38.
campos petroleros, de todos los que hay en el mundo, merecen el calificativo de “supergigantes”.
Originariamente contenían la mitad de las reservas petroleras comprobadas de todo el mundo.
10.000.
barriles diarios es la producción promedio de un pozo de un campo “supergigante”. Cada uno de estos enormes reservorios puede tener hasta 5.000 millones de barriles de crudo recuperable.
40.000.
campos petroleros se encuentran diseminados por toda la geografía del planeta, pero apenas 350 merecen la calificación de muy grandes.
200.
mil millones de barriles de crudo es la estimación de todo el petróleo que hubo alguna vez en Estados Unidos. 60% de ese total ha sido producido y consumido en un siglo y medio.
99%.
de los nuevos pozos petroleros en todo el mundo se abrieron en áreas donde se sabía que existía crudo. Apenas 1% correspondió a nuevos yacimientos.
2.450.
millones de barriles es la producción anual de Estados Unidos. 20% menos que en 1985. Siguen en ascenso las importaciones (43% de la demanda interna).
Criterios de valuación.
¿Cuánto vale YPF y con qué sistema se mide?.
El debate gira en torno de este punto: ¿es más valiosa la petrolera estatal si primero se la reduce, eliminando áreas y sectores menos atractivos; o es más eficiente venderla en bloque?
Muchos dirigentes políticos argumentan que el gobierno quiere persuadir a la opinión pública de que YPF, en su estado actual, vale poco, y que en cambio, redimensionada (es decir, liberada de activos que le restan valor) puede valorizarse en US% 8.000 millones. Algunos de ellos recuerdan que
un empresario privado, el ingeniero Carlos Rey, cuando difundía la idea de vender la petrolera estatal, estimaba su precio de realización en US$ 20.000 millones.
En círculos de la industria se difundió, no hace mucho, la versión (con base en los registros contables de la empresa) que la cotización global de YPF debía ser de US$ 12.000 millones (de hecho ambas cifras, US$ 8.000 y 12.000 millones, fueron mencionadas en la entrevista que MERCADO le hizo al
titular de YPF, José Estenssoro -ver edición 889, noviembre 1991, página 85). Las diferentes valuaciones permiten conjeturas y suspicacias. De por medio están el tipo de cambio y la inestabilidad argentina.
La YPF de 1991 ya se ha desprendido de una parte significativa de sus activos más valiosos, las reservas. La estructura existente sometida a los distintos métodos de evaluación arrojaría los valores que se acompañan en el cuadro anexo.
El método contable se descarta en el contexto argentino por la existencia de múltiples revalúos y la presencia de inversiones realizadas a “costo argentino”. Además, la contabilidad de una empresa pública deja mucho que desear.
Si YPF hoy se vendiera desmembrando sus activos podría reportar a las arcas fiscales US$ 8.000 millones. Estenssoro, a través del plan de transformación, busca repotenciarla económicamente. Con otro cash-flow la empresa redimensionada podría valuarse en US$ 8.000 millones. Vendiendo 50% del
capital se podrían obtener US$ 4.600 millones.
La valuación final la hará el mercado conforme a las características de la privatización que se le ofrezca. Vale recordar que las cifras de la segunda técnica de evaluación varían significativamente frente a oscilaciones sostenidas en más o en menos de los precios del crudo.
Aguas arriba.
El Plan Argentina y el panorama de las reservas.
Aun si no se esperan resultados espectaculares del nuevo programa anunciado, la consecuencia positiva sería el incremento en las reservas comprobadas.
El nuevo plan exploratorio conocido como “Argentina” fue presentado en el foro adecuado: el XIII Congreso Internacional de Petróleo realizado en Buenos Aires en octubre pasado. Se ha tratado de poner toda la “carne en el asador” (1.337.750 km2 off-shore), pero es de dominio público que las áreas con mayor atractivo geológico son las que revirtió YPF y que se encuentran en alguna de las cinco cuencas productivas (ver mapa). Para estas áreas existiría la intención de licitarlas mediante el bonus bidden (cash up-front), alternativa prevista por el decreto que regimenta el nuevo plan. Otra variante es hacer más atractiva la condición de oferta en las áreas de mayor riesgo (reducción de
regalías-régimen impositivo especial).
Sobre este tema, Carta Petrolera requirió la opinión del doctor Julio H. Casas sobre la visión que tiene del plan. La respuesta de Casas deja dos sensaciones: no espera mucho del nuevo plan, pero confía en que el horizonte de reservas crezca a partir de la inversión en los yacimientos transferidos a la
actividad privada. Quita dramatismo al escenario de agotamiento de las reservas en el mediano plazo.
Esta es la opinión requerida, tal cual la respondió el autor:
“Es un hecho bien conocido que el país está subexplorado, no obstante haber trancurrido 84 años desde el descubrimiento del petróleo en Comodoro Rivadavia. Siempre se ha relacionado esta circunstancia (falta de exploración) con otro hecho que es bastante conocido y afligente, cual es la escasez de reservas. En general se cree que sólo explorando se pueden aumentar las reservas.
Con algunos altibajos el ritmo exploratorio del país siempre tuvo las características que le imprimió el accionar del Estado, no obstante lo cual la relación reservas/producción se ha mantenido durante mucho tiempo, en el orden de los 13/14 años, mientras en EE.UU. tradicionalmente ese valor era y es
de 10 años.
Se podría pensar que el ritmo lento de exploración que soportó el país no afectó demasiado significativamente la disponibilidad de reservas. Por otra parte, las importantes variaciones en las producciones anuales de petróleo, consecuencia de políticas pendulares en un sistema férreamente regulado, no han sido precisamente un reflejo de la variación de las reservas.
No caben dudas de que la situación seria más cómoda si el país contara con el doble o el triple de reservas de petróleo y gas, pero no parece ser la actual situación tan desesperante, toda vez que el crecimiento de la producción de crudo de los últimos años se está aproximando a los 28.850.000 m3, record histórico del año 1981, en un momento en que las “reservas auditadas” equivalen a los valores de hace 25 años, cuando sólo se producían 20 millones de metros cúbicos por año.
En otro orden de cosas, la Argentina cuenta con 18-20 cuencas sedimentarias de las cuales sólo 5 son productivas. Toda la actividad petrolero-gasífera se ha desarrollado casi con exclusividad en estas 5 cuencas, y en ellas se encuentran actualmente las mejores posibilidades de incorporar nuevas
reservas. El resto de las cuencas presupone exploraciones de alto riesgo.
El nuevo plan exploratorio, Argentina, pone a disposición de los interesados la totalidad de la superficie útil no cubierta actualmente por YPF o por los contratos del Plan Houston, con un sistema de apertura de ofertas cada 60 días y la posibilidad de transformar en concesiones los descubrimientos comerciales que se produzcan, teniendo el concesionario la libre disponibilidad de los productos que obtenga. Estos son avances y mejoras que hacen más atractivo el nuevo plan exploratorio, que aún carece de las adecuaciones necesarias como para orientar la exploración hacia aquellos lugares de más alto riesgo, que en definitiva es lo que le conviene al país.
Si bien es importante la reserva que se descubre, no es menos importante el aporte que al conocimiento geológico puedan hacer las inversiones en sísmicas y pozos que se realicen en cuencas que aún no han evidenciado la existencia de hidrocarburos.
Seguramente, las cinco cuencas productivas posibilitarán mantener o aun incrementar la actividad hidrocarburífera hasta bien entrado el siglo XXI, no sea cosa que entonces todavía no sepamos cuáles son las reales posibilidades de las restantes cuencas sedimentarias y que, como hoy, no estemos en condiciones de poder estimar con cierta aproximación, cuáles son los recursos del país.”
Estatales o privadas.
Qué se entiende por la renta petrolera, y en qué contexto.
Para los que creen que el Estado debe hacer la asignación de los recursos productivos, la renta petrolera debe quedar en el erario a través de una empresa estatal. Quienes creen en el libre juego del mercado, recuerdan que el Estado conserva parte de dicha renta a través de regalías e impuestos.
Uno de los argumentos económicos esgrimidos para justificar la existencia de petroleras estatales es el de la apropiación por parte del Estado de la renta económica de la actividad. Es conveniente recordar que la renta económica está definida por la diferencia entre el precio al que se venden las unidades que conforman la producción de crudo y el costo marginal de explotación de las mismas (que incluye una razonable ganancia).
Si el precio del crudo sube, aumenta la renta petrolera. Si baja, la renta petrolera se comprime.
Durante muchos años privó en la concepción económica el criterio de que la renta de la explotación de los recursos no renovables (petróleo y minería en general) debía ser apropiada por el Estado y reasignada al desarrollo de otras actividades productivas no expuestas al agotamiento del recurso.
Esto es congruente con la visión de la intervención del Estado en la asignación de recursos productivos.
Cuando vuelve a privilegiarse el rol del mercado en la asignación de recursos, la visión sobre la renta de la explotación de los recursos no renovables cambia. El Estado se apropia de parte de la renta a través de las regalías y del sistema impositivo. La renta que queda en la industria, es decir que es apropiada por las distintas empresas actoras del mercado, es reasignada a la actividad o va a otras actividades en función de las señales de precios, costos y rentabilidad de las distintas inversiones. Si la renta aumenta significativamente por aumento en los precios internacionales del crudo, el Estado puede apropiarse de esa renta extraordinaria a través de un impuesto a las ganancias extraordinarias.
En conclusión, si la desregulación de la industria privilegia la operación del mercado y sus mecanismos de asignación, no tiene congruencia argumentar en este contexto sobre la necesidad de preservar una petrolera del Estado para apropiarse de la renta del recurso. El argumento, en cambio, es más apropiado en un marco de regulación de la industria, donde la intervención del Estado es
relevante en la asignación de recursos.