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“El crudo se estabilizaría recién en 2017 o 2018”

Entrevista a Diego Calvetti, Socio Líder de Oil & Gas y Minería en KPMG.

12 agosto de 2016

En el último mes, el petróleo acumuló una caída de 14% y forzó a analistas a rever hacia la baja sus proyecciones sobre el futuro del precio del crudo. “El mercado pecó de una falsa expectativa de que ese primer rebote generaría una pendiente de recuperación constante”, asegura en diálogo con El Economista, Diego Calvetti, socio líder de Oil & Gas y Minería de KPMG Argentina.

Luego de haber repuntado de menos de US$ 30 a principios de año a US$ 50 hace algunas semanas, el barril de petróleo volvió a caer. ¿Qué sucedió?

Cuando analizabas los factores que movilizan el precio, que son los stocks existentes y las expectativas de niveles de actividad (y principalmente la de los países que constituyen una demanda significativa, como China, Estados Unidos o Brasil), la perspectiva que te mostraban esos mercados era que China no arrancaba, Estados Unidos seguía creciendo a tasas razonables pero sin llegar a ser significativas, y Brasil, en plena crisis y sólo recientemente con alguna vista de comenzar a repuntar un poco. Si veías la tendencia del crecimiento económico a nivel global, no había una perspectiva tan alentadora, el Banco Mundial, el FMI reestimaban a la baja sus proyecciones de crecimiento global. Entonces, creo que lo que sucedió fue que el mercado pecó de una falsa expectativa de que ese primer rebote por encima de los US$ 50 generara una pendiente de recuperación que iba a ser constante o cuasi constante, acelerando la perspectiva de recuperación cuando no existían los elementos objetivos. Cuando analizás los stocks, cuánto crudo hay disponible hoy en todas sus variantes, no ves una caída significativa, con lo cual en principio no debería generarse una apreciación en precios signficativa. Creo que esta es una tendencia que vamos a tener en los próximos cinco o seis meses, en torno a este nivel. Anteriormente, la mayoría de los expertos del área estimaban que hacia fines de 2017 iba a haber un crecimiento sostenido del precio, volviendo a precios de US$ 60 o US$ 70; hoy eso parecería más difícil. En el mediano plazo, se observa que podría estar en torno a los US$ 50 y ese repunte va a estar un poco más definido por factores coyunturales, como conflictos armados o las negociaciones en la OPEP.

Es decir, aislando los factores coyunturales, ¿los fundamentals muestran una estabilidad, no muy por debajo de los US$ 40 ni muy por encima de los US$ 50?

No creo que perforemos la barrera de los US$ 40; para mí va a estar en torno a los US$ 50 y US$ 60, en esa brecha. Coyunturalmente podrá caer a los US$ 45, pero no creo que volvamos a ver ni un petróleo de US$ 110 ni uno de US$ 25. El de US$ 25 no tiene fundamento económico y el de US$ 110, hoy viéndolo en retrospectiva, estuvo atado a un período de historia económica particular, que fue el boom de las commodities y de China, que son elementos que también si los querés ver así, eran aislados y difíciles de sostener para justificar esos precios en forma constante por mucho tiempo. Lo que sucede es que China se desaceleró demasiado rápido, el resto del mundo no ayudó (los BRICS no continuaron con su nivel de crecimiento) y eso puso un freno de manos a nivel de actividad global. Acompañado de eso, los países árabes vieron amenazado su market share por los productores de shale americanos y de estos hechos coyunturales se desató todo esto. Pero estos hechos coyunturales tampoco se van a mantener durante gran parte de tiempo. China volverá a crecer a tasas más razonables, de 5% o 6%, seguramente, entre los BRICS, Brasil está empezando a transitar la curva hacia arriba, con lo cual en algún momento el nivel de actividad global se va a recuperar. Quizás no a los niveles del petróleo a US$ 100 pero hacia fines de 2017 o 2018 podemos encontrar alguna estabilidad en torno a los US$ 60, un valor económico fundamentado económicamente y representativo.

Eso desde el lado de la demanda. ¿Y desde la oferta?

Cuando el precio se deprime, las compañías reaccionan, y la reacción básica es la disminución de los proyectos de inversión y del volumen de actividad. No veo en cartera de las big players un proyecto muy significativo para que haya un cambio radical desde la oferta, como fue en algún momento alguno de los pozos que están costas afuera en Brasil, donde el volumen de gas representaba 50% de las reservas que ya tenía en ese momento el país. No veo proyectos en el mundo que vayan a tener un impacto tan significativo en la oferta. Todo lo contrario, al disminuir el nivel de actividad, es posible que muchos trabajos adicionales o de regeneración de pozos se hayan discontinuado. Si las perspectivas para los próximos dos o tres años, es que el precio continúe deprimido, seguramente eso acelere la decisión económica de cerrar esas áreas.

¿Este contexto podría demorar la actividad en Vaca Muerta?

Vaca Muerta va por un camino distinto, en el sentido de que los activos petroleros de shale tienen una particularidad respecto al convencional, que es que el reservorio en el convencional es físicamente un lugar. En el no convencional, lo que vos estudiás es el comportamiento de la roca madre para ver cuál es la mejor estrategia para fracturarla y conseguir la mayor cantidad de recursos. Entonces el no convencional tiene un gran período de tiempo, que es el que estamos atravesando nosotros, que es el de estudio de la roca. El precio en algún sentido se transforma en anecdótico. Es importante porque vos obtenés algo de producción a través de estas fracturas piloto, pero en definitiva lo que vos estás buscando es un know how, que se va logrando en el transcurso de los pilotos. Por eso, las compañías petroleras que apuntan a un plazo un poco más largo, hoy miran el precio internacional, pero también el precio hacia adentro. Entonces, por el precio internacional la explotación del shale argentino es muy caro, pero cuando lo miro puertas hacia adentro, con el valor del petróleo fijado internamente, es caro pero todavía estás trabajando en esa franja donde apostás a la obtención de know how. Va a haber menos actividad y va a costar que las empresas pasen a fases productivas intensivas y de gran escala, pero este proceso de entendimiento de la roca va a continuar, aunque quizás con más cuidado por parte de las empresas.

A fines de septiembre hay una reunión de OPEP; ¿puede haber un cambio respecto a lo que fue la última reunión, que terminó sin posibilidades de acuerdo?

No veo hoy un cambio sustancial en las posiciones que nos llevaron hasta acá. Venezuela sigue bregando por que suba el precio del petróleo, Irán por que le devuelvan la cuota que repartieron cuando entró en el embargo, Arabia Saudita sigue queriendo tener su posición dominante sobre el shale norteamericano, y Estados Unidos está en una situación de expectativa, mirando de afuera, porque pese a la baja de precios, se hizo de stocks, recuperó su autoabastecimiento y su mercado tiene un dinamismo tal que las empresas juniors terminan siendo adquiridas por empresas más integradas, el mercado de capital es mucho más acelerado y todo eso le permite hacer frente a proyectos con precios bajos; tienen otras facilidades y otra flexibilidad. Resumiendo, no veo un cambio en el paradigma del mercado como para decir que puede haber una vuelta de tuerca adicional. Los países árabes están muy cómodos en esta posición. Si bien relegan ingresos, apuestan a más largo plazo, mientras que los más incómodos son los productores pequeños de petróleo caro, como puede ser el crudo pesado de Venezuela, que va a pérdida con estos precios.

Acá se ve con la situación que atraviesa la producción chubutense, precisamente del petróleo más pesado.

Es cierto, y eso que Argentina tiene un petróleo que es menos pesado que el venezolano. El gran problema que tiene Chubut es ese; el precio internacional, y por eso el subsidio que tuvieron que salir a darle.

Entonces, ¿sin un alza será menos factible que pueda sacarse el subsidio al barril criollo en el corto plazo?

Eso es algo que se está escuchando mucho. El Gobierno lo tiene en estudio y entiendo que están pensado ir hacia precios de mercado teniendo en cuenta que plantea un cambio de modelo, de un crecimiento impulsado en el que el Estado a uno donde el Estado dirige las inversiones sin intervenir de forma directa. En algún momento la idea del Gobierno es corregirlo y lo ideal es que fuera cuando el petróleo a nivel internacional recupere un valor tal que la producción de Chubut no requiera ser subsidiada, pero tomando en cuenta esta perspectiva publicada recientemente donde se estiraron los plazos de recuperación por sobre 2018, no sé si van a preferir acelerar esa decisión o no. Hoy políticamente no lo veo factible. Lo ideal a veces es enemigo de lo posible.

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