El mal negocio de la atomización
Se instaló un falso concepto sobre la necesidad de más operadoras en las áreas petroleras.
En 1993, a partir de las reformas emprendidas desde fines de 1989, los reportes señalan que la producción petrolera se realizaba en 103 yacimientos, con un número de operadores no superior a los 30, los cuales manejaban un conjunto muy disímil de áreas grandes y pequeñas. Hacia el 2007 el número de operadores seguía siendo cercano a los 30 y las áreas en operación del orden de las 219, similar al elenco previo a las reformas. Hacia el 2011, el número de áreas era de aproximadamente 550 y el de operadores cerca de los 50. En la breve historia de 1993 al 2011 han aparecido más de 100 nombres de empresas petroleras, de las cuales hoy figuran como productoras unas 50 ó 60, muchas de ellas de breve existencia. Quien lea estas cifras y tenga en mente que la atomización de la industria petrolera es una meta deseable conoce poco no sólo de la actividad hidrocarburífera, sino también de nuestra historia y de las estrategias empresarias. Cuando en el intento de incrementar la producción vía estímulo de precios muchos de los bloques en producción dejaron de hacerlo, esas mismas áreas se multiplicaron bajo nuevas denominaciones, de modo tal que pudieran aparecer como nuevas y percibir los estímulos de los planes petróleo y gas plus, posiblemente sin ninguna inversión adicional. La evidencia de que esa atomización y descentralización de la actividad no han producido resultados como los esperados es muy sencilla: a) la producción petrolera argentina hizo su pico en 1998 y decayó un 36% para fines del 2013; b) la de gas hizo lo propio en el 2004 y cayó en 20%; c) el número de pozos exploratorios respecto de los de producción perforados anualmente representó una proporción del 8,6% entre 1994 y 2011, contra una de 16,3% entre 1980 y 1993, siendo además dramática la caída de dicho cociente entre el 2000 y el 2003 (5%). Privó sin duda una lógica de monetizar reservas ya descubiertas en áreas bien prospectadas y ninguna inversión de riesgo genuino. Pero también se atomizó una valiosa información geológica, antes centralizada en YPF, la única empresa que desde abril del 2012 a la fecha viene incrementando la producción frente a la declinación de las restantes operadoras. A pesar de todo, la idea de que multiplicar actores y descentralizar tareas de exploración y explotación sentó un precedente que quedó como falso imaginario, afectando la delicada cuestión del federalismo. Rentabilidad Aunque es muy difícil acceder a la información de la productividad media por pozo por día, una descripción del nivel de producción por empresa resulta posible y esto se refleja en las dos primeras columnas del cuadro que acompaña esta nota, con datos del 2014 para la Argentina. Nótese que por alguna circunstancia extraña los productores más pequeños obtuvieran una rentabilidad neta unitaria 50% más alta que aquellos que hoy concentran el 58% de la producción petrolera argentina, el porcentaje que representaría perforar un nuevo pozo sería muy elevado respecto del que significaría para productores mayores. Por lo tanto, el valor presente neto de cualquier inversión, ajustado dicho valor por riesgo, es tanto mayor para cualquier productor pequeño, fuese éste privado o público. La experiencia de EE. UU. Aun en Estados Unidos –donde se estima que hay más de 500.000 pozos activos, 4.000 plataformas off shore y 16.000 operadores en la industria, además de una distinta legislación de derecho minero– las cifras son contundentes respecto de que sólo los productores más grandes –y que operan los pozos más productivos– se hallan en condiciones económicas de operar sobre la base de costos marginales de largo plazo e invertir a riesgo en condiciones objetivamente favorables. Así, según datos oficiales de ese país para el 2009, un 3% de los pozos daba cuenta del 63% de la producción de petróleo en yacimientos predominantemente petrolíferos, mientras que un 79% de los pozos aportaba sólo el 16% de la producción. Una situación más crítica aún se presentaba en los yacimientos de gas, donde el 10% de los pozos explicaba el 70% de la producción de gas natural. De hecho con el desacople producido entre los precios del gas natural y el crudo a partir de la llamada “revolución del shale gas” –cosa ocurrida desde el 2007 a la fecha–, en el 2012 sólo cerca del 20% de los nuevos pozos se había dado en yacimientos netamente gasíferos, mientras que en el 2007 representaban el 50%. Tal vez estos datos sean de interés para orientar una política petrolera nacional que requiere con urgencia acuerdos robustos y emprender un futuro con aprendizajes positivos. *Vicerrector de la sede andina de la UNRN y experto en energía
Del ’93 a esta parte hay más operadoras, aunque cayó la producción. LAs firmas chicas ganan más pero no arriesgan.
Roberto Kozulj *
El escenario que viene para el shale
En estados unidos son las grandes firmas las que manejan el negocio.
En 1993, a partir de las reformas emprendidas desde fines de 1989, los reportes señalan que la producción petrolera se realizaba en 103 yacimientos, con un número de operadores no superior a los 30, los cuales manejaban un conjunto muy disímil de áreas grandes y pequeñas. Hacia el 2007 el número de operadores seguía siendo cercano a los 30 y las áreas en operación del orden de las 219, similar al elenco previo a las reformas. Hacia el 2011, el número de áreas era de aproximadamente 550 y el de operadores cerca de los 50. En la breve historia de 1993 al 2011 han aparecido más de 100 nombres de empresas petroleras, de las cuales hoy figuran como productoras unas 50 ó 60, muchas de ellas de breve existencia. Quien lea estas cifras y tenga en mente que la atomización de la industria petrolera es una meta deseable conoce poco no sólo de la actividad hidrocarburífera, sino también de nuestra historia y de las estrategias empresarias. Cuando en el intento de incrementar la producción vía estímulo de precios muchos de los bloques en producción dejaron de hacerlo, esas mismas áreas se multiplicaron bajo nuevas denominaciones, de modo tal que pudieran aparecer como nuevas y percibir los estímulos de los planes petróleo y gas plus, posiblemente sin ninguna inversión adicional. La evidencia de que esa atomización y descentralización de la actividad no han producido resultados como los esperados es muy sencilla: a) la producción petrolera argentina hizo su pico en 1998 y decayó un 36% para fines del 2013; b) la de gas hizo lo propio en el 2004 y cayó en 20%; c) el número de pozos exploratorios respecto de los de producción perforados anualmente representó una proporción del 8,6% entre 1994 y 2011, contra una de 16,3% entre 1980 y 1993, siendo además dramática la caída de dicho cociente entre el 2000 y el 2003 (5%). Privó sin duda una lógica de monetizar reservas ya descubiertas en áreas bien prospectadas y ninguna inversión de riesgo genuino. Pero también se atomizó una valiosa información geológica, antes centralizada en YPF, la única empresa que desde abril del 2012 a la fecha viene incrementando la producción frente a la declinación de las restantes operadoras. A pesar de todo, la idea de que multiplicar actores y descentralizar tareas de exploración y explotación sentó un precedente que quedó como falso imaginario, afectando la delicada cuestión del federalismo. Rentabilidad Aunque es muy difícil acceder a la información de la productividad media por pozo por día, una descripción del nivel de producción por empresa resulta posible y esto se refleja en las dos primeras columnas del cuadro que acompaña esta nota, con datos del 2014 para la Argentina. Nótese que por alguna circunstancia extraña los productores más pequeños obtuvieran una rentabilidad neta unitaria 50% más alta que aquellos que hoy concentran el 58% de la producción petrolera argentina, el porcentaje que representaría perforar un nuevo pozo sería muy elevado respecto del que significaría para productores mayores. Por lo tanto, el valor presente neto de cualquier inversión, ajustado dicho valor por riesgo, es tanto mayor para cualquier productor pequeño, fuese éste privado o público. La experiencia de EE. UU. Aun en Estados Unidos –donde se estima que hay más de 500.000 pozos activos, 4.000 plataformas off shore y 16.000 operadores en la industria, además de una distinta legislación de derecho minero– las cifras son contundentes respecto de que sólo los productores más grandes –y que operan los pozos más productivos– se hallan en condiciones económicas de operar sobre la base de costos marginales de largo plazo e invertir a riesgo en condiciones objetivamente favorables. Así, según datos oficiales de ese país para el 2009, un 3% de los pozos daba cuenta del 63% de la producción de petróleo en yacimientos predominantemente petrolíferos, mientras que un 79% de los pozos aportaba sólo el 16% de la producción. Una situación más crítica aún se presentaba en los yacimientos de gas, donde el 10% de los pozos explicaba el 70% de la producción de gas natural. De hecho con el desacople producido entre los precios del gas natural y el crudo a partir de la llamada “revolución del shale gas” –cosa ocurrida desde el 2007 a la fecha–, en el 2012 sólo cerca del 20% de los nuevos pozos se había dado en yacimientos netamente gasíferos, mientras que en el 2007 representaban el 50%. Tal vez estos datos sean de interés para orientar una política petrolera nacional que requiere con urgencia acuerdos robustos y emprender un futuro con aprendizajes positivos. *Vicerrector de la sede andina de la UNRN y experto en energía
Registrate gratis
Disfrutá de nuestros contenidos y entretenimiento
Suscribite por $1500 ¿Ya estás suscripto? Ingresá ahora
