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Vaca Muerta hoy: verdades y espejismos

03/12/2015 | ARGENTINA | Notas Destacadas | 2382 lecturas | 141 Votos



El 16 de noviembre del 2014, analiz谩bamos el futuro de Vaca Muerta ante la ca铆da de precios del petr贸leo en el mundo. Un panorama complejo comenzaba a construirse donde el descenso del WTI era el factor condicionante de proyectos No Convencionales (Shale y Tight). En ese momento el WTI rondaba los 80 d贸lares y los productores de yacimientos No Convencionales comenzaban a considerar inviable su desarrollo.




Hoy en 42 d贸lares, el precio del barril genera p茅rdidas hasta en algunos yacimientos Convencionales que se desarrollan bajo recuperaci贸n asistida en campos maduros. La condici贸n multifactorial que sostiene la tendencia a continuar el descenso en el precio del WTI (53% de ca铆da en 12 meses) no habilita ninguna proyecci贸n a corto plazo y como consecuencia se registran hist贸ricos derrumbes financieros y econ贸micos en los balances de las principales firmas energ茅ticas mundiales.

El desplome de la cotizaci贸n del crudo ha mermado en 51.000 millones de d贸lares las econom铆as de las cinco grandes petroleras privadas (ExxonMobil, BP, Shell, Chevron y Total) en los nueve primeros meses de 2015.

Como consecuencia las empresas han reducido gastos administrativos, prospectivos, operativos y de servicios, lo que ha provocado despidos en cadena. En lo que va de a帽o, se han recortado m谩s de 100.000 puestos de trabajos en todo mundo. La principal causa de la ca铆da del precio del petr贸leo es la sobreoferta. Estados Unidos pas贸 de producir 5,6 millones de barriles diarios en 2010 a 9,3 millones a fines de 2014, es decir un crecimiento del 68% en la producci贸n. El incremento se debi贸 al desarrollo de recursos Shale que desde el 2008, produjo una enorme sobreoferta a nivel mundial.

El cambio que introdujo el Fracking a escala industrial permiti贸 explotar los recursos de Shale y Tigth que t茅cnicamente eran inviables y antiecon贸micos. Con esta pr谩ctica de estimulaci贸n y el desarrollo de pozos dirigidos y horizontales, Estados Unidos se ubic贸 en el a帽o 2012 como tercer pa铆s productor de petr贸leo a nivel mundial, superado solamente por Arabia Saudita y Rusia. Desde el 2013/14, Rusia lidera la producci贸n con m谩s de 11 millones de barriles diarios mientras que EEUU y Arabia Saudita producen similares vol煤menes y alternan el segundo puesto en el ranking seg煤n la fuente consultada.

Ante esta situaci贸n y con una evidente intenci贸n de Dumping, la OPEP decidi贸 en noviembre 2014 mantener los niveles de producci贸n con lo que se satur贸 el mercado y en consecuencia bajaron los precios de los hidrocarburos. Todo este proceso de ca铆da fue favorecido por la menor demanda de energ铆a producto de la desaceleraci贸n econ贸mica de China y Europa. El reciente levantamiento de las sanciones a Ir谩n suma otro fuerte protagonista que incrementar谩 la producci贸n en ese pa铆s y en consecuencia dispondr谩 mayores reservas en el mercado.

Algunos pa铆ses como Venezuela (productor mundial #13) ha intentado en reiteradas oportunidades que, las naciones pertenecientes a la Organizaci贸n de Pa铆ses Productores de Petr贸leo, reduzcan su cuota de producci贸n para lograr as铆 el aumento del barril del petr贸leo. Sin embargo, la semana pasada los representares iran铆es rechazaron la solicitud del presidente Nicol谩s Maduro de reducir su producci贸n y contrariamente a la demanda venezolana, la OPEP ha aumentado su producci贸n diaria en 108.000 barriles, alcanzando los 32.316 millones en agosto 2015, cuando su compromiso era no superar los 30 MBPM.

Este panorama aleja la esperanza de un precio mayor del crudo en los pr贸ximos meses y genera un incierto escenario durante el pr贸ximo a帽o. La OPEP discutir谩 nuevamente el tema el 4 de diciembre, fecha en la que los expertos aseguran que tampoco rebajar谩n las cuotas.

Situaci贸n de Argentina

Desde la estatizaci贸n de la mayor铆a accionaria de YPF en abril de 2012, en la Argentina se vive una realidad diferente a la del mercado global de hidrocarburos. El gobierno decidi贸 sostener un precio del barril en el mercado interno a 77 d贸lares como incentivo para incrementar la producci贸n en el pa铆s, en el marco de d茅ficit comercial en materia de energ铆a.

Es decir que con cotizaciones de 43 d贸lares por barril a las petroleras que operan en nuestro territorio no les conviene exportar, sino vender su producto fronteras adentro a los USD 77 del crudo. Este valor de barril 鈥淐riollo鈥, se transfiere a los costos de combustible. En la Ciudad de Buenos Aires el valor del litro de nafta s煤per de YPF se paga $12,45, mientras que la Infinia se vende a $14,02. Con un d贸lar comercial de $9,50, representan USD 1,31 y USD 1,47 respectivamente.

Desde la estatizaci贸n de YPF hace tres a帽os, el aumento en las naftas registr贸 un incremento que supera el 256% mientras que el barril de petr贸leo en el mercado internacional vale 58% menos. Seg煤n datos del sitio especializado Global Petrol Prices, la nafta regular medida en d贸lares por litro cuesta USD 1,22 en Chile, USD 1,12 en Per煤, USD 1,11 en Paraguay, USD 0,93 en Brasil, USD 0,72 en Colombia, USD 0,52 en Bolivia, USD 0,44 en Ecuador y tan s贸lo dos centavos de d贸lar en Venezuela, que tiene el combustible m谩s barato del mundo.

La realidad de Argentina es que el precio del petr贸leo est谩 subsidiado y el aumento en los combustibles representa una contribuci贸n proporcional al barril 鈥淐riollo鈥, por eso vemos que el WTI baja pero en Argentina los combustibles suben. A pesar de los altos valores de las naftas en nuestro mercado, YPF que tiene una participaci贸n del 60% del servicio minorista de combustibles, ha aumentado los precios en un 9,1% en lo que va del a帽o, mientras que el peso se ha desplomado un 12% (vale recordar que los costos de la industria est谩n dolarizados). El factor electoral pudo ser el condicionante de mayores aumentos y suma otro atraso tarifario a la gesti贸n del nuevo gobierno.

Entre 2013 (cuando empez贸 el r茅gimen de subsidios) y noviembre de 2015, el sector petrolero habr谩 recibido contribuciones por $ 32.706 millones. Entre 2014 y este a帽o, YPF hab铆a recibido casi 70% de los fondos disponibles para premiar los aumentos de producci贸n. La mayor parte de los fondos para subsidiar la actividad petrolera se destinan a premiar aumentos en la oferta de gas y crudo.

Otra parte va a cubrir la importaci贸n. En d贸lares, la suma es enorme: al tipo de cambio de $9,70, representa USD 3.417 millones, un 13% de las actuales reservas contables del Banco Central. Tanto el a帽o pasado como el presente, YPF se llevar谩 cerca de 7 de cada 10 pesos. As铆 se desprende del cruce de datos del Ministerio de Econom铆a y documentos que la compa帽铆a envi贸 a la Comisi贸n Nacional de Valores (CNV).

El recientemente nuevo presidente, Ing. Mauricio Macri, ha definido mediante su equipo de trabajo cu谩l ser谩 su pol铆tica en materia energ茅tica y le dedicar谩 un cap铆tulo especial al futuro de YPF. Dividi贸 el mapa de necesidades energ茅ticas en dos: las importantes y las urgentes. Entre las 煤ltimas sobresale el reordenamiento de los marcos regulatorios de casi todas las actividades, en especial las relacionadas con la prestaci贸n de servicios p煤blicos, como el gas y la electricidad. Tambi茅n dividi贸 las 谩reas de trabajo en seis: petr贸leo y gas, electricidad, energ铆as renovables, nucleares, planeamiento/ahorro y eficiencia. Esas nominaciones son, a su vez, las posibles divisiones de un potencial equipo para atender la pol铆tica del sector.

Vaca Muerta

Los subsidios han sostenido la actividad de desarrollo en reservorios No Convencionales. En octubre se alcanzaron los 1.035 pozos entre Shale y Tight, de los cuales 808 est谩n en producci贸n. Sin embargo s贸lo 403 pozos fueron de Shale oil en Vaca Muerta, que generan el 4% del recurso a nivel nacional y casi el 10% de la Cuenca Neuquina. Los pozos de Shale gas no llegan a 30.

Los altos costos de perforaci贸n y terminaci贸n en recursos No Convencionales condicionan y limitan su desarrollo hasta hacerlos antiecon贸micos. El lifting cost (costo de extraer un barril de petr贸leo) se increment贸 en Argentina un 14% en el tercer trimestre 2015. En reservorios No Convencionales como Loma Campana, este valor ronda los USD 90.

Con este panorama econ贸mico mundial, las empresas extranjeras redujeron planes de inversi贸n, se deshacen de activos y expulsan personal mientras que YPF  sigue enterrando d贸lares en los pozos de Vaca Muerta sin asumir las p茅rdidas que este play significa hoy. El argumento de 鈥渃ontenci贸n social鈥, mantenimiento de base laboral, etc. es tan cuestionable como de exclusivo car谩cter pol铆tico. Las presiones sindicales, de empresas de servicios, provinciales y regionales conspiran para lograr el sinceramiento que la realidad econ贸mica impone pero inevitablemente la pr贸xima gesti贸n gubernamental deber谩 decidir la suerte de Vaca Muerta y otros plays No Convencionales.

Seg煤n los n煤meros entregados por YPF en octubre a la Comisi贸n Nacional de Valores, la inversi贸n en bienes de capital (o capex, acr贸nimo en ingl茅s de capital expenditure), aument贸 un 14,1% a 15.700 millones de pesos en el tercer trimestre 2015, pero a su vez, el flujo de caja de la compa帽铆a se redujo casi un 50% a 9.728 millones de pesos. Esta combinaci贸n, acompa帽ada de costos que subieron un 16,3%, impact贸 fuerte en la utilidad de YPF, que se derrumb贸 un 42%.

Si algo faltaba para ensombrecer a煤n m谩s el horizonte de Vaca Muerta, la Corte Suprema de Justicia orden贸 a YPF que "haga p煤blicas" las cl谩usulas secretas de su acuerdo con la petrolera estadounidense Chevron sobre la explotaci贸n de hidrocarburos en el yacimiento Loma Campana en la provincia de Neuqu茅n. Al momento de conocerse las mismas pueden suscitarse complejas situaciones y hasta recursos judiciales intentando rescindir el contrato. Pr谩cticamente sin socios y sin capitales genuinos de inversi贸n, Vaca Muerta es un espejismo que se diluye en el vasto desierto de lo ut贸pico.

* Por Carlos Alberto Dagna, Ge贸logo 鈥 Universidad Nacional de C贸rdoba. Master en Auditor铆as Ambientales - INIEC, Espa帽a.

Fuente: Carta Financiera

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