El default promete activar la compra-venta de empresas

La mejora de indicadores clave de la industria, como el aumento del precio interno del petróleo y del valor del gas en boca de pozo –congelado durante casi toda la década kirchnerista–, pero sobre todo las buenas expectativas que despierta el upstream local de hidrocarburos a mediano plazo, provocaron que las compañías productoras busquen sumar áreas en la Argentina. Toda una paradoja si se tiene en cuenta que el país restringe el giro de divisas al exterior, acaba de caer en default y tiene un horizonte económico incierto, al menos para los próximos meses. Nada de eso alcanza para espantar a algunos inversores petroleros, para quienes poner un pie en los recursos naturales locales o incrementar su presencia pesa más en el largo plazo.

Ésa es la contracara de otro fenómeno: cansados de esperar una mejora en el negocio local, algunos jugadores están en plena retirada.

Para muestra basta un botón: hace dos meses, por ejemplo, Medanito –una petrolera independiente controlada por las familias Carosio y Grimaldi– desembolsó u$s 84 millones para quedarse con los activos de Chañares Herrados, que opera dos campos en Mendoza. Unas semanas antes, a fines de mayo, la compañía canadiense Madalena Energy había comprado –a cambio de u$s 60 millones– las áreas en la Argentina de Gran Tierra Energy, del mismo país de origen, que tenía bloques en la cuenca Neuquina y en el norte del país. Y a fines de julio, la británica President Energy adquirió Puesto Guardián, un pequeño yacimiento en Salta, que era operado por Petrolera San José, de capitales ecuatorianos.

Todas las operaciones tienen un denominador común: la decisión del vendedor de ceder sus activos a un precio barato. Ilusionado con replicar ese modus operandi, Eduardo Eurnekian, titular de Compañía General de Combustibles (CGC), apuesta a quedarse con las áreas de Petrobras en Santa Cruz, cuyo proceso de venta está a cargo del Scotiabank. Y Pan American Energy (PAE), Roch y Pluspetrol se disputan, junto con otros inversores internacionales, la compra de las concesiones de Apco Oil & Gas –una de ellas, Entre Lomas– en la Argentina.

Se trata, aun así, de un fenómeno silencioso pero intenso. La gran mayoría de las petroleras está a la caza de oportunidades que puedan aparecer en el negocio de exploración y producción.

También inversores del exterior evalúan el escenario en búsqueda de reservorios y campos petroleros ubicados en el país. Son frecuentes, en ese sentido, las reuniones en la city porteña entre abogados que buscan interiorizarse de la situación financiera y económica de tal o cual compañía. Es tiempo –resume el dueño de una importante productora de la cuenca Neuquina– de posicionarse en el mercado para recoger en los próximos años los frutos de esa apuesta.

¿Cómo se explica el apetito de los privados? Es sencillo: los activos en la Argentina están baratos. Ya lo estaban antes de que el conflicto con los holdouts derivara en el default forzado del país. Y lo está hoy todavía más después de la decisión del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner de desoír la sentencia del juez federal de Estados Unidos, Thomas Griesa.

La intervención estatal sobre los precios de los hidrocarburos –que están desfasados con respecto a las referencias internacionales–, el congelamiento de las tarifas residenciales de gas durante más de 10 años, el cepo cambiario que complica la repatriación de divisas a las casas matrices de las empresas, las trabas a la importación de equipos e insumos y la inflación que impacta con fuerza sobre los costos, entre otros elementos, deterioraron el clima de negocios del país, lo que afectó el valor de los activos petroleros.

En países de la región, como Brasil y Colombia, las reservas probadas de petróleo, denominadas P1 en la industria, se pagan hasta u$s 20 por barril, y en algunas áreas del shale de Estados Unidos ese precio puede llegar hasta los u$s 25-30. En la Argentina post default, en cambio, el precio de las P1 es un tercio de lo que vale en otros competidores de América del Sur.

"Con este frente externo tan incierto y con la macroeconomía en jaque, el precio de los yacimientos locales cayó tanto que el valor de las reservas P1 oscila entre los u$s 5 ó 7”, explicó el propietario de una petrolera a Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía.

El escenario tiene, sin embargo, un rasgo distintivo: si bien la mayoría de los directivos del sector asegura que las condiciones de mercado del país en general, y de la industria hidrocarburífera en particular, no son las adecuadas para traccionar inversión, coincide en pronosticar una mejoría del clima de negocios para el mediano plazo.

El fin del ciclo kirchnerista –con las elecciones generales a poco más de un año– y la necesidad del gobierno venidero de otorgar condiciones que incentiven la inversión en el upstream a fin de revertir la caída de la producción de petróleo y gas –uno de los grandes desafíos que enfrentará el próximo presidente– explican, a grandes rasgos, el optimismo de los ejecutivos del sector.

Los directivos coinciden en que en la Argentina que viene será muy probable que se implementen programas de convergencia del precio interno del crudo con las referencias internacionales (están bifurcados desde que se instituyeron retenciones a la exportación en 2002). Es uno de los pedidos del mundo inversor para reactivar sus planes de expansión en el país. El Gobierno, además, ya comenzó a transitar ese camino.

También apuestan por una recomposición del precio del gas en boca de pozo que, a pesar del aumento otorgado por el Gobierno en abril, sigue muy por debajo de los valores que reclama la industria para

reactivar los desembolsos en proyectos gasíferos. El valor promedio del fluido ronda hoy los u$s 3,50 por millón de BTU, si se ponderan los precios de referencia para los segmentos residenciales, industriales, GNC, usinas eléctricas y comercios. "Para promover la inversión en gas (que explica un 51% de la matriz energética), el precio de mercado debería rondar los u$s 6”, propuso en agosto Daniel Montamat, ex secretario de Energía y actual consultor, en un seminario realizado en el Malba.

Sobre la base de esa lectura, las compañías están explorando el mapa petrolero en pos de ampliar su presencia en el upstream local. "Siempre analizamos áreas que nos puedan interesar. Éste es un momento para comprar, porque los precios de los campos argentinos son muy bajos”, admitió a este medio un alto directivo de YPF, el mayor jugador del mercado.

El problema, claro está, es que las oportunidades no abundan. Son pocas las empresas interesadas en vender cuando sus activos están depreciados. Optan por esperar a que el clima de negocios mejore y sus áreas se revaloricen. Por eso, lo más probable es que casi ninguna de las grandes operadoras del sector

–YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Wintershall, Pluspetrol, Sinopec, Chevron

y Tecpetrol–, que en conjunto explican un 70% de la producción local de hidrocarburos, esté dispuesta a desprenderse de sus campos.

"Si esperamos una década con precios desfasados del crudo y valores congelados del gas, bien podemos esperar dos años más a ver cómo evoluciona el escenario”, se sinceró el gerente general de otra petrolera.

Aun así, existen algunas oportunidades. La principal, quizás, está dada por la venta de las concesiones en Santa Cruz de Petrobras, que contrató al Scotia Bank para estructurar su salida de esos activos. A pesar de estar ubicados en una provincia compleja para operar por cuestiones políticas y gremiales (la conflictividad sindical es una constante de los últimos años), los bloques captaron el interés de grandes jugadores, como YPF, PAE y Tecpetrol, y de empresarios locales, como Eduardo Eurnekian, titular de CGC, que es socia de Petrobras en algunos campos santacruceños; Cristóbal López, propietario de Oil, que el año pasado estuvo muy cerca de adquirir todos los activos de la empresa brasileña en el país; y Ricardo Chacra, hombre fuerte de Roch, una petrolera independiente con yacimientos en el distrito patagónico.

La salida de Petrobras se explica más por una decisión estratégica de Río de Janeiro que por el deterioro de la condiciones de mercado en la Argentina. La compañía apunta a desprenderse de activos periféricos para concentrar su core business en el Pre-Sal. La mayor parte de sus inversiones a mediano y largo plazo estarán radicadas en el off shore de Brasil.

Pero también hay compañías cuya salida se explica, fundamentalmente, por el empeoramiento de las condiciones locales de inversión. Es el caso, por ejemplo, de Gran Tierra Energy, que en junio concretó su salida del país –apenas tres años después de su desembarco– al vender sus activos a Madalena Energy, una compañía canadiense. O de Apco Oil & Gas, subsidiaria de la norteamericana Williams Exploration, que puso cartel de venta a sus áreas en las cuencas Neuquina (es propietaria de la Petrolera Entre Lomas), Austral y del Noroeste.

"Existen empresas presionadas por compromisos financieros y económicos que, aunque el escenario no sea el mejor, optan por vender y enfocar su negocio en otros mercados”, explicó un deal maker local, que está a la búsqueda de petroleras con ese perfil.

Se trata, por lo general, de compañías independientes de pequeña envergadura. Son pocas, pero en esa lista se podría incluir a Americas Petrogas (Canadá), que controla un importante acreaje sobre Vaca Muerta y estaría interesada en reducir su exposición local; y a las también canadienses Central Resources Corporation, Miramar Resources y Arpetrol.

"Es difícil que alguien quiera vender en este contexto de precios bajos, pero son muchas las empresas que están interesadas en ampliar su participación en el upstream, por lo que no habría que descartar que haya cambios en el mapa petrolero en lo que resta del año y durante 2015”, analizó un encumbrado directivo de una productora eminentemente gasífera.

Fuente: Revista Petroquímica / Por Nicolás Gandini