regulaciones
Producción de hidrocarburos:
Los desafíos y expectativas encontrados de Argentina y EE.UU.
Argentina busca aumentar la producción de petróleo y gas natural desde hace años, claramente luego de la expropiación del 51% de YPF en 2012. El mundo entero observa la evolución de la producción de petróleo en EE.UU. para pronosticar el fin de la contracción, e inicio de la recuperación, del WTI. En esta nota se discuten distintos indicadores para caracterizar ambas experiencias. Los datos muestran que, domésticamente, la recuperación de la producción de petróleo y gas natural de YPF y el cese de la contracción de la producción del resto de las empresas muestran señales de agotamiento durante los últimos 4 meses, mientras que en EE.UU. ya se han comenzado a contraer fuertemente las inversiones que permitirán acentuar la reducción en la producción de petróleo verificada en el último trimestre, de manera tal que los stocks acumulados como inventarios puedan volver a niveles normales y permitan una normalización del nivel del WTI en los próximos meses. por Santiago Urbiztondo *
*Economista de FIEL
26 Indicadores de Coyuntura Nº 569, octubre de 2015
regulaciones
A
Gráfico 1. Producción mensual de YPF, 2001-2011, y Ene.2012 - Jul.2015* 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800
Pr om
2 Pr 00 om 1 2 Pr 00 om 4 2 Pr 00 om 7 20 10 en e12 ab r12 ju l12 oc t12 en e13 ab r13 ju l13 oc t13 en e14 ab r14 ju l14 oc t14 en e15 ab r15 ju l15
600
Gas Natural (MM m3)
Petróleo (1.000 m3)
GN sin P Hernández
Petróleo sin P Hernández
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * YPF no incluye Apache, adquirida en feb-14.
Gráfico 2. Variación anual de la producción de petróleo y gas natural, YPF y total, 2004-Jul.2015 15% 10% 5% 0% -5%
III .
20 IV 12 .2 01 I.2 2 01 II. 3 20 III 13 .2 0 IV 13 .2 01 I.2 3 0 II. 14 2 III 014 .2 0 IV 14 .2 01 I.2 4 0 II. 15 20 15 ju l-1 5
14
13
20
12
20
11
20
10
20
09
20
08
20
07
20
06
20
05
20
20
04
-10%
20
un año de haber comenzado la contracción del precio del petróleo internacionalmente, la Argentina está en busca de sostener el aumento de su producción doméstica mientras que el mundo está atento a cómo reacciona (a la baja) la producción de petróleo en EE.UU., cuyo aumento anterior -al explotar crecientemente recursos no convencionales durante la última década- dio lugar al exceso de oferta que finalmente dejó de ser acomodado por la OPEP y provocó la fuerte caída del WTI. La expropiación parcial de YPF en marzo de 2012 buscó, y busca aún (junto con otras medidas, de manera saliente el mantenimiento del precio mayorista del petróleo y el reconocimiento de un precio de 7,5 US$/MMBTU para el nuevo gas producido), revertir la contracción de la producción de petróleo y gas natural verificadas durante la década previa, cuando los precios mayoristas y minoristas estuvieron intervenidos y fueron deprimidos artificialmente. En esta nota se actualiza la realidad doméstica en materia de producción, inversión y precios en el upstream del sector de hidrocarburos, y se incluyen referencias salientes sobre la evolución de la producción, inventarios e inversiones de petróleo en EE.UU. La conclusión emergente es que, en el ámbito nacional, la recuperación de la producción de petróleo y gas natural de YPF y el cese de la contracción de la producción del resto de las empresas, verificados durante 2014 y el primer trimestre de 2015 respectivamente, muestran señales de agotamiento durante los últimos 4 meses. Mientras que en EE.UU., los menores precios por el exceso de oferta han llevado a una fuer-
Petróleo Total
Gas Total
Petróleo YPF
Petróleo Resto
Gas YPF
Gas Resto
Fuente: Elaboración propia en base a SE. Nota: YPF no incluye Apache, adquirida en feb-2014; sí incluye participación de Petrobras Argentina en Puesto Hernández, adquirida en feb-2014.
Gráfico 3. Variaciones acumuladas de producción de petróleo y gas natural post-expropiación de YPF 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% Total Petróleo
YPF Petróleo
2011-2014
Resto Petróleo
IV.11-II.15
Total Gas I.12-II.15
YPF Gas
Resto Gas
Mar.12-Jul.15
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * YPF no incluye Apache, adquirida en feb-14.
Indicadores de Coyuntura Nº 569, octubre de 2015 27 72
regulaciones te acumulación de stocks que sólo en los últimos 3 meses parece comenzar a aliviarse, pero cuya confirmación y normalización requiere no sólo observar una fuerte contracción de la inversión (ya en marcha) sino también que la producción no convencional por las inversiones pasadas comience (rápido) con su declinación natural.
Gráfico 4. Inversiones hidrocarburíferas upstream, total país, 2005-2014 (MM de US$)
8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000
En ese sentido, más allá de 2.000 las oscilaciones de corto 1.000 plazo, y suponiendo que 0 la demanda mundial se 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012p 2013 2014 2016 mantiene estable, en los próximos meses (tal vez YPF Resto Total Shale para Autoabastecimiento en 2030* no inmediatamente, pero Fuente: Elaboración propia en base a SE y Jorge Ferioli. * Estimación de J. Ferioli (aquí se computa promedio anual no más allá del segundo entre 2016-2030; autoabastecimiento en GN incluye 20 MM m3/día de Bolivia). semestre de 2016) debería normalizarse el precio del WTI hacia valores intermedios entre los 45 US$/barril acde 2014– ello no se había trasladado a los datos agregados tuales y los 100 US$/barril de los primeros 9 meses del del sector debido a que el resto de los productores del año 2014. En ese contexto, el precio actual del petróleo país (tomados en conjunto, y más allá de diferencias al en Argentina podría terminar siendo razonable, aunque interior de ese grupo) continuaron contrayendo su propolíticamente habrá que transitar un período de naturaducción y esperando nuevas condiciones para incrementar les presiones para su liberalización (a la baja). Más genede manera significativa sus inversiones.1 Por otra parte, los datos del primer cuatrimestre de 2015 alentaban cierralmente, los mecanismos para restablecer el equilibrio to optimismo medido dado que la contracción de la pro(intermedio) a nivel internacional, con una contracción ducción del resto de las empresas parecía estar llegando parcial de la producción de petróleo no convencional en a su fin, y por ende también se dejaba atrás el piso de la EE.UU., están en marcha, pero el inicio pleno de un ciclo producción doméstica agregada de petróleo y gas natural. de producción creciente de hidrocarburos en la ArgentiVeamos qué fue lo que ocurrió en los últimos 4 meses con na todavía es una incógnita, y aparentemente requerirá información disponible. de una mayor credibilidad de las reglas aplicables (por ejemplo en materia de los precios) en cada uno de los El desempeño de YPF y del resto de las productos y sus derivados.
empresas: producción, inversión y precios
El caso argentino En notas pasadas señalé que la estatización parcial de YPF, conjuntamente con importantes aumentos de precios mayoristas del gas natural y el petróleo (y minorista de las naftas), dieron lugar a una fuerte recuperación de la producción e inversiones de YPF, pero que –hasta fines
Gráfico 5.1 Pozos hidrocarburíferos terminados, total país, 1998-2015* 250
150
Gráfico 5.2 Metros perforados (miles) en pozos hidrocarburíferos terminados, total país, 1998-2015* 3.000
1.200
500
2.500
1.000
400
2.000
800
300
1.500
200
1.000
100
500
600
100
Los datos publicados por la Secretaría de Energía correspondientes al período mayo-julio de este año confirman el crecimiento de la producción de hidrocarburos de YPF luego de la expropiación parcial en abril de 2012, aunque con un ritmo levemente menor que el de los dos años pre-
600
1.400
200
Producción
400 50
200
Desarrollo (avanzada y servicio)
*
14
15
20
13
20
20
11
12
20
20
09
10
20
08
20
20
06 20 07
05
20
04
20
20
02
03
20
Exploración Exploración
20
00
20
19
19
*
14
15
13
20
20
12
20
11
20
10
20
09
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
20
99
00 20
98
19
19
01
-
99
-
20
-
98
-
Desarrollo (avanzada y servicio)
Explotación (eje derecho)
Explotación (eje derecho)
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2015 proyecta datos de enero-julio 2015, según variación vs. 2014.
28 Indicadores de Coyuntura Nº 569, octubre de 2015
regulaciones
Más generalmente, el Gráfico 2 muestra que tanto en 2013 como en 2014 este cambio de tendencia en la evolución de la producción de YPF no se observó en otras empresas tomadas en conjunto; por el contrario, la producción conjunta de petróleo y gas natural del resto de las empresas continuó cayendo a una velocidad superior que lo observado hasta 2012. Sin embargo, los datos del año 2015 aportan una impor-
7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 Avanzada
Exploración
2009
2010
Explotación
2011
Servicio
2012
2013
Total general
2014
2015*
Fuente: Elaboración propia en base a SE. * 2015 en base a evolución en enero-julio vs. 2014.
Gráfico 7. Número de equipos de perforación, Enero 2009 - Junio 2015 120 110 100 90 80 70 60 50
jul-15
abr-15
ene-15
jul-14
oct-14
abr-14
ene-14
jul-13
oct-13
abr-13
ene-13
jul-12
oct-12
abr-12
ene-12
jul-11
oct-11
abr-11
ene-11
jul-10
oct-10
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ene-10
jul-09
oct-09
40
abr-09
En todo caso, ello sólo ha permitido a la empresa volver a los niveles de producción del año 2008 en petróleo y de 2009 en gas natural, todavía muy por debajo (30% en petróleo y 11% en gas natural) de los niveles promedio del período 2001-2003 por ejemplo.
Gráfico 6. Metros perforados por pozo terminado, 2009-2015*
ene-09
vios: el Gráfico 1 muestra que la tendencia decreciente de su producción de gas natural y petróleo verificada hasta 2011 se detuvo en 2012, comenzó a revertirse lentamente desde el segundo trimestre de 2013 y mantuvo un sendero creciente desde entonces, acumulando subas postexpropiación (entre marzo 2012 y julio 2015) del 15% en petróleo (10% si se resta la producción de adquirida en Puesto Hernández a Petrobras Argentina en 2014) y 27% en gas natural. En los últimos meses, sin embargo, se observa una leve desaceleración del ritmo de crecimiento observado durante 2015: en el segundo trimestre de este año, YPF aumentó 6,7% y 14,3% su producción interanual en petróleo y gas natural, pero en julio de este año dichos aumentos fueron del 4,5% y 8,8% respectivamente.
Fuente: Baker hughes, en IAPG.
Gráfico 8. Evolución del precio del petróleo crudo (US$/barril), Ene.2006-Ago.2015 140 120 100 80 60 40
Precio Escalante
Precio promedio crudo doméstico
ago-15
oct-14
mar-15
may-14
dic-13
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feb-13
sep-12
abr-12
nov-11
jun-11
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ago-10
mar-10
oct-09
may-09
dic-08
jul-08
feb-08
abr-07
sep-07
nov-06
jun-06
20
ene-06
1 La última de dichas notas fue Urbiztondo, S.: “Producción, inversión y precios de hidrocarburos en el tercer aniversario de la expropiación de YPF”, Indicadores de Coyuntura 563, Abril 2015.
WTI
Fuente: SE
Indicadores de Coyuntura Nº 569, octubre de 2015 29 92
regulaciones
jul-15
abr-15
ene-15
jul-14
oct-14
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jul-13
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5.000
abr-12
5.500
20
ene-12
6.000
25
jul-11
6.500
30
oct-11
7.000
35
abr-11
7.500
40
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8.000
45
jul-10
8.500
50
oct-10
9.000
55
abr-10
9.500
60
ene-10
10.000
65
Producción diaria de petróleo crudo (1.000 bpd), eje derecho Stocks en días de producción Stocks en días de abastecimiento
Fuente: Elaboración propia en base a EIA.
Gráfico 10. EE.UU., stocks comerciales y precio del petróleo crudo, Ene.2010-Sep.2015 120
500
110
480 460
100
440
90
420
80
400
70
380 360
60
340
50
320
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oct-12
ene-13
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oct-11
ene-12
jul-11
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300
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40
jul-10
Inversión
70
abr-10
En efecto, la precaución y la mesura son inevitables al notar que, como muestra el Gráfico 3, distintas definiciones del período postexpropiación de YPF igualmente indican que en términos acumulados –esto es, vis-à-vis el punto de partida y no el año inmediato anterior– el fuerte aumento de su producción (especialmente en gas natural) coexistió con una fuerte contracción de la producción de terceros, provocando una reducción acumulada en la producción total de petróleo y gas natural en el entorno del 5%-8% según distintas definiciones posibles del punto de partida y del punto actual.
Gráfico 9. EE.UU., producción promedio y stocks de petróleo crudo, Ene.2012 - Sep.2015
ene-10
tante novedad al observarse un cambio en la tendencia del resto del mercado, aparentemente replicando con un rezago de 3 años lo observado con YPF desde 2012 en adelante: en efecto, el primer trimestre del año fue auspicioso al mostrar un leve crecimiento interanual de la producción de gas natural, y el segundo trimestre sumó a ello una leve recuperación interanual de la producción total de petróleo, aunque los datos de julio (últimos disponibles al momento de escribir esta nota) invitan a ser precavidos: la producción de petróleo y gas natural sólo es 2% mayor que la de igual mes del año 2014.
El espacio para el optimismo tieWTI Spot Price FOB (US$/b) Stocks comerciales (MM de barriles), eje derecho ne cierto fundamento, también acotado, al observar los esfuerFuente: Elaboración propia en base a EIA. zos de inversión del conjunto de las empresas del sector, que muestran una recuperación cados por la exploración y explotación no convencional a ciertamente no suficiente para revertir definitivamente la que se ha volcado YPF (y en una medida mucho menor el ciclo declinante iniciado en la primera mitad de la déel resto del mercado). cada pasada. La Secretaría de Energía actualizó los datos de inversión upstream en los años 2013 y 2014, que perEn efecto, como se observa en los Gráficos 5.1 y 5.2, si miten verificar importantes aumentos entre 2011 y 2014 bien en el año 2012 aumentaron la cantidad de pozos ex(pasando de 5,2 mil millones de US$ a 7,8 mil millones ploratorios terminados y de metros perforados para exde US$ como se observa en el Gráfico 4), aunque nuevaploración en los mismos, los años 2013 y 2014 volvieron mente de manera muy concentrada en YPF (quien, por a mostrar una caída en ambos indicadores (sin que los su propia naturaleza, tiene un conjunto de incentivos y datos de enero-julio 2015 sugieran algo en contrario tamventajas distintas al del resto de las empresas).2,3 Por otro poco). Y aunque las cifras referidas a pozos de desarrollo lado, esos mayores montos invertidos podrían obedecer (avanzada y servicio) y explotación son sólo levemente en buena medida a los mayores costos de inversión implimás benignas, la actividad exploratoria observada en el
2 La gestión pública de YPF –a diferencia del resto de las empresas– internaliza el costo de importación de combustibles que recae en el margen en el Estado Nacional (vía subsidios a ENARSA y CAMMESA), y en ese sentido desde 2012 ha operado percibiendo “precios plenos” del petróleo y gas natural (sin impuestos ni retenciones), ya que su mayor producción tiene por remuneración (para su accionista controlante, el Estado Nacional) tanto los precios domésticos deprimidos como los recursos fiscales y las divisas no utilizadas en importaciones sustitutas de la misma. 3 La inversión agregada en el upstream del sector de hidrocarburos incluye desarrollos convencionales y no convencionales, y aún así su nivel en 2014 fue 15% inferior a la inversión anual que sería necesaria sólo en el desarrollo de los recursos no convencionales en Vaca Muerta para alcanzar el autoabastecimiento de gas natural en el año 2030.
30 Indicadores de Coyuntura Nº 569, octubre de 2015
regulaciones país luego de la expropiación parcial de YPF resulta sólo levemente superior a la del año 2011, con un fuerte incremento en la profundidad promedio de cada perforación. Esto último puede verse más nítidamente en el Gráfico 6, donde se verifica que desde 2012 (y particularmente en materia de exploración en 2015) ha crecido la profundidad promedio de las distintas perforaciones terminadas, lo cual es consistente con un costo creciente de las nuevas inversiones (en buena medida por el mayor peso de la explotación no convencional, pero también de manera más general al explotarse más intensivamente los yacimientos cada vez más maduros). Así, el fuerte crecimiento en la cantidad de equipos de perforación disponibles post-expropiación de YPF que muestra el Gráfico 7 (liderado fuertemente por YPF, que aumentó de 25 a 80 los equipos de perforación disponibles entre 2011 y 2014), está más asociado con los mayores requisitos de la exploración y explotación no convencional de Vaca Muerta que con un crecimiento agregado en el esfuerzo inversor tendiente a incrementar la producción de hidrocarburos respecto de los niveles observados en la década previa al menos. Además, este crecimiento en el número de equipos de perforación disponibles parece haber llegado a un máximo a fines de 2014, aunque ello deberá confirmarse con los datos del segundo semestre de este año.
En lo que respecta al petróleo, el Gráfico 9 se focaliza en el período 2010-2015, y permite verificar que el continuo crecimiento de la producción recién alcanzó un máximo en mayo de 2015, acumulándose stocks desde fines de 2014 de manera coincidente con el inicio de la caída del WTI. En efecto, la caída del WTI resultó a partir del exceso de oferta mundial de petróleo que siguió al fuerte y sostenido aumento de producción no convencional en EE.UU., pero dado que las inversiones de exploración y desarrollo ya completadas o a medio camino no podían revertirse a fines de 2014, la producción continuó aumentando hasta varios meses después de la reducción del precio, debiendo constituirse en mayores niveles de inventarios (stocks) dada la demanda existente. En efecto, el Gráfico 10 muestra que entre 2010 y 2014 inclusive, los movimientos de precios y stocks de petróleo en EE.UU. estuvieron positivamente asociados (lo cual es consistente con reacciones ante cambios en la demanda o cambios temporarios en las condiciones de oferta mundial de petróleo): al aumentar la demanda o disminuir circunstancialmente la oferta de petróleo del resto del mundo, aumenta el WTI y provoca un aumento mayor de la producción no convencional de EE.UU, parte de la cual alimenta mayores stocks. Pero también que tal asociación se invirtió en los últimos 12 meses: el shock de oferta consistió en que la OPEP dejó de reducir su producción de petróleo para acomodar el crecimiento de la producción de EE.UU., provocando una fuerte contracción del WTI y un fuerte crecimiento de los stocks de petróleo crudo en EE.UU. ante el exceso de oferta provocado por la producción ya iniciada y la que estaba lista para incorporarse luego de completar las inversiones en marcha.
Objetivos y perspectivas petroleras contrastantes: producción con tímida suba en Argentina y reducción iniciada en EEUU
Precios
En materia de precios mayoristas, la situación reportada pocos meses atrás se mantiene cualitativamente, pero acentuada cuantitativamente: el Gráfico 8 muestra la evolución de precios mayoristas del petróleo, donde se observa que la contracción del precio internacional del petróleo tomó una breve pausa entre abril y mayo pero continuó en el último trimestre hasta promediar 43 US$/barril en agosto, aumentando la brecha (negativa) con el precio doméstico garantizado por medio de la Resolución CPCEPNIH 14/2015 (que tiene por resultado un valor doméstico promedio en torno a los US$ 69 US$/barril en julio).
El caso de EE.UU. En Estados Unidos, la experiencia de los últimos años ha sido diametralmente opuesta: la explotación no convencional ha permitido incrementar su producción de petróleo y gas natural de manera notable durante la última década, a tal punto que ello llevó a fuertes caídas del precio internacional del gas natural (años atrás) y del petróleo (desde fines de 2014 –y decisión de la OPEP mediante de dejar de acomodar dicha mayor producción).
En tal sentido, la situación reciente que muestra el Gráfico 10 es la que permanentemente monitorea el mercado: si los stocks de petróleo caen, ello refleja una reducción más fuerte de la producción (o un crecimiento no previsto de la demanda) que llevará a recomponer, al menos parcialmente, el nivel del WTI, alejándolo de los mínimos actuales. En última instancia, los stocks caerán de manera pronunciada sólo después de que se verifique una contracción adicional en la producción no convencional de crudo en EE.UU., sólo observable luego de que ocurra una fuerte contracción en la inversión upstream. Al respecto, datos de la EIA (US Energy Information Administration) muestran la fuerte correlación histórica entre el WTI y las inversiones en explotación de gas y petróleo, verificando que la contracción de las inversiones ya ha comenzado en el primer semestre de 2015, por lo cual la contracción en la producción debería estar próxima, y con ella la recuperación parcial del WTI.4
4 Nótese que en el pasado la contracción de la inversión entre mediados de los 1980s y fines de los 1990s no llevó a una recuperación inmediata del WTI, para la cual debió esperarse casi dos décadas, lo cual sugiere que la recuperación del WTI (por la contracción de la inversión iniciada en 2015) podría demorarse muchos años aún. Sin embargo, a diferencia de los 1980s-1990s, la producción actual a contraerse es básicamente no convencional (con costos de inversión y desarrollo superiores a las explotaciones convencionales), cuyo ciclo productivo es mucho más reducido (en las explotaciones convencionales la vida útil de los yacimientos típicamente se extiende por varias décadas, mientras que en las no convencionales típicamente no alcanzan siquiera los 2 años), por lo cual –si la demanda se mantiene estable– la demora en la recuperación del WTI debería ser menor (aunque no necesariamente de igual magnitud).
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