En el país, sin embargo, está por encima del resto del mundo
En el sector temen que, si se mantiene, el descenso del WTI y del Brent desincentive la inversión en Vaca Muerta. Pero también podría liberar equipos de perforación en Estados Unidos. En el Golfo San Jorge, PAE negocia con proveedores una baja del 10% del precio de los servicios.
Cuando planificaron la factibilidad del proyecto no convencional de hidrocarburos en Loma Campana, a mediados de 2013, Miguel Galuccio, CEO de YPF, y Ali Moshiri, vicepresidente para América Latina y África de Chevron, proyectaron una curva creciente para el precio del petróleo en la Argentina. El valor doméstico del crudo debía pasar de promediar los u$s 79 en 2013 a rondar los u$s 102 en 2017, es decir, cinco años después.
De ese modelo económico inicial, se desprende que la viabilidad –medida en términos de rentabilidad– de la explotación de petróleo de arcillas en Vaca Muerta –una de las formaciones de roca madre de la cuenca Neuquina– presuponía la existencia de un precio cercano a los u$s 100 por barril (ver cuadro).
La tendencia del mercado mundial de hidrocarburos, signada por una fuerte baja de la cotización del barril, con un descenso superior al 35% desde junio hasta principios de diciembre, alteró esos planes. El Brent, que grafica el valor del crudo que se extrae en el Mar del Norte, estaba a u$s 70. En tanto que el WTI, la referencia para Estados Unidos, traspasó esa barrera y llegó a tocar los u$s 65.
En la Argentina, sin embargo, el impacto no fue lineal. Un rasgo distintivo de las administraciones kirchneristas es el desacople del valor interno del crudo de los indicadores internacionales. A partir de la aplicación de un esquema de retenciones a la exportación –con diferentes formas y metodologías, está vigente desde 2002–, el importe que reciben los productores locales siempre fue, en esta última década, inferior al que se pagó en el mercado mundial. Esa situación cambió de manera abrupta en noviembre de este año.
A principios de ese mes, el Brent perforó la barrera de los
u$s 80. Pero no arrastró a la baja el precio interno del petróleo, que se mantuvo –en el caso del crudo Medanito, que se extrae en Neuquén– en u$s 84 por barril. El correlato de esa decisión fue la imposibilidad de reducir el valor de los combustibles en surtidores. Como el precio de la materia prima se mantuvo invariante, el importe de sus derivados –naftas y gasoil– no se modificó, como sí sucedió en el resto del mundo.
El cambio de paradigma se explica, fundamentalmente, por la necesidad de YPF de contar con precios altos del hidrocarburo para repagar la inversión en Vaca Muerta. También por la necesidad del Gobierno de incentivar la reactivación del upstream en su conjunto, a fin de revertir la caída de la producción de petróleo y gas, que se mantiene ininterrumpida desde hace más de 10 años.
Efectos dispares
Por todo eso, el efecto del descenso del precio internacional fue dispar. El Inversor Energético & Minero realizó un relevamiento entre los principales jugadores del sector para indagar las consecuencias de la peor baja del WTI desde el derrumbe de Lehman Brothers en 2008. A pesar de eso, en lo inmediato, ninguna de las petroleras consultadas prevé un recorte de la inversión en el segmento de exploración y producción.
“Los presupuestos para 2015 ya están aprobados, por lo que, salvo que hacia finales (Continúa en pág. 4 »)
del primer trimestre del año próximo visualicemos un retroceso muy severo de los precios, no creo que haya una merma de la actividad en los yacimientos”, analizó el titular de una petrolera con base en la cuenca Neuquina.
La principal pregunta que se hacen los empresarios es por cuánto tiempo estará dispuesto el Gobierno a mantener una diferencia (spread) tan significativa entre el precio interno del petróleo y los indicadores internacionales. “Si el WTI se mantiene en torno a los u$s 67, parece complicado que el Ejecutivo avale que el Medanito se siga pagando en el tiempo a u$s 84”, razonó el gerente general de otra petrolera.
Aun así, no es sencillo que la Casa Rosada recorte la cotización doméstica del petróleo; máxime cuando YPF tiene pendiente todavía la definición del presupuesto de inversión con Chevron en Loma Campana para 2015. Según la planificación presentada a la gobernación de Neuquén, las petroleras deberían invertir, en total, u$s 2.168 millones el año que viene. La responsabilidad de esos desembolsos se divide en partes iguales.
Sin grandes cambios
“Será clave saber si Chevron está dispuesto a invertir ese monto. Funcionará como un indicador muy claro de cómo afecta al desa-
rrollo de Vaca Muerta la baja del precio a nivel mundial”, analizó otro encumbrado directivo de la industria.
Con todo, la mayoría de las voces relevadas considera que los proyectos pilotos para evaluar y testear la producción de los campos no convencionales –en noviembre se conocieron dos nuevas iniciativas de Shell y Total por u$s 550 millones– seguirán su curso. “Las empresas asumieron compromisos, y en esta etapa exploratoria el precio de venta no es lo central”, señalaron desde una petrolera. Lo importante, desde la óptica de los privados, es perforar pozos que ofrezcan y permitan chequear el rendimiento de la roca.
Sí parece haber una ralentización en la llegada de nuevos inversores. El descenso del WTI y del Brent tuvo un efecto de amplificación de los elementos que deterioran el clima de negocios y la macroeconomía argentina, como la inflación, la crisis cambiaria y las trabas a la importación de equipos. “Teníamos previsto para diciembre la visita de unos inversores de Norteamérica, pero la postergamos hasta tanto no tener un panorama más claro en cuanto a qué sucederá con los precios”, reconocieron allegados a la empresa canadiense.
En el Golfo, más perjudicados
Desde un crisol más positivo, algunos directivos optan por ver el vaso medio lleno. En ese sentido, destacan que si la retracción de los precios genera una desaceleración de la perforación del shale en Estados Unidos, la Argentina podría verse beneficiada en forma indirecta por una mayor oferta de equipos de drilling y fractura. “Si el valor del WTI continúa en estos niveles, es probable que en tres meses se libere una buena cantidad de unidades de fractura y perforación que hoy están abocados a Estados Unidos”, pronosticó una de las fuentes indagadas.
La situación en el Golfo San Jorge es distinta. La cuenca tiene una particularidad: allí se produce el petróleo que se exporta, porque las refinerías locales no están equipadas para procesar todo el petróleo pesado –denominado Escalante y Cañadón Seco– que se explota en Chubut y el norte de Santa Cruz. Por ese motivo, los productores –liderados por Pan American Energy (PAE)– están más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales.
Por caso, PAE –propiedad de la británica BP y de Bridas, el holding de la china Cnooc y los hermanos Bulgheroni– exporta alrededor de un 30% de su producción. A los valores vigentes a principios de diciembre, la compañía cerca de u$s 60 por cada barril de Escalante que enviaba al exterior; un 30% menos que en julio pasado, cuando cobraba u$s 85. El descenso también afecta, aunque en menor medida, a YPF y la china Sinopec.
En ese contexto, PAE convocó a todos sus proveedores a fin de renegociar la tarifa de los servicios petroleros. La intención de la empresa controlada por los Bulgheroni es que sus contratistas acepten una baja de hasta un 10% en lo que facturan por prestar servicios en el Golfo San Jorge.
“PAE entiende que el descenso de los precios internacionales no es un fenómeno esporádico, sino que se mantendrá durante algún tiempo. Por eso apunta a que los proveedores y también los sindicatos actúen con racionalidad y accedan a reducir el valor de sus servicios para garantizar la explotación de Cerro Dragón”, expresaron allegados a la compañía. ›|‹
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Galuccio: “Hay que bajar los costos”
El presidente de YPF, Miguel Galuccio, aseguró en diciembre que el proyecto de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta “no está en riesgo” a pesar de la caída del precio del crudo a nivel internacional, ya que la demanda “no ha cambiado”, y además se puede ser “más competitivo” y “ajustar los costos”.
“No podemos decir por la foto que con Brent de u$s 65 por barril Vaca Muerta no es más rentable. Eso sería un error. Los fundamentos de la demanda de petróleo no han cambiado”, sostuvo Galuccio al contestar preguntas de los empresarios que participan de la 20° Conferencia Industrial Argentina, realizada en el Sheraton de Pilar a principios de diciembre.
El principal directivo de YPF insistió en que “Vaca Muerta no está en riesgo” y consideró que, si el precio del petróleo está en baja, “habrá que ser más competitivos y ajustar los costos”.
Galuccio consideró que “habrá que hacer que perforar un pozo no cueste u$s 7 millones, sino que dentro de tres años cueste u$s 3,5 millones”.
El directivo de la petrolera argentina explicó que la actual caída del precio el barril se debe a que “la oferta ha aumentado en el mundo, basada en el boom del shale, primero en gas y luego en crudo”. “A la vez, en los últimos cinco años hubo shocks en el petróleo que afectaron al mundo; uno fue Libia, el norte de Irán. Todo eso hace a la oferta”, añadió.
En tal sentido, afirmó que “estamos viendo la foto” y recordó que “en diciembre, cuando el Brent era de u$s 110 el barril, al perforar un pozo de 35 años no mirábamos el precio a 2 años, sino a 35”.