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- POLÍTICA Y ENERGÍA
Vaca Muerta: El riesgo del largo plazo por urgencias del corto. Más oil & gas y menos déficit
13/09/2019
ENERNEWS/El Cronista

JUAN MANUEL COMPTE

Mientras el sector pide una ley para blindar a la formación de la inestabilidad local, las últimas medidas hicieron ruido en los oídos de los inversores. La nueva incertidumbre con la que conviven hoy

El empresario es uno de los de mayor peso específico propio en el negocio energético. Apostador prudente, está habituado a diversificar su canasta. Faltaba un par de días para las PASO. Pero él ya se había reunido con Alberto Fernández. "¿Saben qué podría dar una señal clarísima de certidumbre y estabilidad en este momento?", apeló a sus interlocutores, en una de las coquetas salas de reuniones a pasos de su oficina.

"Una ley de Vaca Muerta", contestó él mismo rápido, sin esperar siquiera algún esbozo de respuesta. "Propuesta por este gobierno y apoyada por todas las fuerzas políticas, en especial, el peronismo", continuó. "Sería un mensaje: 'A esto, que es

"Un mensaje potentísimo. Lo más inteligente que se puede hacer en este momento", concluyó. Una semana después, ocurrió lo contrario El arrasador triunfo del binomio Fernández-Fernández –el escrutinio definitivo arrojó una grieta de casi 16 puntos– provocó una crisis política, amplificada en el mercado cambiario, donde el dólar saltó de $ 45 a más de $ 60 en un día, con una paralela demolición de los activos argentino

Una de las medidas a las que el Gobierno recurrió cuando salió del shock fue el congelamiento de naas: la suspensión de todo aumento en los precios domésticos de los combustibles por un plazo de 90 días. Pero, en una economía, nada es gratis. Alguien debía financiarlo. Y la decisión oficial fue que lo hicieran los productores.

"Digamos las cosas como son: acá no hubo negociación ni mucho menos", bramó Gastón Remy, CEO de Vista Oil & Gas Argentina, luego de la reunión a la que convocó la Secretaría de Energía para, en palabras de las empresa, informarlos sobre la decisión. "Para que quede bien claro: la industria entendía la necesidad de que alguna medida debía ser tomada y que no es lógico pasar todo el costo de la devaluación al consumidor", declaró esa misma semana Remy a Radio Mitre.

"Pero la gran discusión es cómo asumir a lo largo de la cadena de valor esa carga", indicó. Energía fijó un tope de u$s 59 para el barril de crudo, convertido a un tipo de cambio de $ 45,19. "Implica que el congelamiento es íntegramente afrontado por el productor y no por el complejo refinador", explicaban fuentes del sector. En estos valores, agregaban, el negocio de Vaca Muerta quedaba paralizado, al menos, para aquellas productoras que no están integradas (es decir, las que no cuentan con un negocio propio de downstream). "Para graficarlo, si se considera un barril de u$s 59 y se descuentan las retenciones al tipo de cambio fijado, hoy, el precio del crudo de realización (lo que el productor, finalmente, le vende al refinador) está en u$s 42,8. Inviable, con el Brent a u$s 58 y el Permian vendiendo a u$s 55. Un golpe brutal", agregaban.

El ejecutivo es el actual presidente del Instituto para el DesarrolloEmpresarial de la Argentina (IDEA). Esta misma entidad, precisamente, emitió un comunicado a través del cual expresó su "preocupación" por el decreto de necesidad y urgencia 566/2019, el del congelamiento de precios. "Además de considerar que no se dan las circunstancias extraordinarias exigidas por la Constitución Nacional para la utilización de un decreto de necesidad y urgencia la medida adoptada sienta un mal precedente que pone en riesgo el intenso trabajo que, desde el Gobierno Nacional, se viene realizando, a fin de integrarnos al comercio internacional", manifestó IDEA. 

"Las inversiones y la creación de empleo resultante requieren de reglas claras y previsibles, sostenidas en el tiempo, que protejan la libertad de comercio y el derecho de propiedad", agregó. Vista, petrolera que fundó el ex CEO de YPF Miguel Galuccio, recurrió a la Justicia. Pidió la nulidad del decreto, con la suspensión inmediata del tope al precio del crudo y la obligación para abastecer al mercado doméstico. La empresa, sexto productor de petróleo local, es un caso testigo. A fines de julio, levantó u$s 100 millones tras hacer su IPO – sigla de "oferta pública inicial" en inglés– en Wall Street. En esos mismos días, recaudó otros u$s 100 millones en dos series de obligaciones negociables (ON), de u$s 50 millones cada una, colocada en el mercado argentino. Cuando sus acciones empezaron a venderse en Nueva York, salieron a u$s 9,75.

Al cierre de esta edición, oscilaban los u$s 5,60. Entre los "factores de riesgo" que advirtió en su prospecto de emisión, figura un largo listado de imponderables derivados de la incertidumbre política argentina. Vaca herida La producción argentina de petróleo comenzó a mostrar un cambio de tendencia a partir de 2019, luego de tocar fondo durante 2018, con un promedio de producción diaria estimado en 448.000 barriles diarios, consignó un informe de la consultora KPMG.

"Las estimaciones oficiales permiten entrever que la producción de crudo alcanzará en 2019 un promedio de 560.000 barriles diarios, para comenzar a crecer a una tasa de media anual del orden del 16%, hasta 2024, y del 4% hasta 2030, llegando, ese año, a un nivel de extracción que podría alcanzar el 1,5 millón de barriles por día", agregó.

"En otras palabras, estas proyecciones estiman que el desempeño en la producción de crudo debería incrementarse en más del 200% en alrededor de 12 años", subrayó. "Con respecto al gas natural, el comportamiento reciente ha sido algo diferente, ya que, si bien mostró un desempeño decreciente en la última década, su output comenzó a revertir esa tendencia en 2015, cuando la producción anual de este recurso pasó de 113 millones de metros cúbicos al día en 2014 a 119 millones en 2015, para continuar con la misma tendencia en los últimos dos años, cuando alcanzaron los 122 millones de m3 diarios en 2017 y un estimado de 133 millones en 2018", añadió.

En 2018, puntualizó la Big Four, la Argentina recibió inversiones en petróleo y gas por u$s 10.000 millones, un 45% más que en 2017. Unos u$s 4000 millones se destinaron a no convencionales. KPMG proyecta que, para 2025, los desembolsos para shale superaran el 60% de un estimado total de u$s 29.000 millones. Se mantendrían en 2030. Pero, en un informe reciente, la consultora advirtió: "En efecto, la evolución de corto plazo de la industria global de petróleo y gas estará atada en 2019 a lo que suceda en la puja que están llevando adelante los grandes productores y exportadores de hidrocarburos, como así también a las expectativas que el mercado genere sobre la consistencia de las tendencias de la industria en el tiempo, las que resultan cruciales para determinar las variables más sensibles del negocio (inversión, la producción y los precios)".

En el trimestre anterior, habían sido 747 y 50, respectivamente. "Ya está pasando", reconoce un inversor del sector acerca de ese acercamiento al límite actual de la formación. "Se están cerrando pozos", advierte. Una primera razón es el stock actual de infraestructura, motivo por el cual el Gobierno –tras pedidos y gestiones reiteradas de los players– avanzó con las licitaciones de gasoductos para evacuar el gas. "Aunque, sin una planta de GNL, no tendría mucho sentido construirlos", razona un analista del sector. "Y eso es una inversión de miles de millones de dólares", remata. Otro punto es la restricción normativa. "Por cada despacho al exterior, tengo que recibir una autorización de Energía.

Es imposible firmar un contrato de exportaciones a largo plazo en firme, si se depende siempre de esa aprobación", razona un empresario del sector. Restricciones a las que menudo favor les hizo el congelamiento de precios, bautizado por algunos "la 125 de Vaca Muerta", más allá de la coincidencia de que ambos –el decreto 566 y la resolución que detonó el conflicto agrario en 2008– fueron redactados por la misma persona: Ignacio Pérez Cortés, jefe de Legales del Ministerio de Hacienda. "Consideramos que este DNU significa un retroceso en términos de política energética", se lee en un informe de Energy Consilium, la consultora del ex Ministro de Energía, Juan José Aranguren

. "Es la primera vez desde la desregulación de 1991 que se instrumenta de manera formal una fijación de precios directa sobre el sector. Es un desincentivo a la inversión en el sector que, de no ser prontamente subsanado en sede administrativa o judicial, generaría un precedente que será tenido en cuenta por los futuros inversores más allá de la duración de esa intervención, y los consumidores y contribuyentes, tarde o temprano, terminarán sufriendo las consecuencias", explicó.

"En particular, tiene un impacto significativo sobre la seguridad jurídica del sector, ya que es el único donde la Administración intervino los precios en perjuicio de los actores privados, en lugar de modificar la carga impositiva (como fue el caso de los productos de primera necesidad), o haciéndose cargo de las diferencias (como en el caso de los créditos UVA) u otros mecanismos que minimicen el impacto en la seguridad jurídica del sector", agregó.

La implementación de controles cambiarios tampoco contribuyó a la situación. Más, en un sector que, por ley, tenía garantizado el libre giro de divisas. Si bien las estadísticas todavía reflejan lo contrario -en julio, la producción de gas no convencional creció 93% interanual-, en el mercado se oye, cada vez, con mayor fuerza, acerca de productoras que desaceleraron sus niveles de actividad. Algunas, como consecuencia inmediata de la resolución 46 (la que recortó los subsidios a la producción de gas nuevo).

Y otras, directamente, por el cambio de reglas. Una multinacional con miles de millones de dólares comprometidos en Vaca Muerta estaría revisando toda su inversión. Otra multi -en este caso, europea-, cuyo desembolso era de cientos de millones de dólares, evaluaría la salida de sus proyectos. "Todo lo que pasó este año son cuestiones que metieron mucho ruido", asegura un cotizado consultor de varias petroleras.

"A diferencia del convencional, el shale tiene una curva de declinación mucho más fuerte. Entonces, necesita inversiones, grandes, de forma más constante, para no caer en su producción", explica. "No es que, con todo esto estén matando a la vaca. Pero sí la asfixian. Hará que su desarrollo sea mucho más lento", concluye. "El tema es que Vaca Muerta no es sólo Vaca Muerta: es el precio de los combustibles pero, también, el de la electricidad que paga un usuario o el de la naa que carga un automovilista", dimensiona un banquero focalizado en la industria energética, de activo diálogo con inversores del exterior.

¿Cuál será la postura del gobierno entrante en relación al yacimiento? ¿Intervendrá? ¿Respetará los compromisos firmados? ¿Continuará los gasoductos? ¿O revistará las licitaciones? ¿La "o-shorizará", para resguardarla del riesgo político, como aseguran algunas voces calificadas del Albertismo? ¿O se lo exprimirá como fuente de divisas, para subsidiar el desarrollo de otros sectores, como sugieren otros colaboradores muy cercanos al candidato? Más incógnitas, que se suman.

Sube la producción de gas y petróleo por Vaca Muerta

Clarín

MARTÍN BIDEGARAY

Por la mejora en la producción de gas y petróleo, el déficit de la balanza energética fue el menor desde 2011.

Gracias al aporte de las formaciones no convencionales, la producción de petróleo y gas continúa escalando. Aunque hay una declinación en la manera "convencional" de obtener esos recursos energéticos, la misma está compensada por lo que genera Vaca Muerta. Las estadísticas de julio dejaron un aumento del 4,5% internanual en petróleo y 5,7% en gas.

El déficit comercial energético de los primeros 7 meses es de US$ 314 millones. Eso representa una reducción del 82% con respecto al mismo período del año pasado (fue US$ 1.821 millones). Se trata de la balanza energética menos deficitaria para el país desde 2011.

Aunque los números son positivos, hay luces amarillas. Un análisis realizado por el Instituto Mosconi advierte sobre el efecto de las inversiones de Tecpetrol (de Techint), que podrían dejar de tener efecto a medida que el gas allí obtenido va perdiendo subsidios.

En julio, la producción de gas subió un 9% en relación al año anterior y lleva un acumulado de casi 6%. Hay mejoras en la producción no convencional, que representan casi un 40% del total. "Descontada la producción de Tecpetrol en Fortín de Piedra, subsidiada por la resolución 46/2016, la producción de gas natural acumulada en 12 meses cae 2,3%", advierte el Instituto Mosconi. "El aumento de la producción de gas natural se explica enteramente por el shale gas", agregan en esa usina.

Tecpetrol invirtió en Fortín de Piedra con la promesa del Gobierno de un subsidio a toda su producción. Sin embargo, tras el apretón fiscal, la secretaría de Energía decidió subvencionar una parte de lo allí obtenido, con ciertos límites, desde este año. Eso provocó el desaliento de la compañía y plantea dudas sobre si la producción seguirá creciendo.

"La producción de gas es la más alta en 14 años con 144 millones de metros cúbicos diarios", ensalzan en el Gobierno, donde ayer había mal humor por expresiones de Alberto Fernández, candidato del Frente de Todos, sobre el rumbo de la política energética.

En lo que va del año, el país exportó energía por US$ 2.600 millones e importó por US$ 2.900 millones. El saldo desfavorable, de US$ 300 millones, cayó con respecto a 2018 (cuando el rojo era de US$ 1.800 millones). Pero además representa el mejor número en una década. Hay que remontarse a 2010 para encontrar un saldo favorable de US$ 1.800 millones. Todos los años posteriores -con pico en 2013- dejaron rojos energéticos más abultados.

Las menores importaciones también son reflejo de la contracción económica. La demanda de gas anual disminuyó un 4,5%. "En los últimos 12 meses se importaron 20,4 millones de metros cúbicos de gas diarios (una reducción de 10,4 millones de metros), mientras la exportación es 1,3 millón de metros cúbicos. Es un crecimiento 0,84 millón de metros cúbicos diarios", según datos del Instituto Mosconi.

La producción de petróleo fue de 505.000 barriles diarios, lo que representa un incremento del 4% con respecto a julio del año pasado. Las ventas de naftas y gasoil en julio de 2019 aumentaron 1,6% interanual, pero no logran revertir una caída de 4,6% en los últimos 12 meses. "En julio se cumplieron 15 meses sin importaciones de crudo", enfatizan en la secretaría de Energía. 



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