El barril Macri presiona a los campos maduros

Las operadoras estiman que con las nuevas condiciones van a recaudar menos que lo que tenían proyectado. Piden que toda la cadena de valor se adecue al mismo tipo de cambio. Proyectan que el acceso al financiamiento será difícil por el riesgo país.





El tiempo de repago aproximado de un pozo convencional es de 3 años y medio. Con las nuevas reglas estiman que se extenderá.

El tiempo de repago aproximado de un pozo convencional es de 3 años y medio. Con las nuevas reglas estiman que se extenderá.

El Decreto 566 tuvo un variado impacto para los diversos actores de la industria, pero el punto en común fue la nube de incertidumbre que cubrió los planes de desarrollo. En este escenario es que las operadoras que se concentran en el convencional quedaron en una situación incómoda para los próximos meses. 

Acorde a las productoras independientes a las que consultó "Energía On", con las recientes condiciones impuestas por el gobierno nacional el costo operativo se va a incrementar y los ingresos se congelarán. Algunas analizan revisar contratos y la mayoría coincide que con los índices macroeconómicos actuales el acceso al financiamiento para nuevos desarrollos será nulo.  

"Hasta hace poco, en algunos casos, el costo operativo estaba cerca de los 30 dólares el barril. En este escenario sube cerca de los 40 dólares. Esto se traduce en que se vende producción a un dólar fijo de 45,19 pesos y se pagan costos con un dólar variable", analizó el gerente General de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto. 

Ahora la polémica está en cuánto deben pagar las operadoras en carácter de regalías, si al tipo de cambio del Decreto 566 o al actual.

Por lo general para los pozos convencionales el período de repago es de aproximadamente 3 años y medio, pero si la actividad se ameseta hay posibilidades de que los tiempos para cubrir los costos iniciales también se extienda unos meses.  

"El tener un menor precio te estira más los tiempos de repago de los pozos. En nuestro caso lo que vamos a hacer es esperar que baje la polvareda, no vamos a parar equipos. Tenemos planes de trabajo y los vamos a seguir, probablemente no vamos a obtener la rentabilidad que esperábamos desde el inicio. Lo tomamos como una medida a 90 días que puede continuar o no en función de los índices macroeconómicos y de la coyuntura", observó el director Comercial de Oilstone, Mauricio Russo. 

En números

u$s 30
por barril aproximadamente era el costo operativo que tenían los desarrollos convencionales hasta el 9 de agosto. Ahora podría ascender a 40 dólares.

Para reducir el margen negativo y que las nuevas reglas no se traduzcan en menor actividad las compañías esperan que toda la cadena de valor colabore para que el impacto no recaiga en un solo actor. Las propuestas son variadas. 

Yo entiendo que nuestros proyectos son a largo plazo, pero hoy tenemos que rever todos los desarrollos obligatoriamente”.

Alfredo Bonatto es el Gerente general de Petróleos Sudamericanos.

"Es muy difícil que nosotros amortigüemos todo el impacto solos. Vamos a tener que sentarnos a charlar con todos nuestros proveedores y rever todos los índices que están dolarizados. Con estas condiciones hay servicios que la misma industria no los va a pagar", resaltó Bonatto. 

El objetivo es mantener los contratos que están pesificados y para los que están dolarizados ver la posibilidad de que las empresas de servicio compartan el mismo dólar a 45,19 que tienen las operadoras. 

"Todos los servicios asociados a esta industria que están dolarizados deberían correr la misma suerte que el productor, de servicio de perforación, compresión, productos químicos, deberían correr la misma suerte que el productor, ahora si el esfuerzo lo hace solo el productor, ahí tenemos un problema", subrayó Russo. 

El riesgo también juega su papel 

Si bien aún es difícil tener certezas de cuál será el impacto definitivo del congelamiento del precio del barril para los desarrollos en marcha, lo que se puede entrever ahora es que será difícil ver desarrollos nuevos.  

Además del dólar, el riesgo país tuvo una acelerada suba la semana pasada y ayer al mediodía rozó los 1.900 puntos.  

Las variables se deberían acomodar pero el problema es la macro, si se desmadra, habrá que intervenir los precios otra vez”.

Mauricio Russo es el Director Comercial de Oilstone.

Con estos valores el acceso al financiamiento va a ser cero. El riesgo país se duplicó en pocos días y esto quiere decir que la tasa a la que se consigue afuera hay que sumarle cerca del 18%. Si vos conseguías crédito en el exterior al 6% ahora le tenes que sumar el riesgo país”, indicó Bonatto. 

El tiempo de repago aproximado de un pozo convencional es de 3 años y medio. Foto: Florencia Salto

Esto claramente va a tener un impacto directo en casi toda la cadena de valor de la industria. Por lo general para financiar nuevos desarrollos las petroleras chicas adquieren créditos, algo que desde la semana pasada parece inviable. 

Es un hecho que el financiamiento va a estar en duda para nuevos desarrollos. En el medio tenés toda tu generación que vos tenés que definir si la seguís invirtiendo o no en función de cómo te de la rentabilidad de esa inversión. Eso en el corto o mediano plazo. En el largo plazo, vos querés desarrollar y tenés que hacer una emisión de bonos. Eso hoy está cerrado, es imposible con este riesgo país”, analizó Russo. 

El escenario es complejo y es que ante un contexto con indicadores económicos volátiles y precios congelados para el mercado interno, no es rentable acceder a financiamiento con altas tasas. Y tampoco lo es si se tiene en la mira salir al mercado internacional porque las condiciones locales hacen que las compañías operadoras pierdan competitividad frente a desarrollos de otros países.  

Por lo pronto el gobierno provincial de Neuquén propone un sendero de precios gradual para empalmar nuevamente con el valor internacional del petróleo y la cotización oficial del dólar.

Parece que los diez días que quedan de agosto estarán reservados para reuniones calientes para definir si el Decreto sigue como está o se hacen modificaciones.

Las principales dudas giran en torno a lo que sucederá cuando termine el plazo del congelamiento

La mayoría de las operadoras con activos no convencionales y convencionales señalaron a este medio que por más que el decreto establezca un período de 90 días, los impactos negativos pueden extenderse más allá, sobre todo por las elecciones de octubre.

La pregunta que se hacen los diversos actores del sector es qué va a pasar en el día 91.

Y es que, así como era imposible trasladar la corrida cambiaria a los surtidores el lunes de la semana pasada, también lo será cuando caduque el Decreto 566, que además habrá que sumarle el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL).

“El mayor problema de estas medidas es el desacople que se genera, volver al sendero que corresponde lleva tiempo. Dependerá mucho del momento post octubre. Si se reacomodan las variables y se puede volver al dólar full o si se sigue desmadrando y va a ser difícil encaminar los precios otra vez”, indicó Russo.

El temor entonces es que se cumpla el efecto bola de nieve. Antes de la fuerte alteración de los índices económicos luego de las PASO, se estimaba que el precio de los combustibles tenía un desfase cerca de 10%. Un trimestre bajo estas condiciones podría llevar más de la cuenta en regularizarse.

“Este negocio tiene incertidumbre Per Se porque es una actividad vinculada con lo geológico. Cuando le sumas incertidumbre desde otro lado, las decisiones se vuelven más pesadas y cuesta más analizarlas”, concluyó Bonatto.


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