo con Petronas por un piloto de petróleo no convencional en La Amarga Chica, y su precio cayó 36% en las últimas tres semanas (de USD35 a USD22).

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