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La mejora de indicadores clave de la industria, como el aumento del precio interno del petróleo y del valor del gas en boca de pozo –congelado durante casi toda la década kirchnerista-, pero sobre todo las buenas expectativas que despierta el upstream local de hidrocarburos a mediano plazo provocaron que las compañías productoras busquen sumar áreas en la Argentina. Toda una paradoja si se tiene en cuenta que el país restringe el giro de divisas al exterior, acaba de caer en default y tiene un horizonte económico incierto al menos para los próximos meses. Nada de eso alcanza para espantar a algunos inversores petroleros, para quienes poner un pie en los recursos naturales locales o incrementar su presencia pesa más en el largo plazo.
Esa es la contracara de otro fenómeno: cansadas de esperar una mejora en el negocio local, algunos jugadores están en plena retirada.
Para muestra basta un botón: hace dos meses, por ejemplo, Medanito -una petrolera independiente controlada por las familias Carosio y Grimaldi- desembolsó US$ 84 millones para quedarse con los activos de Chañares Herrados, que opera dos campos en Mendoza. Unas semanas antes, a fines de mayo, la compañía canadiense Madalena Energy había comprado -a cambio de US$ 60 millones- las áreas en la Argentina de Gran Tierra Energy, del mismo país de origen, que tenía bloques en la cuenca Neuquina y en norte del país. Y a fines de julio, la británica President Energy adquirió Puesto Guardián, un pequeño yacimiento en Salta, que era operado por Petrolera San José, de capitalrs ecuatorianos.
Todas las operaciones tienen un denominador común: la decisión del vendedor de ceder sus activos a un precio barato. Ilusionado con replicar ese modus operandi, Eduardo Eurnekian, titular de Compañía General de Combustibles (CGC), apuesta a quedarse con las áreas de Petrobras en Santa Cruz, cuyo proceso de venta está a cargo del Scotia Bank. Y Pan American Energy (PAE), Roch y Pluspetrol se disputan, junto con otros inversores internacionales, la compra de las concesiones de Apco Oil & Gas -entre ellas, Entre Lomas- en la Argentina.
Los yacimientos de Petrobras en Santa Cruz, en venta
Se trata, aún así, de un fenómeno silencioso, pero intenso. La gran mayoría de las petroleras está a la caza de oportunidades que puedan aparecer en el negocio de exploración y producción.
También inversores del exterior evalúan el escenario en búsqueda de reservorios y campos petroleros ubicados en el país. Son frecuentes, en ese sentido, las reuniones en la city porteña entre abogados que buscan interiorizarse de la situación financiera y económica de tal o cual compañía. Es tiempo -resume el dueño de una importante productora de la Cuenca Neuquina- de posicionarse en el mercado para recoger en los próximos años los frutos de esa apuesta.
¿Cómo se explica el apetito de los privados? Es sencillo: los activos en la Argentina están baratos. Ya lo estaban antes de que el conflicto con los holdouts derivara en el default forzado del país. Y lo están hoy todavía más después de la decisión del gobierno de Cristina Kirchner de desoír la sentencia del juez federal de EE.UU. Thomas Griesa.
La intervención estatal sobre los precios de los hidrocarburos –que están desfasados de las referencias internacionales-; el congelamiento de las tarifas residenciales de gas durante más de 10 años; el cepo cambiario que complica la repatriación de divisas a la casas matrices de las empresas; las trabas a las importación de equipos e insumos, y la inflación que impacta con fuerza sobre los costos, entre otros elementos, deterioraron el clima de negocio del país, lo que afectó el valor de los activos petroleros.
En países de la región como Brasil y Colombia, las reservas probadas de petróleo, denominadas P1 en la industria, se pagan hasta 20 dólares por barril, y en algunas áreas del shale de EE.UU. ese precio puede llegar hasta los 25-30 dólares. En la Argentina post de default, en cambio, el precio de las P1 es un tercio de lo que vale en otros competidores de América del Sur.
“Con este frente externo tan incierto y con la macroeconomía en jaque, el precio de los yacimientos locales cayó, tanto que el valor de las reserva P1 oscila entre los 5 o 7 dólares”, explicó el propietario de una petrolera a El Inversor Online.
El escenario tiene, sin embargo, un rasgo distintivo: si bien la mayoría de los directivos del sector asegura que las condiciones de mercado del país en general, y de la industria hidrocarburífera en particular, no son las adecuadas para traccionar inversión, coincide en pronosticar una mejoría del clima de negocios para el mediano plazo.
Los inversores creen que el fin de ciclo kirchnerista traerá aparejado una mejoría del clima de negocios para el sector.
El fin de ciclo kirchnerista –con las elecciones generales a poco más de un año- y la necesidad del gobierno venidero de otorgar condiciones que incentiven la inversión en el upstream a fin de revertir la caída de la producción de petróleo y gas –uno de los grandes desafíos que enfrentará el próximo presidente-, explican, a grosso modo, el optimismo de los ejecutivos del sector.
Coinciden que en la Argentina tiene viene será muy probable que se implementen programas de convergencia del precio interno del crudo con las referencias internacionales –están bifurcados desde que se instituyeron retenciones a la exportación en 2002-. Es uno de los pedidos del mundo inversor para reactivar sus planes de expansión en el país. El Gobierno, además, ya comenzó a transitar ese camino.
También apuestan por una recomposición del precio del gas en boca de pozo que, a pesar del aumento otorgado por el Gobierno en abril, sigue muy por debajo de los valores que reclama la industria para reactivar los desembolsos en proyectos gasíferos. El valor promedio del fluido ronda hoy los US$ 3,50 por millón de BTU si se ponderan los precios de referencia para los segmentos residenciales, industriales, GNC, usinas eléctricas y comercios. “Para promover la inversión en gas (que explica un 51% de la matriz energética) el precio de mercado debería ronda los 6 dólares”, propuso en agosto Daniel Montamat, ex secretario de Energía y actual consultor, en un seminario realizado en el Malba.
En base a esa lectura, las compañías están explorando el mapa petrolero en post de ampliar su presencia en el upstream local. “Siempre analizamos áreas que nos puedan interesar. Este es un momento para comprar, porque los precios de los campos argentinos es muy barato”, admitió a este medio un alto directivo de YPF, el mayor jugador del mercado.
El problema, claro está, es que las oportunidades no abundan. Son pocas las empresas interesadas en vender cuando sus activos están depreciados. Optan por esperar a que el clima de negocios mejore y sus áreas se revaloricen. Por eso, lo más probable es que casi ninguna de las grandes operadoras del sector –YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall, Pluspetrol, Sinopec, Chevron y Tecpetrol-, que en conjunto explican un 70% de la producción local de hidrocarburos, esté dispuesta a desprenderse de sus campos.
“Si esperamos una década con precios desfasados del crudo y valores congelados del gas bien podemos esperar dos años más a ver cómo evoluciona el escenario”, se sinceró el gerente general de otra petrolera.
Aún así, existen algunas oportunidades. La principal, quizás, está dada por la venta de las concesiones en Santa Cruz de Petrobras, que contrató al Scotia Bank para estructurar su salida de esos activos. También hay compañías cuya salida se explica, fundamentalmente, por el empeoramiento de las condiciones locales de inversión. Es el caso, por ejemplo, de Apco Oil & Gas, subsidiaria de la norteamericana Williams Exploration, que le puso cartel de venta a su áreas en las cuencas Neuquina (es propietaria de la Petrolera Entre Lomas), Austral y del Noroeste.
Se trata, por lo general, de compañías independientes de pequeña envergadura. Son pocas, pero en esa lista se podría incluir a Americas Petrogas (Canadá), que controla un importante acreaje sobre Vaca Muerta y estaría interesada en reducir su exposición local; y a las también canadienses Central Resources Corporation, Miramar Resources y Arpetrol.
La mejora de indicadores clave de la industria, como el aumento del precio interno del petróleo y del valor del gas en boca de pozo –congelado durante casi toda la década kirchnerista-, pero sobre todo las buenas expectativas que despierta el upstream local de hidrocarburos a mediano plazo provocaron que las compañías productoras busquen sumar áreas en la Argentina. Toda una paradoja si se tiene en cuenta que el país restringe el giro de divisas al exterior, acaba de caer en default y tiene un horizonte económico incierto al menos para los próximos meses. Nada de eso alcanza para espantar a algunos inversores petroleros, para quienes poner un pie en los recursos naturales locales o incrementar su presencia pesa más en el largo plazo.
Esa es la contracara de otro fenómeno: cansadas de esperar una mejora en el negocio local, algunos jugadores están en plena retirada.
Para muestra basta un botón: hace dos meses, por ejemplo, Medanito -una petrolera independiente controlada por las familias Carosio y Grimaldi- desembolsó US$ 84 millones para quedarse con los activos de Chañares Herrados, que opera dos campos en Mendoza. Unas semanas antes, a fines de mayo, la compañía canadiense Madalena Energy había comprado -a cambio de US$ 60 millones- las áreas en la Argentina de Gran Tierra Energy, del mismo país de origen, que tenía bloques en la cuenca Neuquina y en norte del país. Y a fines de julio, la británica President Energy adquirió Puesto Guardián, un pequeño yacimiento en Salta, que era operado por Petrolera San José, de capitalrs ecuatorianos.
Todas las operaciones tienen un denominador común: la decisión del vendedor de ceder sus activos a un precio barato. Ilusionado con replicar ese modus operandi, Eduardo Eurnekian, titular de Compañía General de Combustibles (CGC), apuesta a quedarse con las áreas de Petrobras en Santa Cruz, cuyo proceso de venta está a cargo del Scotia Bank. Y Pan American Energy (PAE), Roch y Pluspetrol se disputan, junto con otros inversores internacionales, la compra de las concesiones de Apco Oil & Gas -entre ellas, Entre Lomas- en la Argentina.
Los yacimientos de Petrobras en Santa Cruz, en venta
Se trata, aún así, de un fenómeno silencioso, pero intenso. La gran mayoría de las petroleras está a la caza de oportunidades que puedan aparecer en el negocio de exploración y producción.
También inversores del exterior evalúan el escenario en búsqueda de reservorios y campos petroleros ubicados en el país. Son frecuentes, en ese sentido, las reuniones en la city porteña entre abogados que buscan interiorizarse de la situación financiera y económica de tal o cual compañía. Es tiempo -resume el dueño de una importante productora de la Cuenca Neuquina- de posicionarse en el mercado para recoger en los próximos años los frutos de esa apuesta.
¿Cómo se explica el apetito de los privados? Es sencillo: los activos en la Argentina están baratos. Ya lo estaban antes de que el conflicto con los holdouts derivara en el default forzado del país. Y lo están hoy todavía más después de la decisión del gobierno de Cristina Kirchner de desoír la sentencia del juez federal de EE.UU. Thomas Griesa.
La intervención estatal sobre los precios de los hidrocarburos –que están desfasados de las referencias internacionales-; el congelamiento de las tarifas residenciales de gas durante más de 10 años; el cepo cambiario que complica la repatriación de divisas a la casas matrices de las empresas; las trabas a las importación de equipos e insumos, y la inflación que impacta con fuerza sobre los costos, entre otros elementos, deterioraron el clima de negocio del país, lo que afectó el valor de los activos petroleros.
En países de la región como Brasil y Colombia, las reservas probadas de petróleo, denominadas P1 en la industria, se pagan hasta 20 dólares por barril, y en algunas áreas del shale de EE.UU. ese precio puede llegar hasta los 25-30 dólares. En la Argentina post de default, en cambio, el precio de las P1 es un tercio de lo que vale en otros competidores de América del Sur.
“Con este frente externo tan incierto y con la macroeconomía en jaque, el precio de los yacimientos locales cayó, tanto que el valor de las reserva P1 oscila entre los 5 o 7 dólares”, explicó el propietario de una petrolera a El Inversor Online.
El escenario tiene, sin embargo, un rasgo distintivo: si bien la mayoría de los directivos del sector asegura que las condiciones de mercado del país en general, y de la industria hidrocarburífera en particular, no son las adecuadas para traccionar inversión, coincide en pronosticar una mejoría del clima de negocios para el mediano plazo.
Los inversores creen que el fin de ciclo kirchnerista traerá aparejado una mejoría del clima de negocios para el sector.
El fin de ciclo kirchnerista –con las elecciones generales a poco más de un año- y la necesidad del gobierno venidero de otorgar condiciones que incentiven la inversión en el upstream a fin de revertir la caída de la producción de petróleo y gas –uno de los grandes desafíos que enfrentará el próximo presidente-, explican, a grosso modo, el optimismo de los ejecutivos del sector.
Coinciden que en la Argentina tiene viene será muy probable que se implementen programas de convergencia del precio interno del crudo con las referencias internacionales –están bifurcados desde que se instituyeron retenciones a la exportación en 2002-. Es uno de los pedidos del mundo inversor para reactivar sus planes de expansión en el país. El Gobierno, además, ya comenzó a transitar ese camino.
También apuestan por una recomposición del precio del gas en boca de pozo que, a pesar del aumento otorgado por el Gobierno en abril, sigue muy por debajo de los valores que reclama la industria para reactivar los desembolsos en proyectos gasíferos. El valor promedio del fluido ronda hoy los US$ 3,50 por millón de BTU si se ponderan los precios de referencia para los segmentos residenciales, industriales, GNC, usinas eléctricas y comercios. “Para promover la inversión en gas (que explica un 51% de la matriz energética) el precio de mercado debería ronda los 6 dólares”, propuso en agosto Daniel Montamat, ex secretario de Energía y actual consultor, en un seminario realizado en el Malba.
En base a esa lectura, las compañías están explorando el mapa petrolero en post de ampliar su presencia en el upstream local. “Siempre analizamos áreas que nos puedan interesar. Este es un momento para comprar, porque los precios de los campos argentinos es muy barato”, admitió a este medio un alto directivo de YPF, el mayor jugador del mercado.
El problema, claro está, es que las oportunidades no abundan. Son pocas las empresas interesadas en vender cuando sus activos están depreciados. Optan por esperar a que el clima de negocios mejore y sus áreas se revaloricen. Por eso, lo más probable es que casi ninguna de las grandes operadoras del sector –YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall, Pluspetrol, Sinopec, Chevron y Tecpetrol-, que en conjunto explican un 70% de la producción local de hidrocarburos, esté dispuesta a desprenderse de sus campos.
“Si esperamos una década con precios desfasados del crudo y valores congelados del gas bien podemos esperar dos años más a ver cómo evoluciona el escenario”, se sinceró el gerente general de otra petrolera.
Aún así, existen algunas oportunidades. La principal, quizás, está dada por la venta de las concesiones en Santa Cruz de Petrobras, que contrató al Scotia Bank para estructurar su salida de esos activos. También hay compañías cuya salida se explica, fundamentalmente, por el empeoramiento de las condiciones locales de inversión. Es el caso, por ejemplo, de Apco Oil & Gas, subsidiaria de la norteamericana Williams Exploration, que le puso cartel de venta a su áreas en las cuencas Neuquina (es propietaria de la Petrolera Entre Lomas), Austral y del Noroeste.
Se trata, por lo general, de compañías independientes de pequeña envergadura. Son pocas, pero en esa lista se podría incluir a Americas Petrogas (Canadá), que controla un importante acreaje sobre Vaca Muerta y estaría interesada en reducir su exposición local; y a las también canadienses Central Resources Corporation, Miramar Resources y Arpetrol.
