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martes, 21 de junio de 2016

Argentina es atractiva para inversores petroleros

El CEO de ExxonMobil, Rex Tillerson, visitó Argentina a principios de junio y se reunió con el presidente, Mauricio Macri, y su ministro de Energía, Juan José Aranguren.  Macri tiene que pescar enormes inversiones para sacar a la economía de una recesión de cinco años, reducir la inflación de dos dígitos y crear puestos de trabajo. ExxonMobil quiere también poner en marcha el desarrollo de Vaca Muerta.
Tillerson dijo ExxonMobil podría invertir más de US$ 10 mil millones durante los próximos 20-30 años en el desarrollo de dos bloques adyacentes a donde ya se han invertido US $ 200 millones en perforación exploratoria. 
Estos números son estimaciones muy generales que sólo indican que siendo dichas por el CEO de EXXON hay una firme intención de invertir en el desarrollo de yacimientos de shale oil & gas como Vaca Muerta-Los Molles.
¿Es este el momento adecuado para invertir en Argentina? ExxonMobil cree que sí, siempre y cuando los resultados de su programa piloto en esta área de shale oil & gas muestren que los yacimientos son económicamente viables para producción masiva. 
ExxonMobil está trabajando con su filial XTO Energy en la exploración de los bloques de Bajo del Choique y La Invernada, donde estaban a punto de comenzar, con una inversión de US$ 250 millones. Los pozos horizontales serán perforados lateralmente para un máximo de 2.500 metros e incluyen 25 etapas de fractura. XTO manejará el proyecto, dada su experiencia en Canadá y los EE.UU., donde opera más de 30.000 pozos no convencionales. 
Si ExxonMobil empieza este proyecto de US$ 10 mil millones sería una de las mayores inversiones desde Chevron anunció la firma con YPF de un proyecto de invertir US$ 16 de millones en Vaca Muerta donde hoy producen alrededor de 50.000 bpd.

Petronas, Shell, Total y otros han estado también explorando pero aún están en las etapas de desarrollo y producción. Esto es por varias razones. La primera es que el clima económico y político empeoró durante el gobierno populista de centro izquierda de Cristina Kirchner, que gobernó desde 2007 hasta 2015. Su intervencionismo través de límites de precios, altos impuestos, control de cambio y restricciones a la entrada y salida de divisas hizo difícil la planificación de negocios. Además, el default de la deuda soberana a partir de 2001 hizo más difícil y más costoso para obtener financiación del proyecto. Con la llegada de Macri, el clima de inversión comenzó a mejorar. Su administración llegó a un acuerdo con los holdouts, lo que ayuda a ampliar el acceso de Argentina a los mercados financieros internacionales. También redujo los impuestos a la exportación, las restricciones al flujo de capitales – las empresas vuelven a enviar dividendos al exterior - y permitió una flotar libre del dólar. La combinación de estas medidas se espera que, finalmente, ayude a reducir las elevadas tasas de endeudamiento e inflación, a mejorar las finanzas estatales y a reactivar la economía. El Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé un crecimiento de la economía argentina del 2,8% en 2017 después de una probable contracción del 1% en 2016. 

lunes, 6 de junio de 2016

Aumentar las tarifas pero que el usuario las pueda pagar

La situación es conflictiva porque se incrementaron las tarifas cuando todavía no se solucionaron las fallas en generación y distribución de electricidad.
En petróleo y gas la situación es igualmente compleja por la falta de compromiso de los operadores. Se desafectaron equipos de perforación que representan fuentes de trabajo. De esto hablaré en otra nota.

Electricidad

El siguiente esquema explica esta propuesta que se desarrolla más adelante.


El objetivo es frenar los amparos judiciales y generar en la población un alivio frente al aumento de la tarifa.

Al mismo tiempo las compañías de electricidad deben poder cobrar el aumento de la tarifa eléctrica para comenzar a recomponer las inversiones y los mantenimientos extraordinarios en equipos de generación, transformadores de alta tensión, cableados, etc. que disminuyan al mínimo los cortes de suministro y las fallas de tensión.
·         Se pueden lograr aumentos de tarifa con un mínimo de resistencias y que los usuarios paguen paulatinamente un mayor valor por sus consumos en un plazo de regularización dentro del primer período presidencial.
·         La Tarifa la debe determinar exclusivamente el ENRE mediante una Audiencia Pública.
Hay que cambiar el eje de la discusión. Si se pudo esperar 15 años se pueden esperar un par de meses más.
a)      La ley eléctrica 25.065 art 59 establece que el ENRE gozará de autarquía y tendrá plena capacidad jurídica para actuar.
b)      El inciso d) prescribe establecer las bases para el cálculo de las tarifas de los contratos. Hacerlo así evita la injerencia de la justicia.
c)       El inciso j) establece que el ENRE debe organizar y aplicar el régimen de audiencias públicas.
d)      Llamada la Audiencia en plazos cortos que puede decidir el ENRE, las distribuidoras de electricidad harán los pedidos de aumento de Valor Agregado de Distribución (VAD)
e)      CAMMESA establece un precio estimado para la generación y junto al VAD forman la Tarifa.
f)       Se escuchan a todas las asociaciones de consumidores que se anoten
g)      Se termina este proceso con una tarifa aprobada por el ENRE.
h)      Los Entes Reguladores están contemplados ahora en la Constitución Nacional con lo que los jueces poco pueden hacer.
·         Con las tarifas al usuario residencial actualizadas luego de 15 años la diferencia es ahora muy significativa y debemos encontrar un mecanismo que amortigüe su aplicación y le permita a la población pagar su factura de luz razonablemente.
·         Hay que dar atribuciones a CAMMESA  que está relacionada con Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios para que:
a)      Pueda emitir un bono que cotice en Bolsa con una línea del BCRA a través del Banco Nación que permita financiar la diferencia entre la tarifa aprobada por el ENRE y la cuota parte de un plan de pago del usuario.
b)      La cuota parte del plan de pago del usuario tiene un interés compensatorio.
c)       Con los fondos obtenidos por esta emisión CAMMESA paga a las compañías eléctricas lo establecido en la tarifa aprobada por el ENRE.
d)      Mediante el cobro de las facturas, las Distribuidoras recaudarán la cuota parte del plan de pago del usuario que cancela, parcialmente, la línea de crédito BCRA-Banco Nación.
e)      Si el bono no fuera implementado por las razones que fueren, deberá gestarse un acuerdo con las compañías de electricidad que se benefician con el aumento y financiar la aplicación gradual de las tarifas.
·         Las distribuidoras de electricidad son responsables de la calidad del suministro y por tanto su incumplimiento será pasible de multas por la energía no suministrada y las fallas de tensión. Estas multas también cancelan parcialmente la línea de BCRA-Banco Nación.
·         El que establece el aumento de tarifa es un Ente Regulador previsto en la Constitución Nacional. No el Gobierno ni su Ministerio de Energía.
·         Este esquema se financia mediante un bono que cotiza en Bolsa y de acuerdo con las normas allí previstas.
·         El gobierno ayuda a que los diferentes actores colaboren en el armado de este esquema. Gobierno Nacional y Provincial se benefician por los mayores impuestos que van a cobrar tanto en IVA como Ganancias e Ingresos Brutos.
·         Cuánto pagará el usuario? Deberá ser en consonancia con lo debatido en la Audiencia Pública. A modo de sugerencia podríamos decir:
§  Si es un gran consumidor la tarifa es aplicable desde el primer momento.
§  Si es una PYME la tarifa debería ser reducida al principio e incrementada mensualmente hasta llegar en 18 meses a la tarifa aprobada
§  Si es un usuario final la tarifa debería ser reducida al principio e incrementada mensualmente hasta llegar en 36 meses a la tarifa aprobada
·         El principio general es que Todos paguen, de un modo u otro, la tarifa aprobada o una parte de ella desde el primer momento.
·         En diciembre pasado faltaron entre 1500 y 1700 MW de generación equivalente a 2 centrales de Ciclo Combinado. Es público que no se instalaron nuevas unidades que puedan cubrir este faltante.
·         Por lo tanto, en el próximo invierno y en el verano de 2017 habrían cortes como este verano que afectarán a la industria y a los residenciales.

·         En este escenario de subas de tarifas, si también hay que recurrir a cortes de suministro, la población y la opinión de los medios será altamente negativa en un año electoral.

martes, 22 de marzo de 2016

Propuesta para hacer una aplicación progresiva de los aumentos de tarifas

Por mi actuación profesional anterior como CEO de Southern Energy International (USA) tanto para la Argentina (Hidroeléctrica Alicurá) como para Chile (Edelnor), no puedo sino corroborar la necesidad de un precio justo para la generación eléctrica y el gas natural así como también una tarifa adecuada para la distribución de electricidad.
Además, defendí estos principios cuando era Presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía y lo hice público en notas publicadas en La Nación, El Cronista y Diario Perfil.
Luego de más de 13 años sin una correcta revisión tarifaria, era necesario hacerlo. Sin embargo el ajuste será de tal magnitud que puede convertirse en impagable.

Se advierten entonces fuerzas muy dispares que si no son atendidas convenientemente por el gobierno producirán efectos contrarios a los pretendidos originalmente. Es decir, la población se quejará con razón y mal humor si se les aumentan exorbitantemente las cuentas que tiene que pagar mensualmente por la luz y el gas que consumen; y las empresas que ya están cerca de colapsar financiera y económicamente no podrán ni invertir en nuevos equipamientos ni mantener el personal altamente capacitado que requiere la industria energética.

No tengo el propósito de disputar la validez de los aumentos ya que seguramente las propias compañías habrán acompañado la documentación que respalda a estos próximos incrementos.
Sin embargo, un aumento de semejantes proporciones llama a tomar medidas precautorias. Por ejemplo, llamar a Audiencia Pública como lo pide la ley. Esto no fue lo hecho antes, donde no hubo una verdadera intervención de los consumidores. Además las autoridades del ENRE no habían sido elegidas por concurso ni habían obtenido la aprobación del Senado de la Nación. Hoy la emergencia eléctrica puede justificar que se tomen medidas para asegurar el suministro a la población pero no es suficiente motivo para aumentarles la tarifa. Son dos cosas distintas.

Una vez determinada correctamente la tarifa a aplicar hay que desarrollar un mecanismo de financiación de este aumento de manera que la clase baja y la clase media lo puedan pagar sin sobresaltos.
El mecanismo no es nuevo y como decía en una nota publicada en 2004 en La Nación “el esquema original de esto se conoce como London Approach y fue implementado por el Banco de Inglaterra a mediados de los 70. Otras variantes son conocidas como Hong Kong Guidelines o como Jakarta Initiatives, aplicadas en las décadas del 80 y 90”. Es decir se sabe cómo debe hacerse, ya les pasó a otros y funcionó la receta.

Esencialmente ¿en qué consiste esta manera progresiva de aumento al público a la vez que las compañías cobran el 100% inmediatamente? Asumamos que hoy un hogar paga $180 de luz y mañana debería pagar $1.260, el gobierno debe calcular una tarifa incrementada mensualmente para que en un tiempo de 3 años ese hogar vaya pagando un poco más de los $180 y vaya saldando la deuda de no haber pagado toda la tarifa de una sola vez y desde el principio. ¿Quiénes aportarán el capital necesario para financiar estos montos? Los mismos que se benefician con el aumento de tarifas: las compañías de distribución eléctrica por el citado aumento; los socios de estas compañías por la mayor rentabilidad; los bancos que financian a estas distribuidoras por un nuevo negocio financiero; las compañías de seguros que disminuyen su riesgo tanto con las distribuidoras como con los bancos que les prestan;  el gobierno por la estabilidad social y porque disminuye subsidios.
El ejemplo se grafica acá abajo:




Ciertamente esta manera es más trabajosa pero indudablemente más contemplativa de los difíciles tiempos que nos tocan vivir luego de años de despilfarro.

Además, los miembros del ENRE deben ser nombrados por concurso público y con acuerdo del Senado. Esto desde hace ya muchos años no se cumple. Ni hoy siquiera.

miércoles, 10 de febrero de 2016

Las tecnologías del Shale compensan los precios del crudo. Estímulo para Vaca Muerta y la exportación de GNL

IAE, la Agencia Internacional de Energía con base en París, no cree en una revitalización del precio del crudo.
Primero por la baja probabilidad de recortes de producción en la OPEP y algunos grandes productores no-OPEP.  Los números dicen que: a) Irak logra récord de producción en enero en 4,35 millones de barriles por día; b) Irán aumentó la producción en 80.000 bpd y datos preliminares de Arabia Saudita indican que aumentó la producción en 70.000 bpd el mes pasado; c) la producción de crudo de EEUU es alrededor de 9,2 MM bpd (- 400.000 bpd desde el pico de abril de 2015) y se estima que caerá otros 500.000 bpd a 8,7 MM bpd. No ve enormes recortes a la vez que reitera su predicción que producción total no-OPEP, que incluye a los Estados Unidos, caerá sólo 600.000 bpd este año. 
El segundo factor analizado es la fuerza del dólar estadounidense, que contribuyó mucho a la caída de precio del crudo. Los planes de la Reserva Federal para incrementar las tasas de interés, junto con las preocupaciones sobre la estabilidad de la economía mundial, han impulsado la fuerza del dólar. Incluso si la Fed se retrae de sus planes de alzas en las tasas, el dólar mantendría su fuerza debido a su atractivo como un refugio seguro en tiempos de incertidumbre.
Un tercer factor es la demanda. La AIE estima que la demanda crecerá 1,2 MM bpd este año, abajo sustancialmente de su estimación del 2015 que era de 1.6 MM bpd. Siendo una "tasa de crecimiento muy respetable", la AIE no cree que el precio más bajo del petróleo en más de una década será estímulo para un mayor consumo.
El exceso de oferta de alrededor de 2 MM bpd persistirá en el primer trimestre 2016 pero caerá a 1.5 MM bpd en el segundo. 
Exceso de oferta sobre demanda con niveles de almacenamiento en aumento harán que los precios del petróleo no puedan recuperarse mucho. 


El cuadro es un ejemplo que ilustra que cuando la demanda es superior a la oferta (hasta Q1-2012) los precios subían. De 2006 a 2010 el WTI estuvo entre 60 y 80 dólares el barril (excepto 2009 por la crisis). De 2011 a 2014 el WTI estuvo entre 80 y 100 dólares.
En 2014 la oferta es superior a la demanda y los inventarios crecen haciendo que desde julio 2015 comience una declinación que pareciera haberse detenido en US$ 30 el barril pero que con los niveles de producción de la OPEP y de tight oil de USA podría llegar a menores niveles aún.
La reciente conferencia de BP sobre su visión al 2035 enfatizó que la llamada “shale revolution” continuará. La innovación tecnológica y los incrementos en la productividad  han atraído vastos recursos al desarrollo del tight oil y shale gas, haciéndole revisar hacia arriba los pronósticos para la producción de Estados Unidos.  En esta conferencia estimaron la producción de tight oil en EEUU en el 2030 en casi 8 MM bpd, representando casi el 40% de la producción total de petróleo de Estados Unidos.

Con estas perspectivas de menores costos por nuevas tecnologías y mayores niveles de eficiencia, Argentina debería planificar cómo desarrollar nuestras reservas en Vaca Muerta y Los Molles eficientemente para lograr el autoabastecimiento petrolero y en el caso de shale gas planificar la exportación de GNL por Puerto Rosales.

martes, 2 de febrero de 2016

Horizonte de quiebras en el petróleo

Durante los 3 últimos meses, los mercados de bonos se han comenzado a preparar en serio para una ola de defaults en el sector petrolero. Los rendimientos están aumentando, los bonos se cotizan a centavos de dólar y el seguro de default en el petróleo está por las nubes.
Se están viendo algunas de las más grandes anomalías en las colocaciones de participantes del mercado petrolero. La afluencia de capital observada entre 2013 y 2014 se contrasta al ver cómo banqueros tienen un mayor riesgo de que los pactos se rompan y sus capitales no puedan ser devueltos ya que se evaporan el flujo de caja los ingresos de la industria y las reservas.

No es impensable que ocurra otro crack financiero similar o incluso más grave que el ocasionado por las hipotecas de inmuebles en los EEUU en 2007-2008. El efecto látigo de un crack como este sería mucho más profundo, duradero y probablemente universal.

viernes, 22 de enero de 2016

10 puntos destacados del CEO de Schlumberger

Schlumberger fue la primera empresa en O & G para informar resultados del 4to. Trimestre de 2015. 

1.    Schlumberger prevé que sus Clientes experimentarían una crisis financiera. En el comunicado de prensa, Paal Kibsgaard dijo: "Las condiciones de empeoramiento del mercado añaden más presión a una profunda crisis financiera en la industria de E & P y llevó a los clientes a hacer mayores recortes en los niveles de inversión de exploración y producción." Kibsgaard dijo que 2015 fue la peor crisis de la industria desde 1986.
2.    La predicción de diciembre de 10,000 despidos se confirmó. SLB confirmó un adicional de 10.000 despidos, llevando el total de despidos por la recesión hasta 34.000. En el informe de resultados del 4to Trimestre, el CEO Paal Kibsgaard dijo: "En previsión de una actividad debilidad prolongada en la primera mitad de 2016, se implementó otro ajuste significativo a nuestros costos y recursos de base durante el cuarto trimestre. Esto incluyó una reducción adicional de plantilla de 10.000 empleados, así como una mayor racionalización de nuestros gastos, infraestructura y activos de base. "Es importante destacar que creemos que el número de empleados es ahora el adecuado para el 2016, lo que implica que no hay más despidos en vista. Eso ciertamente podría cambiar con las condiciones del mercado, pero es alentador. “
3.    Con la esperanza de haber tocado fondo en 2016, pero Schlumberger no está segura todavía. Cuando se le preguntó en la conferencia telefónica, si el mercado había tocado fondo en 2016, Kibsgaard dijo: "Bueno, creo que es demasiado pronto para decirlo, pero yo no creo que  2017 vaya a ser peor. Con eso dicho, todavía no estoy listo para decir que hemos tocado fondo en 2016. Nos estamos focalizando en el los resultados trimestre por trimestre. Sigo siendo optimista y yo espero que 2016 sea el fin pero no puedo decirlo todavía. "Schlumberger espera precios del crudo en ascenso durante el 2016, pero la fecha en que se dará está en función directa con las tasas de declinación de producción de países no OPEP.
4.    Cancelaciones abruptas de trabajo por los clientes. CEO Paal Kibsgaard citó cancelaciones "abruptas" y las interrupciones de la actividad en varias ocasiones a lo largo de la nota de prensa. Esto es nuevo y muestra la severa presión de los operadores y el aumento del riesgo de imprevisibilidad para los contratistas petroleros. En la llamada, Kibsgaard dijo: "las cancelaciones no programadas y abruptas de actividades van creando un entorno operativo que es cada vez más complejo de manejar." Algo de esto fue parte del fenómeno del 4Q 2010 pero es algo a tener en cuenta durante 2016.
5.    Schlumberger puede volver a comprar hasta $ 10 mil millones de sus acciones. Las acciones de Schlumberger ha caído casi un 50% en 18 meses. Esta caída se relaciona con el programa de recompra de acciones en dólares $ 10 mil millones. Durante 2015, SLB recompró $ 2.2 mil millones de sus acciones. El jueves, motivado en parte por el precio de las acciones, la compañía anunció una nueva carga de la recompra de $ 10 mil millones. El viernes, dijo Kibsgaard del despliegue de capital: "No vamos a aumentar los dividendos de este año. El próximo año va a ser un equilibrio entre las oportunidades que tenemos en M&A y las oportunidades que para recomprar nuestras acciones".
6.    Write-offs de Activos, SLB previsiona $ 1,6 mil millones. Kibsgaard dijo en el comunicado de prensa que la empresa hizo una pérdida contable antes de impuestos para los activos fijos, inventarios amortizaciones, cierres de instalaciones, terminaciones de contrato y otros activos deteriorados de $ 1.600.000.000. "Esto marca el comienzo de un write-off de activos en este trimestre, tanto para E&P  como para las empresas de servicios petroleros. Es parte del doloroso proceso de reequilibrio para calibrar organizaciones construidas con $100 el barril de crudo, a las nuevas realidades de precios”.
7.    Cierre del acuerdo con Cameron en marzo. Los planes de integración de Cameron están completos y será simple. Cameron se convertirá en el cuarto grupo de productos en Schlumberger, añadiéndose a la caracterización de reservorios, a perforación y a producción. De Scott Rowe, CEO de Cameron, dirigirá este grupo y Cameron mantendrá en gran parte su forma actual. La interfaz del cliente va a cambiar, la administración se racionalizará y la Investigación y Desarrollo se fundirán en Schlumberger con el tiempo.
8.    Las compañías de E&P están repensando la manera de hacer las cosas. Las ventas de nueva tecnología (productos desarrollados dentro de los últimos 5 años) que comprende el 24% de 2015 los ingresos de Schlumberger, son notablemente más altas que lo que vimos en la crisis anterior 2008-2009. Esta es una señal de E&P están pensando en maneras innovativas de reducir costos.
9.    La disminución de la producción de petróleo viene a equilibrar el mercado. En América del Norte la producción de petróleo de shale está declinando más o menos como esperaba Schlumberger y estaba en diciembre, por debajo de los niveles de producción de hace un año. La aparente flexibilidad de producción fuera de la OPEP y América del Norte está, en muchos casos impulsada ​​porque los productores necesitan maximizar el flujo de caja, lo que también significa que veremos altas tasas de declinación de pozos cuando estas medidas de corto plazo se hayan agotado.
10. Cuando el mercado se recupere, las reducciones de costos para extraer crudo serán como un resorte. Schlumberger piensa que su negocio internacional actuará como un resorte en espiral de alta compresión, y que verá ganancias en aumento cuando las inversiones de exploración y comiencen a recuperarse.

By Joseph Triepke 

martes, 19 de enero de 2016

La visión de la EIA en enero 2016 sobre los precios del petróleo

El precio del Brent disminuyó en $6/b en diciembre a un promedio mensual de $38/b, el precio promedio mensual más bajo desde junio de 2004. Los precios bajaron en diciembre, porque los productores de la OPEP (durante su reunión de 4 de diciembre) indicaron planes para continuar la política de defensa de la cuota de mercado en un entorno de precios de crudo bajo al tiempo que los inventarios globales de petróleo continuaron creciendo. La continuidad de los aumentos en stocks de líquidos ha puesto una significativa presión a la baja en los precios del petróleo desde mediados de 2014. Los inventarios aumentaron un estimado de 1,9 millones b/d en 2015, y los precios del petróleo crudo Brent promediaron $52/b en el año 2015, un descenso de 47 dólares/b en 2014.
Con stocks globales que continúen los pasos del año pasado, la presión alcista sobre los precios del crudo será limitada. La previsión de precios del Brent es un promedio $40/b en el año 2016. Los mayores  inventarios se producirán en el primer semestre de 2016, manteniendo los precios por debajo de $40/b hasta abril.
Para 2017 los precios del Brent se prevén en un promedio de 50 dólares/b, con presiones de precio ascendente, concentradas en la última parte de ese año. En ese momento se espera que el mercado experimente pequeñas disminuciones de inventario con la probabilidad creciente de mayores disminuciones. La previsión de precios del Brent promedia $56/b en el cuarto trimestre de 2017.
El WTI promediaría alrededor de $2/b menos que el Brent en 2016 y $3/b en el año 2017. EIA previamente había asumido la diferencia con el WTI en $5/b. El pronóstico de una menor diferencia WTI-Brent se basa en la disponibilidad de almacenamiento en los Estados Unidos en comparación con otras regiones lo que alienta a almacenar crudo en el mercado de Estados Unidos en un periodo de sobreoferta global.
Durante el período de pronóstico, los precios del petróleo podrían continuar con períodos de mayor volatilidad. El  mercado de crudo enfrenta muchas incertidumbres en 2016, incluyendo el ritmo y el volumen en que el petróleo iraní llegará al mercado, la fuerza de crecimiento del consumo de crudo y la capacidad de respuesta de la producción de la OPEP a precios bajos del petróleo.