PERSPECTIVAS DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y GAS EN LA ARGENTINA (Primera Parte)

A comienzos de los años 90, Argentina comenzó a dar los primeros pasos hacia la desregulación de su economía. Desde aquellos días, el país ha logrado reconvertir exitosamente su industria de petróleo y gas que se ha transformado en un
a industria eficiente, privada (en gran parte en manos extranjeras) y de pujante crecimiento. En el proceso de esta transformación, Argentina logró no sólo el autoabastecimiento de petróleo crudo y gas natural, sino que se convirtió también en exportador.

Standard & Poor's califica en escala global tres de las compañía líderes de petróleo y gas en Argentina, YPF S.A., Pecom Energía (PE) y Pan America Energy (PAE), las que conjuntamente representan el 60% de las reservas y producción de hidrocarburos del país. Aunque cada una de ellas cuenta con una calificación crediticia corporativa BB- en moneda extranjera, sus calificaciones en moneda local difieren, reflejando las diferencias en sus estrategias de negocios, posiciones en el mercado, estructuras accionarias y perfiles financieros.

Las calificaciones en moneda extranjera de estas compañías sufrieron varias modificaciones durante el 2001, como consecuencia de medidas similares tomadas sobre las calificaciones soberanas de Argentina y en virtud de los criterios de dolarización de Standard & Poor's que limitan las calificaciones en moneda extranjera de las instituciones privadas a tres escalones por encima de la calificación soberana en moneda extranjera.

Aunque las operaciones de las tres compañías mencionadas continúan altamente concentradas en el mercado local, tanto PE como YPF han hecho de la expansión internacional un aspecto clave de las estrategias de crecimiento en los últimos años. El énfasis principal se puso en América Latina, especialmente en Bolivia, Perú, Venezuela y, recientemente, Brasil. Si bien todas las compañías han logrado incrementar las reservas en el exterior, es PE la que más la ha diversificado; sus reservas extranjeras representaban el 61% del total a fines del año 2000.

De 1996 al año 2000, luego de haber invertido más de US$ 8,8 mil millones en desarrollo, exploración y adquisiciones, las compañías argentinas de petróleo y gas calificadas por Standard & Poor's aumentaron sus reservas en casi 3.498 millones boe (barriles equivalentes de petróleo) (ver cuadro 3). Asimismo, estas compañías reportaron costos de alrededor de $2.67 de 1996 a 2000 muy por debajo del promedio internacional de aproximadamente $5.00/boe. Los bajos costos de reemplazo de reservas se explican fundamentalmente por los siguientes factores:

§ Adquisiciones de áreas a bajo precio en licitaciones gubernamentales regionales;
§ Planes de desarrollo eficientes, a través de los cuales la mayoría de las compañías han implementado métodos de recuperación secundaria que les han permitido agregar reservas antes no económicamente viables; y
§ El expertise geológico que poseen las compañías que les ha permitido operar las áreas domésticas de una forma más eficiente.

Standard & Poor's espera que estos costos se incrementen ligeramente en el mediano plazo como consecuencia de:

§ Crecientes gastos de exploración en las áreas recientemente adquiridas,
§ La aplicación de perforación direccional, y
§ Mayores precios de licitación para las áreas regionales (aunque se espera que esto permanezcan por debajo del promedio mundial).

La estructura de costos operativos de estas compañías es muy buena. De este modo, a pesar del descuento promedio en el precio del crudo argentino de $2,50 a $3.00/bbl por debajo del precio de referencia del petróleo crudo benchmark del West Texas Intermediate (WTI) y los bajos precios de realización para el gas natural argentino (que por lo general están en el rango de $1.00 a $1.30 por millón de BTU (British Termal Units)), los retornos de las inversiones son por lo general bastante atractivos.

Además de ser productores eficientes, las compañías en la industria han realizado un buen trabajo en el reemplazo de la producción, con ratios que promedian un muy elevado 315% de 1996 a 2000. Como resultado de las actividades de desarrollo en áreas adquiridas en los últimos años, un mayor desarrollo de las reservas locales de gas natural, y la expansión esperada en toda la región latinoamericana, los ratios de reemplazo de producción deberían permanecer sólidos, aún cuando se espera que en los próximos años disminuyan levemente en relación con los niveles actuales

Entre 1996 a 2000, la producción anual conjunta de las compañías calificadas creció un total del 10,7%, incrementándose a 365,4 millones de boe de 330,1 millones de boe como resultado de actividades locales de desarrollo y exploración. Dentro de este contexto, el perfil de producción de PE es el que más ha cambiado en los cuatro últimos años, ya que casi el 90% de los incrementos en su producción de petróleo han provenido de las operaciones extranjeras de la compañía. Como contraste, los incrementos de producción tanto en YPF como en PAE han derivado fundamentalmente de una mayor producción de gas natural de sus operaciones locales.

EL DESARROLLO DEL MERCADO LATINOAMERICANO DE GAS NATURAL SERÁ EL MOTOR DEL CRECIMIENTO

Standard & Poor's espera que las mayores ganancias en la producción del sector deberían provenir de las operaciones de gas natural, como ya ha sido el caso en los últimos años. Adicionalmente, los patrones de crecimiento se verían incentivados por las nuevas oportunidades del sector energético en toda América Latina, tales como las que surgieron a partir de la apertura de la industria de petróleo y gas de Brasil a la inversión privada. Por su parte, las operaciones de petróleo deberían continuar creciendo en forma relativamente constante sustentadas por las inversiones en exploración y desarrollo y las tecnologías de recuperación secundaria.

De hecho, los incrementos de producción entre 1996 a 2000 de las compañías de petróleo y gas argentinas calificadas provienen del desarrollo doméstico de gas natural. Durante la década de 1990, la demanda total del gas natural argentino casi se duplicó, gracias a un ambiente regulatorio favorable a la competencia entre diversos combustibles, y a los substanciales descubrimientos de reservas de gas natural en el país, se incrementaron las cantidades disponibles al mercado. Standard & Poor's espera que el gas natural adquiera mayor importancia en la producción total de las empresas de energía. Tomando en cuenta las proyecciones de un crecimiento continuo en la demanda local y de la conexión de oleoductos y gasoductos con Chile, Uruguay y en menor grado Brasil, donde se espera que la demanda se incremente rápidamente a partir de la construcción de nuevas plantas de generación de energía térmica

A medida que dichos incrementos en la producción de gas natural tengan lugar, se espera que la estabilidad de las ventas de las compañías también se incremente, ya que casi todo el gas de la región se vende bajo contratos a largo plazo que establecen precios dentro de un rango relativamente estrecho (por lo general de aproximadamente $1.0 a $1.3 millones de BTUs.)

LA INTEGRACIÓN ATENUA LA VOLATILIDAD DE LOS NEGOCIOS DE E&P

Cada una de las compañías argentinas de petróleo y gas calificadas presenta un cierto grado de integración vertical y participa en una variedad de actividades más allá de la exploración y producción, incluyendo:


§ Transporte,
§ Refinado y comercialización,
§ Petroquímicos, y/o
§ Generación de energía.

La diversificación y grado de integración varían substancialmente de compañía a compañía y han sido factores críticos en la determinación de los resultados de cada una en los últimos años. En un extremo del espectro se encuentra YPF, que está absolutamente integrada y atenuando la volatilidad de las actividades de exploración y producción con el refinado y la venta minorista. YPF cuenta con aproximadamente la mitad de la capacidad de refinado de la Argentina (334.000 bbl/día) y es asimismo el mayor comercializador de combustibles, con aproximadamente la mitad de las estaciones de servicio del país.

PE es un caso intermedio ya que, pesar de su presencia significativa en los sectores argentinos de upstream, refinado, petroquímicos y electricidad, tiene sólo una pequeña presencia en venta minorista. PE ya incremento su perfil minorista, pero hasta el momento sólo tiene aproximadamente 79 estaciones de servicio, y por ende estas actividades son aún relativamente menores, en su mix de negocios.

Por último, en el otro extremo del espectro se encuentra PAE, quien ha limitado sus actividades fundamentalmente a exploración y producción, con inversiones menos significativas en la compresión de gas natural, oleoductos y generación de energía, pero no en la distribución minorista.

Desde 1998, los márgenes de refinado argentino han experimentado presiones significativas. En 1998, al caer los precios del petróleo crudo a niveles históricos, los precios de productos refinados cayeron en tándem, lo cual mantuvo bajos los márgenes de refinado y evitó que las refinerías se beneficiaran de los precios más bajos de la materia prima. Al recuperarse los precios del petróleo a lo largo de 1999, una diversidad de factores incluyendo una débil economía local y un exceso mundial de suministro de productos refinados limitaron la recuperación del mercado al subir los precios de materia prima, traduciéndose en un segundo año de bajos resultados para el segmento. Esta tendencia se mantuvo durante el año 2000.

Como contraste, los márgenes de venta minorista en Argentina permanecieron sólidos desde 1998 a 2000. La divergencia entre el desempeño de los márgenes de refinado y el margen minorista se debe en parte al alto grado de concentración dentro del sector argentino de despacho de combustibles, en el cual las tres compañías principales controlan alrededor del 90% de todo el mercado. En realidad, esta concentración junto con el hecho de que los precios minoristas se elevan rápidamente como respuesta a los mayores precios del petróleo, pero disminuyen lentamente como respuesta a los menores precios del petróleo ha llevado al gobierno argentino a investigar los procesos de fijación de precios minoristas. Como respuesta, Repsol-YPF se ha comprometido a que en el futuro sus precios minoristas reflejen con más exactitud las fluctuaciones de los precios del petróleo crudo. Sin embargo, Standard & Poor's no espera que estos cambios tengan un efecto substancial en la evolución operativa de las compañías que califica en el sector.

Como resultado de esta dinámica del mercado, compañías como YPF, con un mix de operaciones equilibrada (Exploración y producción, refinado y venta minorista) han exhibido resultados operativos relativamente estables. No obstante, compañías como PE y PAE, que carecen de una presencia minorista significativa, han mostrado resultados más volátiles. En virtud de ello y con el fin de traer mayor estabilidad a los resultados financieros, PE se ha dedicado a un extenso programa de cobertura de precios en los últimos años. Si bien este programa ayudó a PE a mitigar el impacto de una caída histórica de los precios del petróleo en 1998 (la compañía reportó $82 millones de ganancia de sus coberturas), también ha moderado los beneficios de los elevados precios del petróleo de fines de 1999 y 2000.
LA DESREGULACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO DE BRASIL PRESENTA GRANDES OPORTUNIDADES Y POCAS AMENAZAS

Brasil es sin duda el mayor mercado de energía de América latina. A pesar de sus reservas de petróleo substanciales, el país es un importador neto de petróleo crudo. La demanda interna es alrededor de 1,8 millones de boe por día, y la producción local de alrededor de 1,2 millones de boe por día no ha sido suficiente para cubrir el consumo. El total de reservas probadas se encontraba en aproximadamente 9.600 millones de boe (85% de petróleo, 90% offshore) en diciembre de 1999.

Desde 1996 Argentina exporta un promedio de alrededor de 108.000 barriles por día (bbl/d) a Brasil, convirtiéndolo en el segundo mayor proveedor de petróleo crudo de ese país y representando aproximadamente el 20% del total de importaciones de petróleo crudo de Brasil. Este volumen de ventas, que representa más de un cuarto de las exportaciones de petróleo crudo de Argentina, convierte a Brasil en un mercado de exportación importante para el país.

A medida que avance la apertura del sector del petróleo de Brasil, el ritmo de desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la nación probablemente se acelere. Como consecuencia, Standard & Poor's espera que la brecha entre el suministro y la demanda de petróleo brasileño comience a reducirse en el mediano plazo y que esto obligue a los productores de petróleo crudo argentino a buscar mercados alternativos para su producción. Si bien los productores deberían tener pocas dificultades en colocar su producción en otros mercados, el descuento promedio de calidad y transporte de US$2,50 a US$3,00 para el crudo argentino en contraposición al precio West Texas Intermediate (WTI) podría incrementarse.

Aún así, las oportunidades de crecimiento para los productores argentinos probablemente superen las amenazas potenciales de la apertura del sector de energía brasileño. Algunas compañías argentinas ya han comenzado a tantear el terreno. Tanto YPF como PE han dado sus primeros pasos dentro del sector de upstream brasileño licitando derechos de exploración en las dos primeras rondas de subastas que tuvieron lugar en 1999 y 2000.

Los intentos del gobierno brasileño por incrementar el uso de gas natural del país de 2,5 % de la matriz de energía en 1998 a alrededor del 12% para el 2005 presentan oportunidades adicionales de crecimiento. En este sentido se espera que haya una mayor demanda de capacidad instalada de generación de energía térmica. El gobierno brasileño espera otorgar derechos para la construcción de 49 plantas termoeléctricas a gas por una capacidad total de aproximadamente 17.000 megawatts (MW), lo cual exigirá una nueva inversión de alrededor de $17 mil millones. (Hasta la fecha se han atrasado los planes debido a temas regulatorios no resueltos, fundamentalmente mecanismos de ajustes tarifarios, entre el gobierno y los licitantes, lo cual atrasa el crecimiento esperado de la demanda de gas natural). Un porcentaje significativo de esta mayor demanda se cumplirá con importaciones, principalmente de Bolivia y Argentina. Si los productores de gas natural argentinos pueden capitalizar esta oportunidad, esto les permitirá monetizar más rápidamente sus reservas, que hoy están substancialmente subutilizadas (Argentina posee la segunda mayor base de reserva de gas natural del Cono Sur luego de Venezuela). Con el fin de aprovechar esta oportunidad, se están considerando o están en marcha varios proyectos de gasoductos de gas natural.

El próximo Lunes Standard & Poor's continuará con la segunda y última parte de este artículo.