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09/01/2014 | Análisis: Visión global del shale argentino

De Nuestra Redacción

La inversión global no es para faint of heart. Hay preocupaciones constantes en política, elecciones, estado de derecho, políticas económicas, el comercio global...seamos sinceros, cualquier cosa puede pasar. Tal vez la mayor advertencia sea la inversión en Argentina. Acciones como la reestatización del 51% de la participación de Repsol en YPF no pasaron desapercibidas. Esto ha mantenido a Argentina fuera de los radares de la mayoría de los inversores.

 

Pero ahora el dinero se está aventurando de nuevo a YPF. El multimillonario mexicano Carlos Slim compró una participación del 8,4% el año pasado y ahora es el cuarto mayor accionista. Los socios de Slim son los también multimillonarios George Soros y Richard Perry, que también son accionistas significativos. Otros son el hedge fund Mason Capital, la división de gestión de patrimonios de la boutique de la banca de inversión Lazard. El hecho es que Argentina está sentado sobre miles de millones de barriles de petróleo shale que se perforarán en los próximos 10 años -es YPF es la mejor manera de jugar en el boom del petróleo de Sudamérica. Para la revista financiera Barron's, invertir en YPF es “una manera de jugar en Bolsa potencialmente lucrativa, aunque especulativa”. Es algo en lo que coincide el mercado

YPF es una empresa petrolera y gasífera integrada que no sólo explota petróleo sino también lo refina. La compañía tiene intereses en cerca de 90 campos de petróleo y gas en Argentina y está sentado en reservas probadas de 590 millones de barriles. YPF también posee más de 1.500 estaciones de servicios e intereses en tres centrales eléctricas. Para el tercer trimestre, el beneficio de YPF aumentó 87% respecto del mismo periodo del año anterior con el aumento de la producción de petróleo y gas. Las ventas netas aumentaron 34%, debido tanto a los mayores precios y al aumento de la producción.

Es probable que continúe creciendo como compañías asociada con Dow Chemical para explorar por el gas shale en la formación rica en recursos, Vaca Muerta. YPF estima que la formación Vaca Muerta podría contener hasta 661 billones de barriles de petróleo y 1,2 billones de pies cúbicos de gas natural. YPF también acaba de hacer un descubrimiento de petróleo convencional que espera añadir 15 millones de barriles a sus reservas probadas.

El año pasado, Argentina se quedó con la participación de Repsol en YPF, alegando que Repsol no estaba invirtiendo lo suficiente en exploración y producción en el país. Esto sumado a la incertidumbre de invertir en Argentina y mantuvo a muchos inversores afuera. Sin embargo, los tiempos están cambiando a medida que Repsol y el gobierno de Argentina se encuentran en negociaciones para compensar a Repsol por su participación en YPF. Se espera que Repsol reciba alrededor de 5 billones de dólares por su participación.

Este acuerdo es clave para YPF y Repsol, con YPF intentando consolidad lazos más cercanos con la compañía petrolera de México, Pemex. YPF está buscando ayuda de Pemex para el desarrollo de la formación shale de Vaca Muerta. Resolver el problema con Repsol es fundamental para la relación de YPF con Pemex, ya que la mexicana posee un 9,4% de Repsol.

En los últimos meses, YPF alcanzó un acuerdo con Chevron por el cual la major americana invertiría 1,2 billones de dólares en el desarrollo de 97mil hectáreas en Vaca Muerta. Se trata de un pequeño porcentaje de las 3 millones de acres que tiene YPF en Vaca Muerta y significa un potencial económico para YPF. Chevron recibió una participación del 50% en la concesión de su inversión. Si ofertas similares ocurren, el valor de la superficie restante de YPF sería de 36 billones de dólares, o más de tres veces su capitalización de mercado actual.





En las últimas horas, Unión Transitoria de Empresas entre la estatal Gas y Petróleo (G&P) y la firma alemana Wintershall, para hacer exploraciones hidrocarburíferas en el bloque Aguada Federal. Según el acuerdo, en los próximos dos años, los alemanes invertirán 110 millones de dólares en la exploración de seis pozos, que podrían extenderse a 20 si se obtienen resultados satisfactorios. El plan de trabajo durará entre cuatro y cinco años, para luego ingresar en la fase de desarrollo pleno del bloque Aguada Federal que abarca 97 kilómetros cuadrados sobre la formación geológica Vaca Muerta. Si las dos primeras etapas resultan satisfactorias, se demandará la realización de 320 pozos durante unos 10 años y un gasto de inversión de 3.335 millones de dólares.


Los riesgos a tener en cuenta: El mayor riesgo para los inversores de YPF es la situación política en Argentina. La presidenta Cristina Fernandez de Kirchner ha jugado la hardball en la pelea por los intereses nacionales de Argentina. Sin embargo, las tensiones están disminuyendo ya que el gobierno argentino es el mayor accionista de YPF. La nación tiene un interés personal en que YPF logre buenos resultados, lo mismo que los accionistas minoritarios.


Ya sea que tenga éxito, los expertos de la industria dicen, que depende en gran medida de la voluntad de la presidenta revertir las políticas energéticas. Esas políticas incluyen topes de precios que alimentaron el crecimiento económico mediante la creación de algunos de los precios de la energía más baratos del mundo, pero, según los analistas, también hizo a la inversión en energía no rentable. Hay mucho en juego en Argentina. La creciente demanda de energía y la caída de la producción volvieron al país en un importador neto de energía en 2011. La factura anual de importación de energía -cerca de 13 billones de dólares- tiene un aumento anual de alrededor del 25%, a pesar que el país cuenta la segunda mayor reserva de petróleo no convencional del mundo, según  U.S. Energy Information Administration.


 


 


 


Venezuela. La caída libre de PDVSA


 


La venezolana PDVSA tendrá en 2014 el tercer año de vigencia de Plan Siembra Petrolera 2012-2019, enfrentando la necesidad de elevar la producción y las exportaciones, tras un 2013 en que no se cumplieron las metas en bombeo de crudo. Asimismo los resultados en exportaciones no son alentadores, con el fuerte compromiso en barriles que significa alimentar el mercado interno y su efecto en las divisas que ingresan el país, por las ventas al exterior que efectivamente dejan ingresos en la caja de PDVSA.


A falta de los números oficiales, la información suministrada por el Ministerio de Petróleo y Minería a la OPEP indica que entre enero y noviembre el volumen de producción de crudo fue de unos 2,79 millones de barriles por día.


Esa cifra implica un retroceso de 1,1% respecto a los 2,81 millones de barriles diarios reportados entre enero y noviembre de 2012. En el Plan Siembra la producción de 2013 estaba prevista en 3,46 millones de barriles por día. La baja en la producción afecta sobre todo a los campos que producen crudos livianos y medianos, como El Furrial en Monagas, que llegó a estar 20% por debajo de su capacidad máxima de un millón de barriles al día. Esta declinación -que según Pdvsa se detuvo a mediados de año- se arrastró desde 2012.


La estatal tiene otro frente abierto en la Faja del Orinoco. El Plan Siembra, con inversiones por 236 mil millones de dólares, apunta a la producción de crudos pesados y extrapesados de la Faja. Pdvsa aspira a producir 6,26 millones de barriles diarios para el año 2019, con el aporte de unos 2 millones de barriles de los "nuevos desarrollos", que son empresas mixtas creadas con petroleras extranjeras.


Pero estos nuevos negocios no han podido cumplir con los objetivos de Pdvsa de producción temprana, que es fundamental pues esos nuevos barriles aportan flujo de caja que permite avanzar en el desarrollo de cada empresa mixta. En año y medio se pasó de esperar 180 mil barriles por día en producción temprana de esos 7 proyectos a solo 50 mil barriles al día, una vez que Pdvsa reconociera a finales de 2013 que esos negocios tenían "problemas de infraestructura". Socias como Chevron y ENI han advertido que están amenazados los plazos y finanzas de cada proyecto.


Pdvsa disminuyó 1,31% sus exportaciones en el primer semestre de 2013, con una caída de 9% en el volumen de productos refinados vendidos. La menor capacidad de refinación por problemas operativos en las refinerías, la poca disponibilidad de crudos acordes a la dieta de cada refinería, y el incontrolable aumento del mercado interno han llevado a Pdvsa a requerir la importación no solo de componentes para productos refinados, sino productos de consumo final para vender en el mercado local a pérdida, o de productos como nafta para mezclar con sus propios crudos.


Un tema crucial son las deudas de la estatal venezolana. Su deuda externa es impagable en el corto y en el mediano plazo, por la sencilla razón de que está imposibilitada de incrementar la producción. Con relación a la deuda interna, aunque fundamentalmente en bolívares, tampoco puede cancelarla; el Banco Central no puede seguir fabricando bolívares sin respaldo en dólares, para apalancar el flujo de caja de Pdvsa y el resto de las empresas estatales.



La petrolera no puede detener la inexorable declinación de la producción, la cual se redujo de 3.342.000 barriles diarios (b/d) solo de petróleo en 2001, a 2.826.000 b/d en 2013; esto es según cifras de Pdvsa para la OPEP; es decir, oficialmente hubo una caída de más de 500.000 b/d en 12 años. Sin embargo, si se usan las verdaderas magnitudes, la caída es de cerca de un millón de b/d.


¿Por qué Pdvsa está imposibilitada de detener el retroceso e incrementar la producción? Esta merma se debe a que perdió sus mejores recursos humanos y su know-how; porque no está haciendo las inversiones que se requieren; porque quienes la dirigen no creen en la planificación, ni en el mantenimiento de las operaciones; porque han descuidado el adiestramiento del personal; porque no se asocia con los mejores; y, resumiendo, porque cambió su misión y visión de empresa petrolera para convertirse en un consorcio con funciones políticas y sociales, al servicio del Gobierno. Pdvsa lo último que hace es producir petróleo.




¿Financiamiento externo?




Pdvsa se plantea ampliar el financiamiento que recibió durante el año 2013 para apalancar la producción de crudo, a través de los convenios de cooperación firmados por Venezuela con la República Popular China. Un informe del Ejecutivo venezolano -que resume el estado de los proyectos de cooperación entre Caracas y Beijing- indica que durante la última reunión técnica de las comisiones de alto nivel, llevada a cabo al final del tercer trimestre de 2013, se discutió la posibilidad de que se otorgue un financiamiento de 1.100 millones de dólares por parte de China a Pdvsa para el desarrollo del bloque Junín 4 de la Faja Petrolífera del Orinoco.


La intención es usar un esquema similar al empleado para financiar Petrosinovensa con 4.000 millones de dólares -dados por la estatal China National Petroleum Corporation (CNPC)- y que ataría los desembolsos de recursos en un fideicomiso a la ejecución y avance de las obras para elevar la producción de crudo.


En este caso el financiamiento para el bloque Junín 4 se dirigiría a la empresa mixta Petrourica, constituida con 60% de las acciones para Pdvsa y el restante 40% para CNPC, para sacar adelante la producción en esa área. El proyecto conjunto prevé además que Venezuela haga oficial la solicitud de traslado de cuatro taladros chinos a Venezuela. Según el plan de negocios de Pdvsa, Petrourica debe producir hasta 400 mil barriles por día de crudo extra pesado de 8,5 a 9 grados API.


De concretarse el préstamos por 1.100 millones de dólares a Petrourica, las empresas mixtas de Pdvsa o sus filiales tendrían aproximadamente 11.466 millones de dólares entre préstamos aprobados, y otros 3.600 millones de dólares que se discutieron el año pasado entre las autoridades china y venezolanas, para financiar la compra de "equipamiento petrolero", tal y como anunciara el propio ministerio de Petróleo y Minería en junio de 2013.


En el caso de los acuerdos de financiamiento efectivamente suscritos en 2013, en noviembre del año pasado se contaban 9.975 millones de dólares en préstamos para las empresas mixtas Petrosinovensa, Petroboscán, Petrojunín, Petrozamora y Petroquiriquire. Los planes de ampliación de la producción en éstas áreas comprenden llevar de 365 mil a unos 678 mil barriles diarios la extracción de crudo (86% de alza o 313 mil barriles al día, aproximadamente). Petrosinovensa tiene un préstamo por $4.015 millones con la china CNPC, y Petroboscán un préstamo de $2.000 millones con Chevron. La italiana ENI financiará $1.760 millones a Petrojunín, y con Repsol debe firmarse en pocas semanas el préstamo de $1.200 millones para Petroquiriquire.


Asimismo Gazprombank financiará con $1.000 millones de dólares la empresa mixta Petrozamora, constituida por Pdvsa y Gazprom para producir crudos en los campos Bachaquero Tierra y Lagunilla Tierra en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.
 También con China, a través del Banco de Importación y Exportación de China (Eximbank), se acordó un financiamiento por 391 millones de dólares para la construcción de un terminal marítimo Pequiven en Morón, en Carabobo.


Así mismo, la tendencia decreciente en el volumen de las ventas de petróleo venezolano hacia Estados Unidos se mantuvo durante el mes de octubre de 2013, según los datos suministrados por el Departamento de Energía del gobierno de Estados Unidos.


Venezuela vendió aproximadamente 759 mil barriles diarios de petróleo crudo y derivados a Estados Unidos en octubre de 2013, lo que implica una caída de 20% respecto al mes de octubre de 2012, cuando se reportaron ventas por 951 mil barriles por día. El descenso de octubre fue acorde al patrón mostrado durante el año. En promedio, entre enero y octubre de 2013 los despachos de hidrocarburos hacia Estados Unidos llegaron a 791 mil barriles por día, un descenso de 15,3% respecto al mismo período del año 2012. La curva de descenso es similar tanto en los envíos de crudo como los de productos derivados.



Offnews.info (Argentina)

 


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