La política oficial parece ser
apostar a YPF como caballito de batalla que revierta el déficit del resto de las
empresas. En julio, tuvo éxito. Pero, ¿es sustentable esa política?
La idea de que YPF puede resolver
por sí sola el déficit energético argentino no solo no es correcta sino que es
perjudicial para la propia empresa. La tendencia es al crecimiento en el market
share de YPF, tanto en el downstream como en el upstream. Si esa tendencia se
profundizara e YPF marchara a cuasi-monopolizar el mercado de hidrocarburos en
Argentina habrá dos perdedores: la empresa y el país. El caso de PEMEX
(México), ahora en plena reforma y apertura al capital privado, muestra que la gran
empresa estatal monopólica se vuelve ineficiente e improductiva y termina
perjudicando al país.
La otra cara del mismo problema,
es que de otorgársele preferencias a YPF S.A. se destruiría todo incentivo de
otras empresas privadas para competir en igualdad de condiciones con la
petrolera estatal. Ello también le infligiría un daño para muchos imperceptible
a YPF dado que esa empresa podrá obtener activos no por su eficiencia y
competitividad sino simplemente por privilegios pre establecidos por ley
subsidios.
Cuando el mandato de la eficiencia deja de ser la guía de la acción
de una empresa pública, otros actores (internos y externos a la empresa) se
sentirán libres de presionar al aumento de costos para extraer rentas
extraordinarias de una forma muy perjudicial para la empresa, como ocurrió en
el pasado. Debe alertarse que ese sería el comienzo del fin de la nueva YPF S.A.
Paradójicamente, poner a YPF en un pie de igualdad con las otras empresas
privadas será la política más beneficiosa para la salud de la ahora nueva petrolera
de mayoría estatal.
Respecto de la sustentabilidad de
los buenos resultados actuales de producción de YPF, aquella dependerán
fundamentalmente del financiamiento. Y claro está que la macroeconomía actual
no ayuda. YPF tiene principalmente cuatro fuentes de financiamiento para sus
inversiones: 1º) Cash-flow de su downstream (naftas y gasoil), 2º)
Financiamiento local, 3º) Financiamiento externo y 4º) Inversiones directas de
socios (contratos estilo Chevron/Dow/Petronas).
1º) Como se observa en el cuadro
Nº1, las caídas de ventas en gasoil vinculadas a la baja actividad económica
(que se espera persista o se agudice en lo que resta del año) comenzaron a
mostrar sus efectos desde abril y se profundizó con el correr de los primeros meses
del año en el agregado de todas las marcas (-3,7% en 1ºSem.’14/1ºSem.’13),
mientras que YPF pudo sostener un leve incremento de +2,9% en junio-‘14/jun-’13
aunque mantiene una caída semestral de -1,4%.
En el caso de las naftas, el
impacto se comenzó a sentir en marzo, principalmente en lo que respecta a la
nafta Premium o ultra. El incremento de volumen entregado por YPF de nafta
súper (+6,5%, junio-‘14/jun-’13) podría ser explicado por dos fenómenos: 1º)
Una sustitución de Premium a Súper de los propios clientes de YPF y, 2º) Una
sustitución realizada por clientes que no eran de YPF anteriormente pero que
migran a cargar en sus surtidores por las diferencias de precios relativas con otras
empresas. Sin embargo, la elasticidad precio de la demanda (la sensibilidad de
la demanda a los incrementos de precios) podría estar impactando no solo en las
empresas competidoras de YPF sino en las ventas de la propia petrolera estatal.
Mientras que las cantidades vendidas por YPF de súper se incrementaron en la
comparación interanual de junio (+6,5%) ésta resultó menor al porcentaje que arrojó
el incremento semestral (+9,2%), lo cual muestra un camino descendente en los
incrementos de ventas. Por su parte la Premium/Ultra de YPF sufrió un duro
impacto de ventas en la comparación interanual de junio cayendo +8%.
Las incógnitas son si el
desplazamiento de Premium a Súper mejoró o no la rentabilidad de YPF en ese segmento
y si la súper seguirá con incrementos cada vez menores. En resumen, se percibe
que los ingresos por generación de cash-flow del downstream del mercado y en
particular de YPF están encendiendo señales de alerta mostrando su límite en lo
que hace al posible sendero de incrementos de precios futuros sin que se vean
compensados en sentido contrario por caídas en los volúmenes de ventas.
Cuadro Nº1. Cantidades vendidas
de combustibles en Argentina y variaciones porcentuales
Precios al público:
Precios promedio mensuales de
todas las empresas en Capital y resto del país. Se toma el precio promedio de
Diciembre 2013 como base de comienzo del año 2014.
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2º) Respecto del financiamiento
local, la incertidumbre provocada por las actuales condiciones macroeconómicas
hacen muy difícil la emisión de deuda por parte de empresas energéticas y en particular
YPF. Los incrementos en el riesgo país, la prima de riesgo cambiario y la
expectativa de devaluación de la moneda argentina resultan en tasas en pesos esperadas
en el mercado demasiado altas para ser convalidadas por YPF. La última
colocación de YPF en el mercado local reflejó ese menor apetito de los
inversores, dadas las tasas imperantes en el mercado local por efecto de las
nuevas políticas del BCRA. Salvo por un financiamiento vía entidades del sector
público como ANSES, Banco Nación y mayores erogaciones recibidas mediante el
Plan Gas (subsidio al gas excedente para alcanzar los US$7,5 que fue incrementado
en $12.000 millones en la última ampliación presupuestaria reciente) no se
observan sino dificultades en este flanco.
3º) La incertidumbre
macroeconómica hace que se vuelva muy difícil para YPF incursionar nuevamente
en los mercados de capitales internacionales a las tasas que estaba
consiguiendo en el exterior en dólares, al menos en el corto plazo. A la
incertidumbre sobre el riesgo país y el default técnico se suma el riesgo
propio del negocio, el cual está hoy muy discutido por las dudas sobre la cuantía
de la rentabilidad de las inversiones en no convencionales en el corto plazo ya
que pequeños cambios en la tasa de endeudamiento impactan fuertemente en la
Tasa Interna de Retorno de los proyectos, de por sí no demasiado elevadas por
los altos costos operativos, la productividad promedio de los pozos y las
restricciones económicas imperantes a nivel local.
4º) Será muy difícil para YPF y
para las provincias poseedoras del dominio original de los hidrocarburos conseguir
inversiones directas de socios en este contexto, más allá de cambios en las
leyes sectoriales que incluye el polémico “carry” de las empresas provinciales
el cual podrá disminuir solo marginalmente los costos. Pari-passu el incremento
del costo del endeudamiento, el costo del capital propio se ha incrementado y
hará muy difícil justificar traer dólares o equipos nuevos al país, más allá de
inversiones simbólicas para “estar en el negocio” y compras de “opciones” a
futuro entrando a distintas áreas con largos plazos de concesión (los
propuestos 35 años para no convencionales) a cambio de algún compromiso
determinado de inversión no sustancial en el agregado.
¿Por qué funcionó en el sector
gasífero y no en el petrolero, que volvió a caer en julio pese al crecimiento
de YPF?
Yo no daría una definición
apresurada y diciendo que “funcionó”. Lo que hoy “funciona” es la producción de
gas y petróleo de YPF. Esta empresa deberá encontrar la economicidad de los
nuevos desarrollos para hacer sustentable la explotación. La propia YPF impulsa
cambios en este sentido, lo cual es evidente por su interés en bajar costos
mediante una reforma de la Ley de Hidrocarburos. El problema es que las
variables que siguen y seguirá por algún tiempo siendo una mochila para YPF son
las macroeconómicas.
El incremento en gas es fruto de
la inversión de YPF en Vaca Muerta en nuevos yacimientos no convencionales (con
15 pozos de shale y 55 de tight en explotación a junio pasado) los cual están
lejos de tener hoy una rentabilidad de mercado razonable como para atraer a
inversores privados en una magnitud considerable y es de alguna forma
subsidiada por ser una empresa verticalmente integrada (y usar lo que obtiene
de la venta de combustibles para la inversión en el upstream), por el financiamiento
barato interno de entidades oficiales y de una gran inyección de dinero del
Plan Gas, del cual nadie conoce exactamente que volúmenes se le remuneran a YPF
a US$7,5MMBTU y cuál es la tasa de declino teórica que usan para los cálculos.
Para hacer sustentable económicamente la producción de gas no convencional YPF
debe aun transitar por un buen tiempo la curva de aprendizaje y tener mejores
condiciones macroeconómicas para mejorar su acceso al financiamiento
internacional a tasas razonables.
A contrario sensu, parece más
sustentable en términos económicos el crecimiento de la producción no
convencional de petróleo de YPF (con 210 pozos de shale y 4 de tight en
explotación a junio del corriente), más basado en condiciones objetivas de
mercado (que podrían mejorar bastante si no existieran las retenciones a las
exportaciones petroleras) que en subsidios discrecionales.
¿En qué lugar deja a las petroleras
privadas, que no tienen asistencia oficial como si la tiene YPF?
Las petroleras privadas están en
una posición de “desensillar hasta que aclare”, solo invirtiendo sus utilidades
retenidas (ya que no pueden remitirlas al exterior) en proyectos no convencionales
para estar presentes en el negocio, principalmente en tight mas que en shale gas,
proyectos que son mayormente remunerados a US$7,5MMBTU por ser gas “nuevo”.
El problema es bastante simple:
en una industria en la cual el capital (propio y de terceros) es el principal
insumo, su costo, influido fuerte y negativamente por la situación
macroeconómica deja con pocas posibilidades a sus actores para motivar mejoras
(más inversión, incremento de la rentabilidad de los nuevos negocios, etc.) a
nivel microeconómico con precios atados a la discrecionalidad de la autoridad de
aplicación (conseguir que el gas se remunere a 7,5 y…conseguir cobrarlo porque
hay bastante demora en ello actualmente).
¿Cómo repercute todo esto en los actuales
niveles de importación energética, que muestran un balance energético negativo?
El objetivo planteado en la ley
que estatizó YPF es alcanzar el autoabastecimiento. Objetivamente, y a pesar de
los denodados esfuerzos de YPF, la poca claridad regulatoria del sector y el
deterioro aun mayor de la situación macroeconómica hizo que hoy estemos más
lejos que en ese momento de conseguir el autoabastecimiento. Para ser
específico, mientras que el saldo comercial energético en 2012 (año completo)
fue de US$ - 2.803 millones, en 2013 alcanzó los US$ -6.295. En el corriente
año, aun con una recesión que volvió negativos los pronósticos de crecimiento
del PBI, el déficit comercial energético se prevé similar o apenas menor al del
año anterior.
Si se observan las cifras
actuales (ver debajo) la preocupación aumenta ya que ni siquiera la recesión hace
bajar ya el déficit comercial energético, contribuyendo muy negativamente a la
situación de balanza de pagos y a la
falta de dólares que estamos atravesando a nivel macroeconómico.
En lo que respecta a las
importaciones, saldo comercial energético y crecimiento del PBI, la comparación
es la siguiente (fuente INDEC):
Importaciones energía 1º semestre 2013: US$6.126
Saldo comercial energía 1º semestre 2013:
US$-3.295
(Con
un crecimiento PBI, 1º semestre 2013/1º semestre 2012: +5,8%).
Importaciones energía 1º semestre 2014: US$5.964
Saldo comercial energía 1º semestre 2014: US$-3.256
(Con
un crecimiento PBI, 1º semestre 2014/1º semestre 2013: -0,8%).
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