Un escenario complejo es el que tienen hoy las empresas petroleras no sólo en Chile, sino que a nivel mundial. El desplome de los precios del petróleo, a lo que se suma una baja en los valores de los contratos de GNL a nivel mundial -con perspectivas de seguir cayendo este año- tiene a varias compañías revisando sus inversiones.

Pese a lo pequeño del mercado local y al escaso potencial de producción, Chile no está ajeno a esta realidad. Para varios en la industria gasífera, lo lógico es que las inversiones de los privados se revisen principalmente en exploración, a la espera de que se defina sobre qué ocurrirá en esta industria.

Pero la duda también recae sobre la propia ENAP.

Esto, porque la baja de precios actual es muy similar a la ocurrida en 2008, dando como resultado un forado de más de US$1.000 millones a la petrolera estatal, que compraba crudo a precios más altos que a los que vendía, pues semana a semana los valores se desplomaban.

Pero esta vez, la empresa está prevenida. La estatal ha señalado por diversos canales que esta vez no se verá afectada, principalmente porque actúa la política de coberturas que la empresa instaló tras aquella crisis. Sin embargo, sí se asume que habrá una baja del Ebitda.

De las dos líneas con que cuenta la estatal, producción y refinación, es la primera la que debiera verse más afectada, aunque eso no significará necesariamente que habrá pérdidas pues el costo de extracción de cada barril de petróleo ronda los US$25, lo que de todas maneras asegura un margen de ganancias, pero significativamente menor que hace unos meses.

“En el caso nuestro, siempre la baja del barril de petróleo va a afectar al negocio. Pero a diferencia de  las privadas que operan en Magallanes, como Geopark, Petromagallanes y otras, cualquier barril que ENAP produzca a costo sobre US$30 o US$40 ya es rentable. Hoy se opera a un costo aproximado de US$25 a US$28 de extracción; de ahí para arriba es margen”, destaca Jorge Fierro, presidente de la Federación Nacional de Trabajadores del Petróleo y director de la estatal.

El representante sindical advierte que lo que se estaría estudiando es aumentar la producción de petróleo para intentar paliar la baja de los márgenes, tema que según cuenta ha sido analizado por el directorio de la empresa.

A esto se suma que el plan de inversiones se mantendrá inalterable. Recientemente, el gerente general de la compañía, Marcelo Tokman, informó que se invertirán US$245 millones en proyectos de exploración y producción (E&P) en el bloque Arenal de Tierra del Fuego, con el objetivo de asegurar el abastecimiento de gas para la región por los próximos veinte años.

“ENAP mantiene su programación de inversiones y operaciones en producción de crudo y gas para 2015. En el escenario actual, no estaríamos afectados en relación con nuestras campañas de exploración y explotación en la zona de Magallanes, ya que para efectos de producción de gas tenemos presupuestada una campaña que nos permita cubrir con éxito la demanda del próximo año, lo que en esa zona es nuestro principal foco, y para efectos de crudo, vamos a priorizar invertir en algunos de nuestros yacimientos en Magallanes en la zona de Intracampos. En eso, nuestro plan se mantiene intacto y no se han decidido modificaciones hasta ahora”, señaló oficialmente la empresa estatal.

De lo que persisten las dudas es sobre lo que harán los privados. Desde la industria hay quienes creen -el propio Fierro señala haber recibido “señales” al respecto- que las otras operadoras revisarán sus inversiones, pues los actuales precios del petróleo obligarían a mantener la cautela.

Desde Geopark, la principal operadora privada de gas y petróleo en Magallanes, señalan que los planes se mantienen inalterables y que para 2015 no hay recortes programados ni de inversión ni de producción.

Sin embargo, cercanos a la compañía aseguran que es normal que se revisen las inversiones en un escenario como el actual, algo que están haciendo muchas empresas petroleras a nivel mundial. Anuncios en esa línea podrían venir una vez que se den a conocer los resultados anuales, lo que ocurrirá en las próximas semanas, en respuesta al movimiento de la acción que ha caído 55,6% en los últimos cuatro meses en la bolsa de Nueva York.

Una fuente de la industria añade que la revisión es lo lógico, pues mientras no se despeje cuál será la estrategia de las grandes petroleras internacionales lo normal para las empresas -incluso para ENAP- sería hacer al menos una revisión de las inversiones. 

En la estatal, lo que pase con los privados será tema de debate, teniendo como antecedente lo ocurrido con los bloques petroleros adjudicados a privados en 2007, pues varios de ellos fueron vendidos o abandonados.

“Nosotros hemos planteado, eso se puede decir así, revisar cómo están operando las empresas operadoras que tienen bloques licitados por CEOP porque hemos escuchado que varias de ellas están pensando en salirse”, dice Jorge Fierro.

Desde ENAP prefirieron no comentar “lo que hacen otros actores de la industria”. Respecto de los CEOP vigentes en sociedad con otras empresas, la firma señaló que “acuerdos de confidencialidad vigentes nos impiden realizar declaraciones públicas en relación con la actuación de los socios en los CEOP en que participamos. Nuestro directorio recibe la información completa y pertinente respecto de los efectos del escenario de precios del crudo y como se dijo, no se han alterado nuestros programas de inversión y operaciones en Magallanes”.

¿Se repite la historia?

En 2007, el Gobierno licitó una serie de bloques de exploración petrolera, en un proceso que lideró la entonces ministra de Minería y Energía, Karen Poniachik, y que despertaron gran interés de operadores privados, que destinaron, según estaba programado, unos US$267 millones en trabajos de exploración. 

Pero apenas meses después de que se firmaran los contratos el precio internacional del petróleo se desplomó, lo que modificó los planes de las empresas. De las que siguieron, la mayoría no encontró recursos atractivos por lo que el interés decayó y fue la ENAP la que prosiguió con el liderazgo en exploración en Magallanes.

Las compañías exploratorias se encontraron con una serie de inconvenientes que no les permitían extraer, de una manera económicamente viable, los recursos. Por esta razón, comenzaron un proceso de desinversión de estos bloques, lo que ha permitido la consolidación de dos grandes operadores en Magallanes: Wintershall y Methanex, además de la ENAP.

Una de las primeras en salir fue IPR Manas Energia, que se quedó con el bloque Tranquilo, en Magallanes. En 2008, apenas un año después de su adjudicación, decidió traspasarlo a “un grupo de empresas locales”, pues el yacimiento no era del tamaño esperado. Lo mismo sucedió con varias empresas. Finalmente, la mayoría de esos bloques fue vendido o abandonado.

“Cualquier empresa petrolera que está operando en el país o en el extranjero, por principio tiene que integrar exploración, explotación, refinación y distribución. Esa es una visión clásica de lo que debe ser una empresa. ENAP no está fuera de eso”, señala Enrique Dávila, ex gerente general de la petrolera estatal y actual presidente del directorio de la Fundación Chile 21.

Desde esa testera, Dávila sigue muy atento el devenir de la compañía estatal, la más activa en exploración y explotación de hidrocarburos en Magallanes. 

¿Qué debiera hacer ENAP en Magallanes frente a la baja en el precio de los hidrocarburos?

Las iniciativas son de mediano plazo. Cualquier desarrollo de un pozo petrolero toma entre dos a cinco años, por lo tanto, los incrementos o las bajas de precio pueden ser coyunturales o aparentemente por un plazo un poco más largo. Dada la estructura internacional de oferta y demanda, también afectan a los costos de capital o de operación y exploración, que en este caso disminuyen. Por lo tanto, hay que mantener el ritmo de inversiones.

¿Igual cosa para el negocio del gas?

Sí. En el caso de Magallanes, sobre todo porque en los últimos años se han hecho prospecciones y se ha sido exitoso en gas natural, por lo que hay que mantener eso. En petróleo, el incremento ha sido bueno también porque Chile es un importador neto. Por eso, desde ese punto de vista no deberían haber cambios en los proyectos de producción y explotación en Chile por parte de ENAP.

¿Eso corre también para los privados?

Los privados son petroleras que tienen su propia cartera de proyectos y quizás lo que podría ocurrir, y de hecho está ocurriendo a nivel mundial, es que se podría ver afectada la exploración y explotación con sistemas nuevos como es el caso del shale gas y tight gas, que tiene un costo mayor de exploración y explotación. Pero insisto, los plazos de inversión son de más largo plazo como para alterar significativamente los planes.

¿No ocurrió eso mismo para los CEOP de 2007? Finalmente la mayoría de las empresas abandonó sus faenas.

En ese proceso hubo éxito y también fracasos. Muchas empresas buscaron y simplemente no encontraron. Eso tiene que ver con las reservas para explotarlas, pues en muchos casos eran insuficientes. Ahí las empresas terminaron sus plazos y tuvieron que dejar abandonados los bloques, pero en aquellos en que sí hubo hallazgos se continuó. En 2010, nuevamente se hicieron inversiones en Tierra del Fuego, liderados por la ENAP, que se asoció con privados y los desembolsos fueron de US$166 millones. Así que en ese sentido creo que no debiera alterar los planes.