Con foco en Vaca Muerta, el directivo de Dow propone una salida heterodoxa e innovadora para el upstream de hidrocarburos a partir de una liberación gradual de la exportación de petróleo. Lograr créditos baratos con los sistemas de pre-financiación, la clave de la iniciativa que también pretende ahorrarse discusiones legislativas.

Alberto Laverán se sumerge en el análisis de la enmarañada coyuntura que atraviesa la industria hidrocarburífera en la Argentina. Habla con fruición, con la seguridad de quien hace tiempo realiza lecturas que cruzan múltiples variables, la mayoría inciertas. En definitiva, es a lo que se dedicó durante años en Dow, uno de los grandes players de la petroquímica global. El análisis de riesgo y la estrategia comercial de un negocio complejo como el del Oil & Gas es su área de competencia. Nacido en Bernal, Laverán se recibió de contador público de la UBA, sumó estudios en la Universidad del Sur y protagonizó una próspera trayectoria profesional que lo llevó por Estados Unidos, Bélgica y otros destinos de Europa. Su narrativa se distingue por un rasgo no del todo usual en el ámbito local: encauza la dificultad hacia una solución posible.

La entrevista con TRAMA se concretó a fines de noviembre en El Establo, un restaurante de época en el microcentro porteño, a pocos metros de la sede del Instituto Petroquímico Argentino (IPA). La propuesta consistía en tratar de hallar oportunidades o vectores de crecimiento en un escenario energético que en 2020 avizora una ralentización en términos de actividad e inversión. En el upstream de hidrocarburos, Laverán apunta los cañones, en una primera etapa, a la producción de petróleo desde Vaca Muerta. En ese punto, su lectura está en línea con lo que analiza la mayoría de las petroleras, que en 2018 migraron al shale oil.

Lo disruptivo de su propuesta radica en el esquema que imagina para lograr un espiral ascendente de la inversión en una macroeconomía local vapuleada por los coletazos de la crisis. Laverán cree que, pese a la caída de los precios relativos de los hidrocarburos por efecto de la devaluación, puede encontrarse una senda de desarrollo petrolífero si el gobierno entrante logra re-acceder al sistema internacional de prefinanciación de exportaciones. Eso permitiría contar con créditos blandos y generar un efecto de confianza de los jugadores multinacionales que están presentes en la industria. Al mismo tiempo, defiende una liberación paulatina y por etapas de la exportación de petróleo, que podría comenzar por el extremo sur del país. «Algunos sugieren la liberación la exportación de manera irrestricta que, si bien me encantaría, barrería por completo
la especificación del oleoducto de Neuquén a Buenos Aires
y provocaría una pérdida de capacidad de control por parte del gobierno sobre el precio de los combustibles en el surtidor», advierte.

¿Cómo funciona la pre-financiación de exportaciones? 

—Una pre-financiación de exportación puede extenderse hasta por una década. Se compromete como colateral el contrato de venta de petróleo, contra el cual se presta entre 70% y 80% de este. Por ejemplo, si se firma con un trader con el compromiso de entrega de un volumen de petróleo en el Puerto Rosales, se podría lograr un crédito extremadamente barato con un banco internacional: 4% a 180 días, 5% a un año y medio, o 6% a 10 años, siempre y cuando la frase «pending of goverment approval» no figure en el contrato, o sea que el gobierno no pueda bloquear la entrega física de los volúmenes comprometidos. Se saldría del mercado argentino para entrar al internacional, lo que convierte la incertidumbre de precio en un riesgo mitigable. El Ejecutivo podría pedir un «first call» en el producto, a precio de paridad
de exportación, por ciertos volúmenes, para cumplir los requisitos que la ley le impone al administrador, que es básicamente no comprometer el abastecimiento del mercado interno.

La pata que permite capturar ese préstamo es el producto. Debemos aprovechar la coyuntura de disputa comercial entre China y los Estados Unidos. Justamente, los clientes chinos son quienes podrían financiarnos. No se trata de regalar nada, sino de ser inteligentes.

¿Qué recepción tiene la propuesta en el sector?

—Habría que plantearle el esquema al próximo gobierno.
Los productores petroleros seguramente estarían a favor siempre y cuando se respete el precio. Además, reconocen que el acceso a mercados internacionales es un plus. Una cosa es el pago de u$s 50 export parity en pesos a 90 días en la Argentina, y otra en moneda dura en cuotas por prefinanciación de exportaciones.
Si se acuerda la entrega de 20.000 barriles diarios free on board en el Puerto Rosales, libre para exportación y a depositar en los tanques de Oil Tanking para que dispongan a su antojo, con ese documento un banco presta a 180 días al 4% en dólares.
La solución no es mágica, pero podría ser menos complicada de lo que se cree.

¿Cómo se garantiza la instancia anterior de inversión para que exista un saldo exportable real de petróleo?

—Las compañías tomarán la decisión de invertir una vez que se quite el sistema de especificación forzada. Cuando ocurra, todo el sistema se irá por fuera buscando el óptimo económico.
El diseño centralizado de la estructura argentina de gas
y petróleo apunta a la eficiencia en el consumo nacional,
pero la convivencia con este es un obstáculo para vender al mercado externo. Al correr por un único oleoducto, el ingreso cada vez mayor de petróleo exportable desde Vaca Muerta, de por sí más liviano, quita de especificación a todo el oleoducto para la refinería de Ensenada y de Dock Sud. Una producción de 1 millón de barriles, un escenario sumamente posible de alcanzar dentro de cinco años, supondría exportar 800.000 de barriles API 45, conservar 200.000 en el mercado local –probablemente
de Escalante, Mendoza y el norte–, e importar entre 300.000
y 400.000 de bonny light nigeriano. Y las refinerías correrían mejor. A fin de cuentas, el saldo sería positivo.

Además, si se creara un fondo de exportación, se podría compensar la diferencia entre el import y el export parity. Son u$s 6 por barril como máximo. Luego puede disponerse su forma de aplicación, ya sea como medida anti-shock de la devaluación o como cobertura de forma estructural del import y export parity. El Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL, ex ITC) se distribuye con las provincias, por lo que el fondo debería compensarlas por el ICL que no se cobra. El desafío es cubrir dos o tres años, dado que el aumento de la producción exportable podría sacar de especificación a todo el sistema del sur durante el proceso. Ese es el end goal. La forma más sencilla es liberar la exportación de petróleo geográficamente.

¿Cuál sería el eslabón inicial?

—La primera fase podría consistir en desbloquear inmediatamente las exportaciones del sur de Santa Cruz y de Tierra del Fuego, dos provincias que atraviesan una situación engorrosa. El impacto sería nulo. La producción petrolera de la primera es limitada.
Ya se está exportando vía Chile todo el gas posible a Methanex.
Al año siguiente o a los 18 meses podrían quitarse las trabas para su zona norte, Pico Truncado y Las Heras. A partir de ello, el despacho de gas al sur trasandino se incrementará y hasta podrían delinearse proyectos más volados, como instalar una exportadora de gas licuado modular en Tierra del Fuego.
Y la última fase sería Comodoro Rivadavia. Parte del gas continuará fluyendo hacia Buenos Aires porque no tiene alternativa. Quizá haya algún plan de exportación de gas licuado desde el extremo más austral. Los campos del sur de Santa Cruz y del offshore son buenos, pero les cuesta competir contra los de Neuquén por una cuestión logística: el transporte incremental es carísimo. No se molesta a los privados, ayuda a dos provincias que lo necesitan, evita efectos en el corto plazo y permite mostrar casos testigos en que la Ley (que permita la libre exportación de crudo) sea respetada. Además de accionar geográficamente, al mismo tiempo el plan sería liberar la exportación de crudo de 50º API para arriba.

Eso apuntaría concretamente al crudo de Vaca Muerta…

—Exactamente. El problema es que en Neuquén no hay forma
de realizar la separación, por lo cual empujaría a que el sistema se ocupara de solucionarlo. Una opción podría ser un ajuste
de densidad en cabecera. Podría instalarse una separadora de densidades en la provincia para tomar la corriente de crudo
que entra a Oldelval, separar desde más de API 40 y enviarlo con Puesto Hernández vía Chile.

¿Los proyectos de Vaca Muerta son viables con un precio al productor de u$s 50 o u$s 55?

—Seguro. Uno de Permian se solventa a u$s 38 con una tasa interna de retorno (TIR) del 9%, mientras que uno de Vaca Muerta llega a los u$s 40 con una TIR promedio de hasta el 15%. La diferencia radica en que la tasa de descuento es mayor acá y el costo del punto de fractura hidráulica ronda los u$s 230.000, contra u$s 120.000 de Estados Unidos. Como el nivel de actividad es más bajo, el costo es superior: se pueden realizar seis fracturas en un día, pero no se pueden sostener esos niveles porque no hay suficiente volumen de actividad. Es el huevo y la gallina.
Es fundamental que se permita acceder a la exportación y aumentar la masa crítica de los proyectos. Se puede competir contra Permian a nivel físico. El punto a resolver es el acceso
al capital, donde la desventaja es grande.

¿Qué medidas hacen falta para duplicar la producción de crudo?

—Hoy el nivel de oferta es de 500.000 barriles por día (bbl/d).
Si el objetivo a un lustro es doblarlo, cubrir la diferencia demanda el incremento de la producción nueva en el orden de unos 150.000 bbl/d por año, ya que la declinación ronda los 50.000 barriles, a grandes rasgos. Para ello se necesitan 150 pozos nuevos por año, calculando 1.000 bbl/d  cada uno. Equivalen a u$s 1.600 millones de inversión en upstream, más un monto
de entre u$s 500 millones y u$s 1.000 millones en transporte, separación y procesamiento. Por otro lado, habrá un problema significativo con el gas asociado, porque todas las áreas de las ventanas de petróleo volátil o de black oil cuentan gas en distinto grado. En Loma Campana el GOR (gas/oil ratio) es de 300, y en Bajada de Añelo, puede estar cerca de 4.000. En valores de 3.000 GOR, cada barril significa unos 90 metros cúbicos (m3) de gas con gran poder calórico. Unos 500.000 barriles nuevos entregarían un excedente de 45 millones de m3/d adicionales de gas.
En ese escenario, el precio del gas podría acercarse al lifting cost, que ronda los u$s 1,80 por MMBTU, y rebotará entre lifting y el break even de pozos incrementales de gas seco (3-3,5 u$s/MMBTU). Al empujar todo el sistema al límite de la especificación, será necesario exportar LPG a destajo. Lo más lógico es colocar propano, butano y gasolina afuera, aunque también podrían instalarse centrales termoeléctricas que consuman
esos productos. Al fin y al cabo, el saldo es beneficioso ya
que se contará con gas barato y, por ende, con electricidad barata, que es la fuente de competitividad. La exportación de 500.000 barriles de petróleo y de 3 o 4 millones de toneladas de LPG equivaldría a un monto de entre u$s 10.000 millones y u$s 14.000 millones por año. Lograríamos un incremento de divisas entre exportaciones e inversiones, que es similar al tamaño del déficit de cuenta corriente argentino. Por primera vez en muchas décadas, el país podría gozar estructuralmente de un sistema superavitario.

¿Es el único camino?

—Para cerrar el déficit de cuenta corriente, se reciben capitales para inversión o se generan ingresos vía turística o impositiva. En la cuenta capital, compuesta por los préstamos y los pagos,
no hay margen por falta de crédito. En el mejor de los casos llegarán inversiones extranjeras directas, aunque es difícil en el contexto de incertidumbre que atraviesa el mercado argentino. En cuanto a la balanza comercial, la mayor parte de las importaciones son bienes destinados a la capacidad productiva, indispensables para continuar exportando. Estamos en el límite mínimo y es imposible perforar los u$s 45.000 millones de importaciones sin resentir la capacidad productiva del sistema. Eso incluye un par de miles de millones en combustibles, pero se debe a una cuestión de especificación del gasoil, ya que la demanda del Euro Diesel, por ejemplo, aún no se puede abastecer localmente. Se terminarán exportando gasolinas y fuel oil, y  se importará diesel, en grandes rasgos.

Regulación

Laverán considera que no es necesario embarcarse en una nueva Ley de Hidrocarburos, tal como proponen algunos alfiles del Frente de Todos. Sí propone concentrar esfuerzos en modificar los decretos reglamentarios y resoluciones ejecutivas de ese marco regulatorio. «Es preferible evitar un debate sin sentido en el Congreso, donde los legisladores probablemente expongan sobre temas que desconocen y se fuerce a los representantes del peronismo a votar un texto que tal vez los incomode», advierte.

En ese marco, confía en que la coyuntura los empuje a superar discusiones. «La gran ventaja actual de la Argentina es que atraviesa una crisis que, como tal, alinea y fuerza a tomar decisiones. No se puede plebiscitar todo. Debatir temas complejos con gente que los ignora es bastardear el conocimiento», señala. De todos modos, reconoce que la normativa general requiere algunos cambios. «Modificaría la potestad del administrador para bloquear las exportaciones en proyectos determinados. Una de las cláusulas impide vender afuera cuando las reservas no están probadas. Lo que cambiaría es transformarlas en recursos económicamente desarrollados para desvanecer de manera automática la condición de escasez. No hay reservas para que un funcionario pueda justificar exportaciones, pero sí recursos económicamente recuperables a 200 años», indica.
Y agrega: «La redacción actual motiva a quienes están a cargo
de las aprobaciones a no conceder ni una, porque saben que posteriormente se exponen a una multiplicidad de juicios».

¿Las empresas del upstream no pedirán como garantía una Ley en lugar de un decreto presidencial?  

—Sería ideal, pero es diferente de lo posible. En ese caso, podría impulsarse una Ley de promoción del desarrollo de los recursos naturales, que establezca su libre disponibilidad a cambio de que el Estado cuente con un call a precio exportable en una cuota cuidadosa; no por el total, porque perdería el sentido. Asimismo, como la plata se trae de afuera, el productor debería gozar de libre repatriación del dinero hasta el monto invertido: cuando lo exceda, se somete al marco del resto de las empresas. Por otro lado, en vez de incluir la complejidad del ajuste por inflación,
y dado que el inversor afronta un efecto negativo en el impuesto a las ganancias por la suba de precios, le ofrecería amortización acelerada por el 100%. La tasa de exportación sería igual a la diferencia entre un proyecto similar y el suyo, obviamente en un porcentaje, ya que el riesgo nacional es mayor, y discriminada geográficamente.

¿Cómo encaja un proyecto expansionista en una coyuntura recesiva? 

—Nos enfrentamos a un escenario de riesgo e incertidumbre.
El riesgo puede mitigarse; la incertidumbre no. Lamentablemente, el gobierno argentino colmó el sistema de incertidumbre con la pesificación y el congelamiento de precios, y la industria petrolera está respondiendo en consecuencia. Estamos acostumbrados a soportar la volatilidad de los precios del crudo y del gas por la especificidad del sector. Sin embargo, no es nuestra tarea lidiar con el precio de la gasolina en Lomas de Zamora o con los saltos del tipo de cambio. La única solución ante la incertidumbre es sentarte y esperar que pase, como en la vida cotidiana.

La situación y la posición de negociación son mejores que en 2010. Se sabe que hay reservas que estuvieron ahí por 300 millones de años, que los proyectos de petróleo caminan a u$s 45 el barril y los de gas a u$s 3,50 o u$s 4 por MMBTU. Tal vez podría pensarse en que la de aceptar que un contrato de venta al exterior de petróleo que incorpore una cláusula por la cual el gobierno argentino disponga un call de hasta un 20-30% sobre la producción toda vez que abone a valor exportado, incluso con un certificado dolarizado para descontar impuesto a las ganancias o cargas sociales. Es preferible riesgo en lugar de incertidumbre. ×

El engaño del export parity

Tras el aumento del domingo 1 de diciembre, el precio del litro de nafta Súper en la Ciudad de Buenos Aires superó los $ 53. Las petroleras aguardan un nuevo incremento porque aún persiste un retraso que ronda el 15% respecto de la paridad de exportación, guarismo que resulta de descontar las retenciones al precio internacional. Aunque acuerda con la necesidad de achicar la brecha, Laverán prefiere alejarse del concepto: «El export parity es un concepto engañoso», advierte.

«Se mide precio contra precio –explica–, pero la exportación se paga en dólares a 15 días, mientras que la venta local es en pesos a mayores plazos. Un export parity equivalente en los dos no es real. Ningún banco descuenta la factura del refinador; o si lo hace, te liquida con el interés».

El ejecutivo de Dow, que regresó al país en 2012 tras unos años en los Estados Unidos y en Europa, comprende que la carrera de precios en el sector depende de la macro. «Si se hacen las cosas bien, es posible volver a ser un país 100% export parity. La clave es cerrar el déficit de cuenta corriente, que es la raíz de la inflación», concluye.

Fuente: Econojournal.