El viernes 19 y a pesar de los intentos de varios países productores por resolver la crisis, el precio del petróleo volvía a caer por debajo de los US$ 30.
El costo del barril tiene un alto impacto en la economía local. Considerado un país "con petróleo" y no petrolero, la baja del crudo representa para la Argentina una doble encrucijada.
Por un lado, para la industria local, incluyendo Vaca Muerta, los costos de producción quedaron muy por encima de los internacionales. Sin embargo, el otro costado es el déficit energético -debido a las importaciones-, que se achicó considerablemente, lo que amortigua la salida de dólares, al menos en esta coyuntura.
De todos modos, en el balance a largo plazo, el panorama de la industria petrolera con el precio del crudo actual "es difícil”, sintetiza Mariano Lamothe, de la consultora Abeceb. Al igual que otros expertos, este economista sostiene que la política energética del último gobierno fue muy mala. “No hubo una política de consumo final ni una visión a largo plazo”, sentencia.
“Estamos complicados y hay que buscarle la vuelta para pasar el temporal”, coincide el consultor especializado Daniel Kokogian. El “temporal” es el crudo a menos de US$ 30, un precio que podría subir recién en el mediano plazo, según pronostican las voces optimistas.
Ese nivel de precios complica porque el costo promedio de la producción local hoy no es competitivo. Según Kokogian, la extracción en pozos convencionales oscila entre US$ 25 y US$ 35, mientras que los no convencionales no bajan de US$ 70. “Así, la industria petrolera no es rentable”, describe.
La coyuntura energética actual puede traducirse en cifras. La Argentina dejó de producir petróleo y gas suficiente para abastecer su demanda en 2011. Compensada con importaciones crecientes, desde aquel año a la fecha en que el país desembolsó US$ 26.970 millones, según datos de la Secretaría de Energía. La cifra equivale a poco más de la mitad de las reservas récord que disponía el Banco Central en enero de 2011: US$ 52.654 millones.
Uno de los cuestionamientos coincidentes es la falta de una política energética a largo plazo, que excede por lejos lo ocurrido en la última década. No hace falta hurgar demasiado en el asunto: hacia fines de los 90, con el petróleo cotizando en promedio a US$ 15, la Argentina era exportadora neta. Desde 2011, cuando el barril superaba los US$ 100, el país comenzó a importar. Traducido: se vendió muy barato y se compró carísimo.
Más allá de esto, la baja del precio del crudo abarató las importaciones locales, de tal modo que el rojo en la balanza energética se contrajo de los US$ 7.118 millones de 2014 a los US$ 4.276 millones del año pasado. Dentro de todo, un alivio teniendo en cuenta la escasez de divisas. “Los menores precios permitirán continuar reduciendo el déficit en 2016. En particular, se reducirían sensiblemente las importaciones de gas natural y GNC medidas en dólares”, interpreta Lamothe, de Abeceb.
El gas es la otra buena noticia: la producción (en un país como la Argentina, cuya matriz de consumo está fuertemente “gasificada”) revirtió su declive. Desde 2004 a 2014, la extracción cayó de 52,4 millones de metros cúbicos a 41,5 millones. El año pasado y fruto de los aportes provenientes de Vaca Muerta, la producción creció a 43 millones.
Según datos oficiales, la oferta de gas representa el 51% de la matriz energética local, muy por encima del 31,1% del promedio mundial, indica un informe de Key World Statistics. En 2014, “la producción de gas no convencional representó el 9,7% del total”, subraya un estudio del IAPG (Instituto del Petróleo y el Gas). De todos modos, el mismo informe aclara que el año pasado las importaciones fueron el 20% de la oferta total.
“El gas natural -destaca el ex secretario de Energía y actual director de YPF Daniel Montamat- es un recurso primario relativamente abundante”. Y añade que “el 84% de los recursos no convencionales de la Argentina y el 77% de los recursos en Vaca Muerta son gasíferos”. El potencial de Vaca Muerta, en este escenario internacional complejo para la industria petrolera, exige una revisión sobre su real dimensión y la política a aplicar.
Ubicada en la frontera de la cordillera de los Andes, es considerada una de las áreas con mayores recursos energéticos no convencionales del mundo (shale gas y shale oil), que abarca casi la totalidad de Neuquén y partes de Mendoza, La Pampa y Río Negro. Con YPF a la cabeza, allí exploran y explotan varias petroleras, entre ellas Chevron, ExxonMobil, Panamerican Energy, Dow Chemical, Shell y Wintershall. Su potencial, coinciden las fuentes, está fuera de discusión, pero con el precio del crudo perforando los US $ 30, tales afirmaciones pierden bastante consistencia.
“Con el precio actual del barril, la explotación de recursos no convencionales no es rentable ni siquiera en los Estados Unidos”, asegura Kokogian, geólogo de profesión y consultor habitual de las petroleras. Ocurre que el costo promedio del shale oil en la Argentina no baja de los US$ 70. “La producción en Vaca Muerta sube y baja en función del precio internacional”.
“En Vaca Muerta continúan las inversiones, pero no a la misma velocidad de antes”, advierte Eduardo Barreiro, otro consultor. El gran dilema actual es que en este contexto, resulta difícil fomentar inversiones productivas y mantener activa una industria que emplea alrededor de 100.000 personas.
Frente a los costos superando el precio internacional, los consultores especializados sintonizan los reclamos de las petroleras: subsidiar las diferencias a la espera de una recuperación (todavía incierta) de los precios. “Si no se hiciera, la industria se termina”, proclama Barreiro. Y si esto ocurre, advierten, reactivarla después “sería mucho más costoso”.
“Hay que mantener los equipos funcionando y debemos buscar soluciones no dogmáticas”, añade su colega Kokogian. Una fuente ligada al Gobierno discrepa: “Esto es un negocio. Cuando los precios son altos, nadie reclama nada”, explicó.
Mendoza aumentó la producción de petróleo
La producción de petróleo crudo en Mendoza en el año 2015 fue de 4,5 millones de m3, un 5,4% mayor que en el año anterior. Este hecho representa un quiebre en la tendencia, ya que la producción de crudo en la provincia experimentó seis años consecutivos de contracciones, desde 2009 hasta 2014, acumulando una caída de -36,5% en este lapso, según un informe de la Fundación Ideal.
La extracción de hidrocarburos en Mendoza se concentra principalmente en dos empresas, que aportan el 87% de la producción total. La primera, YPF, que explica el 63% de la producción mendocina, incrementó en 2015 su producción un 6,8% con respecto al año 2014 y la segunda, Pluspetrol, con el 24% de participación, la contrajo en -0,7%.
Desde Ideal explicaron que el incremento en la producción de petróleo crudo que experimentó Mendoza en 2015 está ligado a la política de inversiones encarada por YPF a partir de 2012, desde que la mayoría accionaria pasó a manos del Estado. La tendencia en el flujo de inversiones en dólares de la empresa muestra dos etapas en la última década.
En la primera (entre los años 2006 y 2011), se observa que la inversión de la empresa en exploración (es decir, la inversión destinada a encontrar nuevos yacimientos hidrocarburíferos) era baja y fluctuante en torno a un promedio de 9,6 millones de dólares anuales. En todo este período, las inversiones de YPF representaron, en promedio, apenas el 32% del total de las inversiones destinadas a exploración en la provincia (a pesar de que YPF concentraba cerca de 2/3 del mercado de crudo provincial).
En la segunda etapa (2012-2015), las inversiones de la empresa comenzaron a crecer y representaron el 69% del total provincial (más acorde con su participación de mercado). En 2012, este monto ascendió a U$S 28 millones y llegó hasta los U$S 78,8 millones en 2014. En 2015, las inversiones previstas en exploración en Mendoza rondaron los U$S 70 millones. Esto implica que se requirieron varios años de incrementos en las inversiones para que, recién en 2015, la producción de crudo de la empresa estatal aumentara un 6,8%.
Cada vez menos surtidores por la falta de rentabilidad
Acosado por la falta de rentabilidad y la suba de costos (luz, impuestos y salarios), entre otras cosas, el parque de surtidores continúa reduciéndose. De noviembre a enero dejaron de funcionar 111 estaciones de servicio. Según estadísticas elaboradas por la cámara sectorial AES (Asociación de Estaciones de Servicio), en ese lapso el sistema expendedor de combustibles se contrajo de 4.455 puntos de venta a 4.344. De este modo, la tendencia declinante se mantiene firme: en la última década cerraron 2.200 estaciones.
La ecuación de ingresos -un porcentaje de las ventas en el surtidor- y gastos de la operación es un desafío para las estaciones. “Los costos internos son enormes. Y el punto de equilibrio de una boca requiere colocar 250.000 litros mensuales, y muchas están por debajo de ese nivel”, dijo Luis María Navas, directivo de AES. En el sector subrayan que la ganancia de una estación depende del precio de las naftas y el volumen de ventas. “Si esa fórmula no cierra, la estación también cierra por falta de rentabilidad”, explica Navas.
De las 4.344 estaciones de servicio que hoy están en actividad, 1.451 pertenecen u operan bajo la bandera de la reestatizada YPF. Al igual que años anteriores, un tercio de los puntos de venta (el 33,4%) son distribuidoras de la petrolera estatal. En el esquema de distribución, las estaciones privadas que operan con YPF “perciben un porcentaje fijo del 8%”. Así, mientras la suba de precios de los combustibles golpea los bolsillos de los consumidores, también representa un alivio para los “estacioneros”.
Negociaciones para lograr recuperar el valor
El pasado 11 de febrero, el precio del crudo bajó 4,5%, y cerró en U$S 26 el barril, el precio más bajo desde mayo de 2003. Los analistas remarcan que existen varios factores que influyen en el descenso de la cotización, entre otros: el exceso de oferta, principalmente de Estados Unidos, la menor demanda de China y el reingreso de Irán a los mercados internacionales.
Con el objetivo de revertir una tendencia que comenzó en 2014, Arabia Saudita, Rusia, Venezuela, y Catar iniciaron negociaciones para “congelar” la producción, a la espera de que otros países productores se sumen a la iniciativa. El derrumbe de los precios se debe, en buena medida, a la estrategia de la OPEP (en particular de Arabia Saudita) de incrementar su producción como parte de una pulseada por el control de los mercados, sobre todo contra Estados Unidos, cuya matriz productiva se basa en la explotación de recursos no convencionales.
El geólogo especializado Daniel Kokogian destaca las diferencias: “Para producir 10 millones de barriles diarios, en Estados Unidos se requieren 40.000 pozos. En Arabia Saudita, esa misma cantidad se extrae con 300”.
