Hay mayor dependencia del gas natural y derivados del petróleo

    El problema energético estuvo en el centro de la agenda política
    durante el último año en tanto puede significar un impedimento
    al proceso de crecimiento que ha experimentado el país luego de la crisis
    de 2002.
    Este panorama destaca la importancia creciente del gas, que si bien hoy representa
    casi la mitad de la producción primaria, tendería a incrementarse
    en el futuro a 56%.
    Respecto a la matriz de consumo final, se mantiene la tendencia anterior en
    tanto en 2006 entre el gas y el petróleo representaron 80% de los combustibles
    totales consumidos. Esa cifra resulta 1,6 puntos porcentuales superior a la
    observada en 2005. El restante 20% corresponde a la electricidad.
    También, desde 1998 se viene produciendo una reducción en la producción
    de petróleo. Hasta septiembre de 2006 la producción había
    disminuido 2,7% con relación al mismo periodo del año anterior.
    Lo mismo ocurrió con las exportaciones de este combustible, en tanto
    hasta julio de 2006 las mismas habían decrecido cerca de 50%.
    Otro factor que preocupa con relación al consumo de energía es
    la reducción en los años de reservas comprobadas de gas y petróleo.
    En el caso del gas, éstas disminuyeron de treinta a diez años.
    Entre las causas que explican esta disminución se encuentran las distorsiones
    de precios provocadas por las retenciones, pues se reduce el ingreso que reciben
    los productores locales. A ello se suma la falta de certeza sobre cómo
    se comportarán las alícuotas en el futuro, lo cual agrega incertidumbre
    a la rentabilidad del sector.
    Por otro lado, el aumento de precios internacionales ocurrido en el último
    año (en junio último el barril de crudo alcanzó el pico
    histórico de US$ 77) acentúa la diferencia entre la rentabilidad
    local y la internacional.
    Estudios realizados prevén que para mantener un ritmo de crecimiento
    del orden de 3% los sectores de gas petróleo y energía eléctrica
    deben, en conjunto, realizar inversiones anuales del orden de US$ 2.076 millones
    durante los próximos 15 años. Si el supuesto de crecimiento se
    hace en torno a 5%, esa cifra se eleva a US$ 3.038 millones.
    Si bien el Gobierno impulsa la puesta en marcha de nuevas centrales eléctricas,
    ellas sólo postergarán el problema unos años, pero no proveerán
    una solución de fondo. De la misma forma, el nuevo gasoducto que entrará
    en operaciones este año permitirá hacer frente a la demanda sólo
    hasta 2009.
    Por todo esto, el Gobierno debe profundizar sus esfuerzos en realizar un plan
    estratégico de largo plazo que permita y haga rentable la exploración
    de nuevos yacimientos, así como comprometerse en la elaboración
    de nuevos proyectos hidroeléctricos como Garabi y Corpus, y estudiar
    la factibilidad del desarrollo de energía nuclear. Ello permitirá
    aumentar la diversificación energética. Por último, dado
    la extrema dependencia del consumo de gas por parte de nuestro país,
    también es imprescindible concretar un acuerdo previsible con Bolivia
    para la provisión de este combustible. M







    Inminente ola de fusiones


    El petróleo, advierten prestigiosos analistas, encara una ola
    de fusiones y adquisiciones. Ahora, también involucra a firmas
    estatales, según muestran las noruegas Statoil y Norsk Hydro,
    un casamiento de US$ 30.000 millones.
    En realidad, ambas son compañías de derecho privado, pero
    el Gobierno de Oslo tiene participaciones relevantes. El objetivo es
    obvio: crear una enorme empresa nacional de hidrocarburos capaz, entre
    otras cosas, de enfrentarse en el mercado ruso (donde ya operan) con
    el megagigante Gazprom.
    La lógica de esta movida y las futuras es sencilla y presupone
    que los conglomerados más grandes podrán competir mejor
    por ya escasos y atiborrados yacimientos conocidos. Igual principio
    ha promovido fusiones y adquisiciones en el sector privado y, sobre
    todo, compañías que cotizan en bolsa. Sin duda, hay cada
    día más competencia y más dificultades para acceder
    a reservas de crudos o gas natural en todo el mundo.
    La lista de compradores potenciales empieza con Conoco-Phillips (capitalización
    bursátil, US$ 121.500 millones), que debe buscar opciones por
    si Moscú la obliga a vender su 20% en Lukoil. Como presumible
    objeto de compra va primera Devon Energy. Es pequeña, US$ 31.000
    millones, y tiene una cartera de gas natural en Tejas, Oklahoma y Golfo
    de México.
    Sigue EnCana (Energy Canada), con US$ 38.500 millones de capitalización,
    gas natural y arenas asfálticas en el oeste de ese país.
    Luego aparece Suncor, otra canadiense, con US$ 36.500 millones de valor
    bursátil y, también, arenas asfálticas. Detrás,
    XTO Energy (US$ 18.000 millones) acumula activos gasíferos poco
    convencionales y es una importante perforadora en EE.UU. A la cola,
    con US$ 14.000 millones de capitalización, figura Hess, con activos
    en Golfo de México y parte de una refinería en las islas
    Vírgenes. Si bien casi todas estas firmas incluyen “energy
    en el nombre, su cometido hace a combustibles, no a su conversión
    en energía.
    Según los analistas, las grandes empresas volverán a las
    F&A, encabezadas por ExxonMobil, Royal Dutch/ Shell, ChevronTexaco
    y ConocoPhillips. La tercera de ellas tiene US$ 160.000 millones en
    valor bursátil y, con sus dos hermanas mayores (Exxon, Shell)
    y la menor, disponen de liquidez de sobra para salir de compras. Su
    endeudamiento es bajo y recientes recompras de acciones les permiten
    usar papeles para F&A.
    Si el sector pasa por una racha de F&A, la consecuencia podría
    ser menos gastos en exploración y perspectivas desalentadoras
    para accionistas e inversores acostumbrados a las enormes utilidades
    petroleras. Por ende, se repetiría el contexto prevaleciente
    a fines de los años 90, cuando una ola de F&A gestó
    uniones como las de Exxon y Mobil, Chevron y Texaco o Conoco y Phillips.
    Los presupuestos de capital de los conglomerados resultantes perdieron
    ritmo mientras las empresas se integraban. Eso y la reticencia de los
    ejecutivos a afrontar riesgos (o el enojo de los accionistas) crearon
    un retraso en exploraciones y explican el agotamiento de reservas cubicadas.
    Salvo en países donde el Estado promovía cateos.
    Otros factores coadyuvan para que 2007 sea potencialmente movido para
    las bancas de inversión. Wall Street, Londres y Amsterdam presionan
    ya a las compañías petroleras para que mantengan el histórico
    ritmo en crecimiento anual de utilidades –y dividendos–
    por acción. Una cosa tal vez utópica porque, entre otros
    factores, exige volver a la altas cotas de precios imperantes entre
    mediados de 2004 y de 2006.
    Sin duda, las ganancias obtenidas en una larga serie de balances trimestrales
    no derivan de mayor producción (efecto estructural), sino del
    ascenso de precios (efecto coyuntural). Una nueva ola de F&A sería,
    como hace diez años, una respuesta coyuntural a un estímulo
    de ese tipo (bajar costos si no suben los precios) y a uno estructural
    (producir más). “En estos tiempos, lo único que
    atinan a hacer estas compañías es fusionarse para gastar
    menos y no castigar a los accionistas. Pero esto tiene límites”,
    afirma un informe de la consultoría Pickering Energy Partners
    (Washington), obtenidos por KnowledgeWharton.