Shale versus Tight gas: Esa no es la única cuestión

Lic. Sebastián Scheimberg

En todos nuestros análisis hemos destacado el desempeño de las 2 mayores empresas por sobre el resto de la industria. En efecto, ambas firmas YPF y PAE han mostrado un importante crecimiento de la producción en el último año y medio, merced a Acuerdos firmados con el gobierno nacional por los cuales existe un compromiso de incremento de inversión y producción de parte de las empresas, recompensado con un precio diferencial para ellas. Dicho diferencial forma parte del enorme paquete de subsidios que va a dejar de herencia este gobierno nacional. Por otra parte, ello no hace más que corroborar la existencia de una respuesta positiva de la inversión a los precios, que recién en los últimos 2 años el gobierno reconoció como patrón de decisión y comportamiento en esta industria.

Ciertamente la correlación entre los mayores niveles de inversión y los precios no genera una reacción instantánea en el output de las empresas, pero la elasticidad precio de la oferta, a pesar de tratarse de recursos no renovables, ha sido ampliamente corroborada en la práctica a nivel mundial (y ahora en Argentina), sobre todo cuando son los consumidores finales de hidrocarburos quienes fondean a los productores.

Desde otro ángulo del análisis económico, cuando una empresa sigue una estrategia de posicionamiento comercial y de financiamiento, suele tener una respuesta en su valorización. Ello se hace más evidente cuando la firma cotiza en bolsa, como es el caso de YPF, que además tiene una mochila política de peso poco desdeñable como Compañía Nacional (en este caso en un 51%). Este es uno de los aspectos que la distingue de Panamerican Energy (PAE), la otra grande del mercado local.

Analizando los casos exitosos locales del período más reciente, nos interesa saber si los modelos elegidos por ambas firmas son sustentables en pos del objetivo que todos los argentinos anhelamos y que es el de encaminarnos al autoabastecimiento energético, sobre todo en función del enorme potencial de recursos disponibles que se presume existen en nuestro subsuelo.

Ciertamente los análisis comparativos tienen lógica cuando se trata de estructuras similares, y sobre todo, cuando existe información disponible para cotejar. Este no es estrictamente el caso, aunque algunas lecciones podamos intentar obtener de dicha comparación.

Inicialmente podríamos decir que ambas firmas han recurrido a la emisión de deuda para financiar su expansión. PAE se ha comprometido a emitir ON por hasta 1100 millones de dólares (según el Prospecto de Octubre de 2013), mientras que el monto de deuda de YPF sería hasta 8 veces mayor. De hecho actualmente el coeficiente de deuda sobre patrimonio en el caso de la empresa de mayoría estatal triplica al de la firma donde participan y codirigen los hermanos Bulgheroni (Bridas). Esto si bien en sí mismo no es llamativo, sí lo es  si tenemos en cuenta que YPF, desde que cotiza en bolsa en 1993, nunca estuvo tan endeudada como en la actualidad.

Podrá decirse que el valor de los activos no se ha ajustado con la inflación en los últimos años, con lo que el indicador de Deuda/Equity no es tan relevante, aunque el valor absoluto de la deuda sí lo es. No obstante si nos concentramos en el coeficiente de Deuda Neta sobre EBITDA (proxy del Resultado Operativo) vemos que YPF se encuentra también en niveles máximos históricos, del orden de 1.5x.

Usualmente los analistas financieros comparan firmas similares que cotizan en bolsa para detectar oportunidades de negocio. Al respecto podemos mencionar que la empresa colombiana Ecopetrol pasó de un ratio de Deuda Neta/EBITDA de 0.4 en 2013 a 0.97 en 2014 y a 2.3 estimado para 2015, mientras se fue desplomando el valor de la acción en los últimos 2 años.

De allí que la primera gran incógnita que surge de los datos financieros de YPF es si el fuerte endeudamiento va a aplicarse a fondear proyectos rentables, o bien si éste va a permitir una recompra de acciones en el mercado (como se ha anunciado recientemente), o si simplemente va a funcionar como caja para proyectos que no hacen al negocio principal de la firma y que en un contexto de mayor competitividad de la economía podrían desarrollar otras empresas con mejor conocimiento de cada negocio específico, como ser el mercado de arenas de fractura, trenes de carga para transporte de insumos, etc., etc. En el límite, lo que nos preocupa es que no sea el Gobierno Nacional o empresas contratistas amigas quienes se fondean a través de YPF como ha sucedido en épocas pretéritas.

Por de pronto ya es bastante habitual el manejo arbitrario de las estadísticas que realiza YPF cuando comunica incrementos de producción que surgen de comparaciones no homogéneas por incorporación de participaciones en otras áreas o empresas. A ello se suma la caprichosa clasificación de la producción No Convencional que suele presentar cuando muestra los informes de producción de Vaca Muerta, como si se tratara de 100% de producción de shale gas y shaleoil, en virtud de que la gran apuesta de la nueva conducción de la empresa ha sido a este tipo de recurso (YPF no ha desmentido las versiones de que % significativos de la producción asignada a Vaca Muerta corresponden a otras Formaciones de los mismos pozos y/o a Vaca Muerta fisurado – no Shale).

En definitiva, YPF, solo y asociado, lleva invertidos unos 3500 millones de dólares en shale gas y shale oil desde la nacionalización y ha logrado en parte aumentar la producción. Deberá analizarse si ese aumento ha sido suficiente en relación a los recursos asignados y si la ecuación económica es sostenible bajo el contexto de precios y costosactuales y proyectados. Particularmente lo que debería evaluarse es la decisión de apostar la mayor proporción de recursos a un tipo de hidrocarburo de muy elevado costode descubrimiento y desarrollo, descuidando la exploración en hidrocarburos convencionales, demorando la de tight gas, etc., siendo que para algunos especialistas existen posibilidades razonables de incorporar del orden de los 20 MMm3/d de gas en los próximos 4 años, y a un costo sensiblemente menor que el del shale gas. Esta disyuntiva forma parte de un debate técnico no zanjado, que le ha costado el puesto a más de un especialista dentro del sector, y en particular al interior de YPF, y que en gran medida parece estar sometido a fuertes presiones de empresas petroleras y de servicio internacionales.

En términos de rentabilidad se presume que la TIR de la explotación del shale es muy inferior al costo del endeudamiento, y el hecho que no se conozcan informes de certificadoras internacionales que  hayan reconocido como reserva a los recursos de Vaca Muerta, corrobora que esa actividad no es actualmente rentable.

En el caso de PAE, la firma ha puesto el foco en los recursos convencionales y de tight gas, donde los niveles de rentabilidad son significativamente mayores para un gas incremental cobrado a 7.5 US$/MMBTU. Junto a esta opción, por cierto muy disponible para la empresa de mayoría estatal ya que cuenta con una amplia superficie a explorar y explotar sobre zonas de tight gas, estaba la de dedicar mayores recursos a la exploración pendiente en las distintas Cuencas del país, que por el momento sigue sin expandirse y aparece como asignatura pendiente para toda la industria.

A los fines de la estrategia a seguir, tanto por YPF como por el resto del sector, definitivamente poco ayuda la sanción de la nueva ley 27.007 que en este sentido da prioridad a la inversión en explotación No Convencional, y que hace que, a fin de conseguir más extensos períodos de exploración y/o de las concesiones, las empresas opten por una actividad que resulta antieconómica a los precios reales de mercado.

Si bien el alto endeudamiento de YPF no es en sí mismo bueno o malo, y  no hay suficientes elementos aun para juzgar una corta gestión empresarial, de aquí a poco sabremos si el globo del shale gas y shaleoil bajo la organización actual de la industria nos hará levantar vuelo y recuperar el autoabastecimiento, o si se pinchará en un breve y efímero salto. Asimismo, habrá que pensar si una estrategia de incremento de precio gradual, que parece dominar por sobre el enfoque de shock, es compatible con el foco excesivo en esta forma de explotación No Convencional, que a todas luces deberá centrarse en el desarrollo del gas natural respecto de la producción petrolera.