Inversión duplicada. En los próximos cuatro años, América latina duplicará su inversión anual en el área petrolera, debido al ingreso esperado de capitales extranjeros en el sector. Entre 1992 y 1996, la inversión petrolera regional será de US$ 75 mil millones, lo que arroja un promedio anual de US$ 18.750 millones, sin incluir el sector petroquímico. En 1991 se invirtieron US$ 9.000 millones.
Venezuela, México y Brasil concentrarán la mayor proporción de estas inversiones. Como región, América latina es el segundo productor mundial (12% de la producción global) después del Medio Oriente.
En busca de consenso. Los productores de la Opep están produciendo en este momento 24,2 millones de barriles diarios. Para que los precios se mantengan es preciso reducir la producción entre 1,2 y 1,5 millones de barriles diarios. El segundo trimestre del año cae mucho la demanda. Arabia Saudita pretende que la reducción se haga en función de la actual capacidad extractiva y no en mérito a las cuotas históricas de la organización. Los precios amenazan con bajar.
Menor producción petrolera. Tras alcanzar nuevos picos durante la guerra del golfo Pérsico, la producción local de petróleo en Estados Unidos está descendiendo nuevamente. Está por debajo de los 7,4 millones de barriles diarios, cuando hace unos meses superaba esa cifra. Los últimos meses son los que muestran un ritmo veloz en el descenso del crudo extraído. En cuanto a la ex URSS, se estima que este año la merma del crudo soviético puede ser superior a lo que consigan exportar, nuevamente, Kuwait e Irak. Aparentemente, hoy en el territorio de la ex URSS se estarían produciendo 10 millones de barriles diarios. Para mediados de año, la cifra podría ser 8 millones de b/d.
AGUAS ARRIBA.
Lección aprendida.
Tierra del Fuego: ¿de US$ 60 a 143 millones?.
La percepción de la opinión pública -y de quienes conocen el negocio- es que la licitación de la Cuenca Austral, en su primera versión, terminó en fracaso. Posteriormente, cuando se obtuvo una importante mejoría en el precio ofrecido por el bloque Tierra del Fuego, se consideró una operación exitosa. El contraste ha impulsado diversas interpretaciones.
¿Qué ocurrió en primera instancia? A Se equivocó el consultor financiero al fijar la base de ofertas en la ronda inicial? ¿Por qué se presentaron tan pocos interesados internacionales?
Finalmente, ¿por qué Bridas, con diferencia de poco más de un mes varió el monto de su oferta tan significativamente? (incremento de 120%). ¿Y quién presentó a Chauvco Resources?
El funcionamiento de un mercado y su operatividad tienen relación con su nivel de competencia. A su vez, la competencia es función del nivel de transparencia del mercado y de las barreras o restricciones que éste ofrece al ingreso o salida de nuevos actores. Desde la perspectiva de análisis de mercado, lo sucedido en este trámite licitario deja varias lecciones.
En primer lugar, no se puede objetar la transparencia informativa que tuvo el procedimiento. Los actores nacionales, sin embargo, tuvieron la ventaja de conocer con anticipación la información geológica sobre cuya base se prepara la oferta económica. Cuando se apuran los tiempos, los interesados extranjeros pierden interés en ofertar. Como el mundo petrolero de hoy les ofrece un abanico de oportunidades, deben contar con tiempo, no sólo para evaluar una oferta, sino también para comparar ésta con otras oportunidades de negocio en el mundo. Sobre todo si se trata de una compra de reservas gasíferas.
En ausencia de competencia extranjera, los actores nacionales del mercado tienden a acordar posiciones. En la primera apertura, presumiblemente lo acordado fue la tasa de corte con la que cada uno castigó el cash-flow del negocio. La resistencia oficial a convalidar lo que aparecería como un valor de mercado surgido de un acuerdo de actores, y la decisión de separar la oferta de las áreas remanentes, desarticuló el frente de oferentes nacionales. Por Tierra del Fuego, en la segunda ronda, prácticamente los mismos actores ofertaron competitivamente. De allí el aumento de precios.
Si los flujos no variaron, lo que debió cambiar fue la tasa de corte.
También existió alguna evaluación equivocada de los consultores, especialmente en el área Santa Cruz II. Los restantes argumentos técnicos que explicaban el bajo interés internacional en la cuenca en razón de que es esencialmente gasífera (estando el gas sujeto a nuevas reglas de juego) y de la restricción de transporte que ofrece el gasoducto del Sur, son válidos, pero ya habían sido considerados por YPF, al reducir la base de oferta para los tres bloques a US$ 356 millones de dólares.
Perspectivas.
Los ciclos en el mercado petrolero.
De todas las teorías económicas, tal vez la que cuente con mayor apariencia de ley natural sea la de los ciclos económicos (“vacas gordas” y “vacas flacas”, según el sueño bíblico de José).
Los sistemas económicos están expuestos a ciclos de expansión y contracción y también los mercados. Obviamente el mercado petrolero acompaña estos ciclos de la economía mundial. En épocas de contracción, cae la demanda de este insumo energético y la competencia de precios determina tendencias bajistas. En el ciclo de expansión ocurrre lo contrario. Las influencias político-
institucionales, a su vez, determinan que el mercado petrolero tenga ciclos de corte político con repercusión económica global, que no siempre coinciden con los ciclos económicos. La racionalización de estos períodos puede resumirse en el cuadro que acompaña esta nota.
Luego de la invasión de Irak a Kuwait y la contundente respuesta occidental, los expertos pronostican una década de estabilidad de los factores institucionales y las reglas de juego que inciden sobre el mercado. Sería entonces -si el pronóstico resulta acertado- un decenio de intensificación de la competencia en el mercado mundial. De modo que -excepto que el panorama en la ex URSS proporcione una sorpresa mayúscula- es esencial asumir el entorno competitivo y ser cauto en las proyecciones de precios para los próximos años.
Petróleo:
-Recurso Estratégico Intervención
Inestabilidad Alteración -Predominio del Estado
de factores de la operativ. mercado spot
institucionales del mercado -Alza de precios
y reglas de juego -Rentabilidad Regulación de
de la industria mercado
aguas arriba
Petróleo:
-Commodity
-Mercado contractual
y futuro Competencia
Estabilidad -Baja estabilidad del mercado
de factores Operación de precios
institucionales del mercado -Rentabilidad
y reglas de juego de la industria
aguas abajo
Difieren plazos.
Complicada agenda de la petrolera estatal.
Cuando se complete la asociación de YPF en la cuenca austral, con la licitación de Santa Cruz II (prevista para este mes), sólo quedará pendiente en materia de venta de reservas la Cuenca Norte.
Con la experiencia recogida en la Cuenca Austral, las autoridades de la petrolera estatal han decidido correr el cronograma de licitación de la Cuenca Norte a septiembre del ´92. Se trata de interesar a inversores extranjeros ajustándose a sus tiempos de evaluación y toma de decisiones.
También interesa en la Cuenca Norte la participación de la petrolera estatal de Brasil. YPF estaría explorando un acuerdo con Petrobrás para asociarla en el porcentaje de participación que retendrá en el Norte. La participación de Petrobrás es fundamental para intentar el proyecto de desarrollo gasífero del mercado brasileño, al que podrían aplicarse gran parte de las reservas de la Cuenca del Norte.
Para vender otros activos de YPF hace falta la ley de transformación de la empresa. Incluida en la convocatoria a sesiones extraordinarias del Congreso, su aprobación es todavía motivo de reparos técnicos y de especulaciones políticas.
Las provincias que no tienen hidrocarburos cuentan con legisladores que deben votar y que se sienten motivados a reclamar alguna participación en el paquete accionario. La capitalización de YPF se hizo con recursos de todos los argentinos. Las provincias petroleras se resisten a aceptar “la propiedad de los hidrocarburos” con las restricciones que plantea la ley. La provincia de Buenos Aires reclama cambios al régimen de coparticipación antes de comprometer a los legisladores oficialistas del distrito a aprobar el proyecto de transformación. Los radicales insisten en algunos proyectos alternativos que presentaron sus legisladores.
El número total de legisladores está dividido no sólo por intereses partidarios, sino también por otros criterios encontrados. La transacción, el diálogo y la conciliación de tan diferentes posturas, que persigue la nueva conducción del sector, tendrá que remontar varios meses de desinteligencias y rigideces. Conclusión: pronóstico reservado.
El Plan Argentina.
El Plan Argentina ya está en venta. Simón Robertson y Cullen Valdez Rojas e Intera son los consultores seleccionados para difundirlo y proyectarlo al mercado mundial. Obviamente comenzarán a ofrecerse las áreas más interesantes. Las últimas a incorporarse al paquete de ofertas serán las áreas off-shore. Habrá que hacer una buena promoción del plan, porque el mundo petrolero de esta década ofrece muchas alternativas exploratorias. Es útil la idea de crear “data rooms” en puntos estratégicos del mundo petrolero.
Queda por delante, para terminar de armonizar el nuevo marco normativo con herencias del pasado, la renegociación de los contratos de YPF con el consorcio Bridas, Total, Deminex. Se trata de convertirlos al régimen de concesión.
La negociación será ardua y uno de sus puntos más críticos se centrará en el “take or pay” del gas del área, por el cual la petrolera estatal paga un precio muy superior al valor de transferencia a Gas del Estado. Con las nuevas reglas de juego propuestas para la industria gasífera el valor boca de pozo del gas en la Cuenca Austral sería también inferior al precio de compra hoy asegurado por contrato. Ergo, al consorcio que explota el área no le interesará quedar librado al riesgo del mercado. Prefiere seguir recibiendo US$ 1,40 por millón de btu. Será difícil conciliar posiciones.
Repercusiones.
“Papa” de Occidental frente a las Malvinas.
En la jerga petrolera, un fracaso exploratorio tiene un nombre inolvidable y pintoresco: “papa”. La expresión ha vuelto a oírse recientemente. Desde hace tiempo se especula con la riqueza petrolera que podría albergar el mar Continental Argentino en la Cuenca Austral, frente a las islas Malvinas.
La compañía Total tiene adjudicada el área Austral Marina, y la compañía Occidental el área Marina Malvinas, ambas localizadas en la zona de tantas expectativas y especulaciones.
Aunque políticos y diplomáticos de la Argentina y Gran Bretaña todavía tratan de imaginar fórmulas de conciliación para una eventual explotación de la riqueza petrolera de zona, el pozo exploratorio realizado en su área por Oxy resultó “papa”.
No hay hidrocarburos. Cuando la noticia llegue a los círculos políticos y diplomáticos habrá reacciones encontradas. Habrá que acotar las expectativas de desarrollar otro “mar del Norte” en esas comarcas. Concomitantemente será más fácil volver sobre el tema de la soberanía de las islas.
AGUAS ABAJO.
“Mea culpa”.
Precios: hay polémica sobre la estadística.
Con distintas reacciones (casi todas críticas) fue recibida la difusión de la estadística sobre precios de crudo y de productos finales en el mercado interno, con respecto del negocio de oportunidad del mercado externo. En el precio del crudo se critica el incremento o decremento que se hace respecto del precio de referencia internacional (WTI) para fijar las bandas de paridad de importación y exportación. Obviamente que hemos trabajado sobre valores promedios. El crudo escalante tiene diferencias de más o menos 7 dólares, respecto de la referencia internacional: el crudo de Hidra de más o menos 2 dólares y el neuquino de más o menos 4/4.5 dólares. Como hemos trabajado sobre el promedio, el cuadro nos dice que en promedio las transacciones de crudo en el mercado interno están dentro de las bandas que miden el negocio de oportunidad.
En materia de precios de productos finales (ex refinería) reconocemos las restricciones de nuestra comparación, por la dificultad de contar con una referencia internacional homogénea al precio considerado para el mercado interno (90% del precio de venta sin impuestos a los expendedores en Capital). La operación del mercado proveerá información que a través del análisis
nos permitirá ir ajustando las comparaciones para hacer más relevantes las mismas. Con esta salvedad, acompañamos la segunda entrega de cuadros de evolución de precios.
Anticipos confirmados.
Cómo se venderá Gas del Estado y en qué plazos.
Con la sanción del Marco Regulatorio para la industria queda expedito el cronograma ejecutivo para privatizar la empresa Gas del Estado. Habrá dos Compañías de Transporte y ocho de distribución según las configuraciones anticipadas por Carta Petrolera (en las compañías de transporte se impuso el criterio planteado como Alternativa II). Como se decidió crear sociedades anónimas, habrá que constituir una por cada unidad a privatizar (10 más las plantas de tratamiento que se venderán por separado). A cada una de estas sociedades hay que dotarlas de patrimonio y la idea es transferirlas con activos y pasivos (Gas del Estado posee US$ 1.200 millones de pasivos, siendo YPF su principal acreedor). El Estado venderá 60/70% de las acciones en cada sociedad y retendrá 30/40% para venderlas luego de que se revalorice la empresa en manos privadas (antecedente de ENTel).
La constitución de sociedades y la determinación de patrimonios en cada una de ellas complica la tarea de los privatizadores respecto del esquema original de otorgamiento de concesiones. Todo haría presumir un corrimiento de plazos de entrega de unidades hacia los primeros meses del ´93. Sin embargo, los responsables insisten en que llegarán con todos los deberes hechos a diciembre de este año. Su agenda destaca las fechas que se ven en el cuadro.
1. Redacción del MARZO 1992
Preliminary Information Memorandum y
circularización a 200 potenciales
interesados
2. Confección del Pre-Data Room MARZO 1992
(Buenos Aires-Houston-Londres)
3. Redacción del ABRIL 1992
Information Memorandum
4. Pliegos ABRIL 1992
5. DATA ROOM (Buenos Aires) ABRIL 1992
6. Llamado a licitación internacional MAYO 1992
(todas las unidades)
7. Adjudicaciones OCT/NOV. 1992
8. Traspaso de unidades NOV/DIC 1992