La caída del precio del petróleo, que en la última semana llegó a tocar los US$80 por barril, puso en alerta al sector petrolero local. Para los analistas, hasta ahora no corre peligro el grueso de las inversiones destinadas a la extracción de shale oil en yacimientos no convencionales como Vaca Muerta. Pero esta tendencia a la baja agrega incertidumbre a un sector que necesita fuertes capitales para desarrollarse.
El aumento de la oferta de crudo por parte de Estados Unidos, la recesión en Europa y la menor expansión asiática diseñaron un escenario de retracción en los precios internacionales, que vienen bajando desde julio después de haberse ubicado por encima de los US$100 en la primera parte del año. La estocada la dio Arabia Saudita, uno de los principales productores mundiales, que semanas atrás apostó a la baja del crudo como una estrategia para defender su posición en el mercado, ante la arrolladora performance norteamericana en la operación de pozos no convencionales.
Esta es también la gran apuesta de la Argentina a largo plazo. Las reservas nacionales de shale gas son las segundas más grandes del mundo y las de shale oil ocupan el cuarto lugar. De los 500.000 barriles que el país produce por día, el grueso corresponde a explotación convencional. Sólo YPF, a través de Loma Campana, en Neuquén, produce shale , con 32.000 barriles diarios de petróleo y gas, lo que lo convierte en el principal yacimiento no convencional fuera de los Estados Unidos. YPF planea llegar a 100.000 barriles en 2017 y a los 260.000 en 2025.
El precio internacional del petróleo cobra relevancia al hablar de Vaca Muerta, ya que la explotación de los yacimientos no convencionales es mucho más cara que la de los convencionales. Según datos del mercado, el costo de un pozo para el shale es de entre US$8 y 10 millones, tres o cuatro veces más que el de uno convencional. Para desarrollarse, la explotación de Vaca Muerta demanda US$37.000 millones y este año recibirá inversiones por US$5.500, según datos del gobierno neuquino.
De acuerdo con los expertos consultados por iEco, el impacto de la suba del crudo sobre las inversiones locales es limitado por dos motivos: porque los proyectos son de largo plazo y porque el precio local del barril está controlado por el Gobierno, lo que –para bien y para mal– lo distancia del valor internacional.
“No creo que la baja del crudo tenga impacto en el corto plazo porque los precios locales son aún inferiores a los internacionales. Además, en las zonas no convencionales todavía se está en una etapa de exploración para establecer cuál es la mejor forma de desarrollar los pozos. En esta etapa, el precio del barril no tiene tanta incidencia”, señala Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants.
“Esto cuestiona la estrategia del Gobierno de desarrollar los no convencionales”, dispara el vicepresidente del Instituto Argentino de Energía General Mosconi, Gerardo Rabinovich. Pero remarca que “las petroleras no toman decisiones por el precio del día. Habrá que ver si esta baja de precios es estructural o coyuntural. Si es estructural, muy probablemente el precio del petróleo en yacimientos no convencionales haga que no se ejecuten muchas inversiones”. El petróleo no convencional tiene un costo de entre US$60 o US$70 el barril, por lo que, según estimaciones privadas, el precio de equilibrio del crudo para que la producción de shale sea viable no debería bajar de US$75 por barril.
“Mucha producción en los Estados Unidos puede verse afectada por estos precios. Hay que ver cómo queda el mercado internacional, pero mi impresión es que lo que ocurre con los precios es algo puntual, que no es estructural. Los países de la OPEP se están posicionando para no perder parte del mercado. Una vez que lo logren van a volver a los precios anteriores, pero en el interín hay tiempos que pueden hacer que muchos proyectos caigan”, asegura Ravinovich. La OPEP genera 42 de los 90 millones de barriles que se producen por día en el mundo.
Para Rabinovich, la baja del barril podría complicar la salida al mercado de YPF para captar fondos con los que financiarse. La principal empresa del país toma distancia de la discusión. “La volatilidad es propia del negocio petrolero. No sería adecuado evaluar la viabilidad de Vaca Muerta por lo que está pasando hoy con el crudo”, indicaron fuentes cercanas a YPF.
Para el economista Dante Sica, “en la Argentina, un precio del petróleo en US$80 puede llegar a dejar afuera algunos proyectos, pero no implica que anule el desarrollo de los no convencionales. Por otra parte, hay que tener en cuenta que varios de los desarrollos también tienen en cuenta el valor del gas”.
Además, Sica recordó que por la intervención del Gobierno en el mercado, el precio local que reciben los productores de petróleo y con el que toman decisiones está por debajo del precio actual del WTI, el valor que se toma como referencia aquí. Según abeceb.com, el precio que se paga hoy por el crudo de Medanito, en Neuquén, es de US$75 por barril, contra US$82,95 que cotizaba el WTI el viernes. “Para el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales se necesitan condiciones regulatorias y no el esquema actual de parches”, señala Sica.
Cálculos del mercado indican que Arabia Saudita perdería entre US$10.000 y US$20.00 millones de sus casi US$750.000 millones de reservas si permitiera que los precios del petróleo bajaran hasta US$80 el barril durante un año. La Agencia Internacional de Energía pronosticó que sólo caídas más pronunciadas en el valor del petróleo afectarían significativamente las producciones de shale norteamericano, cuyo desarrollo está mucho más maduro que el de los proyectos argentinos.
El especialista Luis Stinco, consultor y profesor del ITBA, remarca que “cuando se producen estas variaciones en los precios, en general los planes de inversión no se modifican, aunque tal vez en los proyectos más grandes se empiece a afinar el lápiz. Las inversiones en Estados Unidos ya están más desarrolladas; allá las ecuaciones económicas son diferentes y eso les da más espalda. En la Argentina, lo que podría verse afectado son los proyectos más chicos: programas de perforación en los que, por ejemplo, se reduzca la cantidad de pozos de 100 a 60, o la expansión de plantas de tratamiento, o de recuperación secundaria y terciaria”, indica.
Si Arabia Saudí y Kuwait no reducen su producción de petróleo, otros lo harán. Entre los principales candidatos están los que en el primer trimestre de este año fueron, según la Agencia Internacional de la Energía, el primero, el tercero y el quinto mayores productores del mundo: Rusia, Estados Unidos y Canadá.
El caso estadounidense es obvio. Desde 2004, su producción ha crecido un 56%, es decir, 3,6 millones de barriles al día gracias al uso de la fractura hidráulica -fracking-, consistente en inyectar en cada pozo decenas de miles de toneladas de un gel formado por agua, arcillas y más de 200 productos químicos.
Si sacar un barril de crudo convencional en Arabia Saudí cuesta entre cuatro y seis dólares, el fracking en EEUU sale por entre 50 dólares, según el director de análisis de materias primas de Citibank, Edward Morse, y 75, de acuerdo con los datos de la consultora británica especializada en ese sector Wood Mackenzie. También está entre 70 y 75 dólares la extracción de petróleo de las pizarras bituminosas de Alberta, en Canadá, que convirtieron a ese país en el tercero del mundo por volumen de reservas.
Esas cifras ponen de manifiesto el problema financiero de traer a Europa las técnicas del petróleo no convencional, máxime si se tiene en cuenta que a este lado del Atlántico la regulación es más dura y los incentivos para que los propietarios de los terrenos permitan su explotación son, al contrario que en EEUU, casi nulos. Porque el fracking requiere pinchar la tierra sin parar. Eso se debe a que el rendimiento de un pozo puede caer fácilmente en un 60% en su primer año, lo que exige a las empresas perforar continuamente. Y, para ello, necesitan invertir sin parar.
Ahora, con un crudo más barato, las empresas pueden tener problemas para servir esa deuda. Aunque muchas se han cubierto del riesgo usando derivados que les permiten sortear la caída del precio, más pronto o más tarde deberán empezar a vender su producción a un precio menor. El problema se complica porque en el fracking la mayor parte de los productores son compañías pequeñas y medianas que, precisamente, suelen ser las primeras en sufrir la desconfianza de los inversores. Su vulnerabilidad a un cambio del sentimiento del mercado es brutal, como pone de manifiesto el hecho de que, según la agencia de calificación de riesgos Fitch IBCA, las compañías energéticas estadounidenses con calificación de riesgo B negativa -o sea, próxima al bono basura- han multiplicado casi por cinco su emisión de bonos, desde los 12.500 millones de euros de 2009 hasta los cerca de 59.000 de hoy en día.
Pero, aunque un petróleo barato sea un problema en estados como Dakota del Norte, Oklahoma y Texas, donde se concentra el fracking, para el conjunto de EEUU es una bendición, ya que ese país todavía importa la mitad del crudo que consume. Sólo en gasolina, una familia media de ese país ha ahorrado 50 dólares (39 euros) desde julio, de acuerdo con los datos del diario The Wall Street Journal.
Otros lo tienen mucho más complicado que EEUU o Canadá. Venezuela necesita un precio del barril a 120 dólares para tener equilibrio presupuestario. Para Rusia, esa barrera está en los 100 dólares. Es una situación dramática para esos países, porque algunos productores del Golfo Pérsico a los que el precio bajo va a sumir en números rojos-como Omán o Qatar- siempre pueden acceder a los mercados de deuda internacionales. Pero Moscú y Caracas no tienen crédito internacional.
