Forbes Argentina
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Los CEOs de las principales compañías del sector analizan la gran promesa no convencional en un contexto crítico. Cuándo podrá argentina encontrar sudestino de autoabastecimiento y exportación y cómo lograr que sigan las inversiones.

09 Septiembre de 2020 08.30

Es más complejo. El esquema presentado por Kulfas prevé licitar 70 millones de metros cúbicos por día en contratos fijos de cuatro años con un precio tope de US$ 3,4 por millón de BTU. La cifra refleja el abrupto cambio en los precios experimentado desde mayo de 2011, cuando se perforó por primera vez la plataforma no convencional. En 2012, cuando Axel Kicillof  presentó el primer Plan Gas de estímulo a la producción, el precio establecido fue de  US$ 7,5, alrededor de 3 veces más que el precio promedio de mercado, pero considerablemente debajo del que se pagaba por las importaciones desde Bolivia (cerca de los US$ 11) y de los exorbitantes US$ 16 que llegaron a pagarse por GNL en aquellos años. La segunda versión del plan llegó con la célebre Resolución 46 de Juan José Aranguren, que estableció un esquema de reducción de cincuenta centavos de dólar por año desde los US$ 7,5 originales. 

Aquellos estímulos generaron un boom de perforación liderado especialmente por Tecpetrol, la rama petrolera del Grupo Techint. Pero, como señalaron sus críticos, derivó en dos problemas: por un lado, una sobreoferta de gas que no tenía dónde ser colocado en los meses de baja demanda y tiró abajo los precios. Y, por otro, un monto de subsidios comprometidos que el Estado nacional no resuelve cómo pagar al menos desde abril de 2019. 

Esos subsidios, sumados a saldos impagos de los planes Gas I y II y el régimen de compensación por devaluación firmado por Mauricio Macri en el DNU 1053, suman unos $ 22.000 millones que el nuevo Gobierno se había comprometido a cancelar en un cronograma de pagos, un gesto para acercar posiciones en tiempos de tarifas congeladas. Como si el panorama no fuera suficientemente complejo, a fines de julio el Senado decidió rechazar el 1053 con los argumentos de Federico Bernal, el titular del Enargas, quien denunció penalmente al ex-ministro Aranguren por el mismo régimen que el Gobierno había aceptado respetar. 

Este tipo de desaveniencias son las que llevan al consultor Alberto Laverán a plantear: “Si yo tuviera que elegir entre exportarle gas a Chile a US$ 3,25 o garantizar un Plan Gas a US$ 4,5, le vendo a Chile”. Del nuevo esquema, Laverán sin embargo destaca la novedad del fideicomiso de US$ 500 millones puesto en garantía para asegurar los pagos comprometidos.

En medio de las negociaciones se filtra una preocupación generalizada: la provisión de gas para el invierno 2021, complicada por la paralización de los pozos. “El faltante del año que viene va a ser gigantesco”, afirma Gerold. Pero al mismo tiempo desestima el costo fiscal de importaciones de LNG por un marco de precios que, aunque se recupere, seguirá en niveles muy bajos. Para este invierno, Argentina compró lo necesario para completar la demanda del pico con precios por debajo de los US$ 3 por millón de BTU, la mitad de lo pagado en 2019 y un tercio respecto de 2018. Gerold cree que en 2021 el precio no superará los US$ 4,5. Y que además Argentina no debe temer a los faltantes en invierno, sino preocuparse por desarrollar un mercado de exportación que habilite los dólares que hagan falta  para cubrir ese déficit, si es que existiera.

La contracara de este nivel de precios, por supuesto, es un panorama menos interesante para Vaca Muerta. Si hasta 2018 en el mercado daban por sentada la necesidad de que Argentina construyera su propia planta de licuefacción de gas para exportar, esa inversión estimada en por lo menos US$ 5.000 millones es algo para “repensar”, como dice el CEO de YPF, Sergio Affronti. 

Pese a las complicaciones, Vaca Muerta sigue trayendo noticias interesantes como el acuerdo de servicios de deshidratación, filtrado, regulación y medición de gas que firmaron Shell y TGS. El proyecto, valuado en US$ 7 millones y acordado para un plazo mínimo de dos años, contempla una capacidad de procesamiento de hasta 1 millón de metros cúbicos por día en el bloque Bajada de Añelo. En diciembre, TGS ya había finalizado las obras para la construcción de un gasoducto de 150 km y una planta de acondicionamiento que permiten captar el gas no convencional de la cuenca neuquina e inyectarlo a los gasoductos troncales de todas las regiones del país. 
Mientras algunos sectores en el Gobierno se entusiasman con la idea de llevar gas a Brasil (lo cual para Gerold y Laverán es, por ahora, inviable), el proyecto del gasoducto desde Vaca Muerta hasta San Nicolás está, de mínima, en stand by. 

Sergio Affronti: "YPF tiene la responsabilidad de marcar el camino”

En una de sus escasísimas apariciones en los medios, el flamante  CEO de YPF respondió a un cuestionario de Forbes. Afirma que “lo más adecuado es repensar los proyectos una vez superada esta situación” y destaca que la compañía es “confiable y activa en el mercado de capitales”. 

¿Qué evaluación hacen del último semestre en el sector en general, entre las restricciones derivadas de la pandemia, la caída de la demanda y los precios a nivel global? ¿Cambia esta crisis la mirada sobre Vaca Muerta? 

La pandemia COVID-19 generó una situación inédita a nivel mundial que afectó el funcionamiento de la economía en general, y a la industria de hidrocarburos en particular. Especialmente, el aislamiento como medida preventiva de contagio afectó la demanda de combustibles por la falta de movilidad de las personas. Lo que vemos en el mundo y en el país es que, cuando se van flexibilizando las medidas, la demanda se va recuperando. A su vez, la caída en la demanda generó una sobreoferta de crudo a nivel mundial que impactó inicialmente en los precios, que lentamente se fueron corrigiendo hasta llegar a los niveles actuales. En el país, el Gobierno nacional estableció el barril criollo, medida orientada a proteger la actividad de exploración  y producción de petróleo en un momento complejo para la industria. 

En YPF, logramos en el corto plazo manejarnos con extrema prudencia y con un fuerte foco en reducir costos y mejorar la eficiencia para asegurar la estabilidad y continuidad de las operaciones. Tenemos que seguir en ese camino, proteger la liquidez y generar una base de negocios sustentables para la compañía, y al mismo tiempo pensar en el futuro del sector. YPF es la empresa líder de la industria energética del país, y tiene la responsabilidad de marcar el camino, de pensar cuáles serán las claves para generar valor para los argentinos. Vaca Muerta ocupa un lugar estratégico en la visión de futuro de la compañía, y al mismo tiempo tenemos que sumar todos nuestros recursos convencionales y buscar nuevas oportunidades para agregar valor al petróleo y al gas que producimos.

YPF consiguió un buen resultado en el canje de sus Obligaciones Negociables, ¿cómo se perfila la situación financiera de la compañía y qué posibilidades tiene de captar financiamiento? 

La operación de canje de las Obligaciones Negociables con vencimiento en marzo 2021 nos permitió dar un gran paso en el proceso de ir despejando el horizonte financiero de la compañía. Tomamos una actitud proa tiva que fue muy bien recibida por el universo inversor al que le ofrecimos una propuesta económica razonable para acompañarnos con el esfuerzo de extender los plazos de vencimiento de los títulos de deuda. Esto demuestra que seguimos siendo una empresa confiable y activa en el mercado de capitales, lo cual seguramente nos permita continuar accediendo a fuentes de financiamiento de mediano y largo plazo tanto en el mercado internacional como en el mercado de capitales local, tal como lo hemos estado haciendo en los últimos meses con emisiones en pesos y dolar-linked, con muy buena respuesta. 

¿Qué repercusiones tendrá este parate de la industria en el corto plazo? Particularmente en gas, ¿corre peligro la provisión para el invierno 2021? 

Estamos trabajando  muy  seriamente  para  encontrar  el camino que permita retomar la producción de gas a precios que garanticen la rentabilidad de los proyectos. Confiamos en que vamos a poder transitar ese camino logrando alcanzar niveles de producción que permitan abastecer el núcleo del consumo del gas en invierno. Pero es importante entender también que hay un pico de demanda que se genera en invierno que siempre se abasteció con importaciones, por lo cíclico de nuestra demanda país. No nos tenemos que sorprender con esas situaciones, que son propias de la dinámica del mercado de gas en el país. 

¿Cuál es su visión respecto de los mercados de exportación, tanto de gas como de crudo? GNL, gasoductos, ¿cuál debería ser la estrategia de evacuación del gas? 

La pandemia COVID-19 trastocó todos los precios y las relaciones entre oferta y demanda de petróleo y gas en el mundo. Me parece que lo más adecuado es repensar los proyectos una vez superada esta situación. Pero tenemos que saber que la enorme cantidad de recursos que tenemos para desarrollar en Vaca Muerta no solo pueden tener como destino el consumo local. Ahí, tenemos una enorme oportunidad de generar un desarrollo que beneficie al país con un proyecto consistente de exportación de hidrocarburos o sus derivados petroquímicos. 

Sean Rooney, CEO de SHELL Argentina: “Seguimos siendo optimistas con vaca muerta"

Pese a  la  crisis  global y local, la compañía angloholandesa sigue apostando por el desarrollo de los no convencionales en Argentina. Hasta la llegada de la pandemia, estaban cerca de alcanzar los costos de desarrollo de Estados Unidos. 

¿Cómo modificó la caída de la demanda en sus planes de inversión? 

Es un contexto más complejo que el que cualquiera podía esperar, pero estamos atravesándolo con el menor impacto posible. Estamos por alcanzar la capacidad máxima de nuestra  planta de procesamiento de crudo,     con más de 10.000 barriles de petróleo equivalente diarios, y avanzando en la  construcción de una segunda planta del triple de capacidad para principios del año que viene. Nuestros planes de inversiones sufrieron demoras de 2-3 meses a raíz de la coyuntura, pero seguimos adelante con el plan anual. Adaptamos protocolos, formas de trabajo y otros aspectos logísticos en pos de cuidar al personal, que es nuestra prioridad.

¿Cambió la mirada de la compañía sobre Vaca Muerta?

Nuestros planes para Vaca Muerta son de largo plazo y seguimos siendo optimistas. Desde el primer día nuestra confianza estuvo puesta en las condiciones técnicas de la formación y en la capacidad de nuestro equipo en hacer realidad esa posibilidad. Mas allá de la coyuntura, el desafío más importante para Vaca Muerta sigue siendo hacer que el costo de desarrollo sea competitivo con los costos de desarrollo de los no convencionales en EE.UU. Estábamos haciendo buen progreso al llegar a estos niveles antes de la pandemia.

¿Cómo analizan el mercado de exportación de crudo?

En julio exportamos 470.000 barriles de crudo del bloque Bandurria Sur junto a Equinor, socia nuestra y de YPF en el bloque, al que ingresamos a principios de año. Considerando la caída en la demanda de combustibles en el mercado interno mientras que se recuperaba la demanda en el mercado internacional  crearon condiciones favorables para la exportación del crudo argentino. Frente a esta coyuntura el Gobierno otorgó los permisos para dichas exportaciones. Mirando al futuro sería importante que se creen mecanismos eficientes a fin de que los productores puedan hacer compromisos a largo plazo para la exportación del crudo argentino.

Daniel Gerold, Director de G&G Energy Consultants: “No vale la pena perder tiempo en discutir proyectos fantasiosos si el país no se encamina en un sendero de racionalidad" 

Los brotes negros. La noticia más destacada por los ejecutivos y expertos del sector en los últimos meses  fue  la exportación de crudo directo desde Vaca Muerta. El desplome de la demanda a nivel local y global primero obligó a las compañías a almacenar crudo donde sea, incluso en barcos, a la espera de la normalización. El precio global se recuperó más rápido que el local, aun a pesar de la política de barril criollo, que, como señala el CEO de Raízen más adelante, fue diseñada para atender a un problema de precios cuando en realidad se trataba de un problema de demanda. En ese contexto, el Gobierno autorizó exportaciones sin retenciones a productoras como ExxonMobil, Shell y Vista, la petrolera de Miguel Galuccio. “Con estos precios -explica Gerold-, hoy un productor podría recibir alrededor de US$ 37-38 por barril, que es superior a lo que pueden pagar las refinerías localmente. Pero, a medida que se recupere la demanda local de combustibles, va a aumentar la demanda local de petróleo y va a entrar en conflicto con esas exportaciones. ¿Por qué? Porque los refinadores no pueden pagar ese precio de exportación, que igualmente es bajo, porque los precios de los combustibles están congelados desde diciembre, con una devaluación que se está acelerando. Ahí vamos a un conflicto inevitable que se va a presentar este mes. Con muchos pedidos de exportación y refinerías que quizás no tienen todo el crudo que van a necesitar. No creo que haya un problema grave de corto plazo, pero en algún momento esto se va a tener que equilibrar”. 

Ese fino equilibrio tiene como primera medida una variable  a  atender: el costo  mínimo  de  producción  o “break even”, en el  que  Vaca  Muerta está demostrando niveles de competitividad destacables. Los geólogos de las principales compañías elogian la “calidad de la roca”, que sumada a los 10 años de experiencia en perforación y extracción no convencional ponen al país al nivel de Estados Unidos. Aunque es imposible de estandarizar, el break even en Vaca  Muerta  está  en  un rango de entre US$ 35 y US$  45. Allí juega también el efecto de la devaluación en los salarios de los petroleros y la “actitud constructiva” de los sindicatos en medio de semejante crisis. Con un precio del crudo que el año que viene rondará los US$ 50, faltará mucho para que vuelvan a verse precios prepandemia. En eso talla la experiencia aprendida en 2020 por los bancos que financiaron los proyectos no convencionales en Estados Unidos: “Ahora  está claro que siempre se está  a tiro de que Rusia y Arabia Saudita bajen los precios. Por eso va a ser difícil financiar proyectos, y eso vale también para Argentina”, explica Gerold. 

Pero, más allá del esquema geopolítico, “lo que necesitan las productoras es que el Gobierno argentino no necesite el petróleo -afirma Alberto Laverán-. La ley argentina está hecha para manejar escasez, no exceso. El mercado argentino de petróleo es chico. Hay que agrandarlo”.