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jueves, 7 de enero de 2016

El fracaso financiero del fracking en los EE.UU.

21/12/2015
Por Fabián Lugarini (Asesor de Proyecto Sur). Sobre el fracaso financiero del fracking en Estados Unidos y caída de los precios del gas natural.


Los precios del gas natural en los EE.UU. en la última década han caído más de un 80% desde un máximo de US$10 MM/Btu en octubre de 2005 hasta un mínimo de US$1,65 MM/Btu en la actualidad. Asimismo, la producción de gas natural en los EE.UU. aumentó un 35% pasando de 19 billones (millones de millones) de pies cúbicos en el 2005 a 26 billones en el 2014. Esto es lo que muchos denominaron como “la revolución del fracking” o “el boom del shale”, la cual estaba siendo llevada adelante principalmente por petroleras medianas y pequeñas.

Sin embargo, en base a datos de los balances del primer trimestre de 2014, de las 127 mayores petroleras dedicadas al fracking en los EE.UU. el flujo de caja, o sea el dinero producido por operaciones, ascendió a US$568 mil millones, en tanto que el flujo de caja utilizado, o sea el dinero gastado en el desarrollo de operaciones, fue de US$677 mil millones, lo que equivale a un déficit operativo de US$109 mil millones, según la EIA (Energy Information Administration de los EE.UU.). Este rojo operativo fue cubierto con emisión de nueva deuda por US$106 mil millones y la venta de activos por US$73 mil millones. Asimismo, durante el 2013 el flujo de caja de las principales petroleras dedicadas al fracking en los EE.UU. cubrió solo el 60% de sus requerimientos operativos fondeándose principalmente con emisión de deuda y venta de activos (un esquema bastante similar al de la Argentina de los 90). La lista de compañías que se encuentran bajo una significativa presión financiera crece día a día, petroleras como Forest Oil, Goodrich Petroleum y Quicksilver Resources destinan más del 20% de sus ingresos operativos a gastos financieros (ExxonMobil utiliza solo el 0,1% de sus ingresos operativos para pagar deuda financiera). Estas petroleras se encuentran atrapadas en un dilema: deben seguir pidiendo prestado para pagar por la exploración y explotación requerida de forma tal de compensar la caída en los precios del gas natural y la corta vida útil de los pozos de shale (5 años frente a 15 ó 20 años de los convencionales). Esto ya lo hemos visto antes en los EE.UU. con otras burbujas especulativas como la de las hipotecas subprime, por lo que la mayoría de estas pequeñas y medianas empresas petroleras operando en los EE.UU. no serán capaces de sobrevivir a esta coyuntura.

Por otro lado, en Argentina estamos enfrentando una crisis energética producto principalmente de la insuficiente producción doméstica de gas natural, la cual es actualmente compensada con la importación de gas natural de Bolivia, a un precio promedio de US$10 MM/Btu, y con la importación de gas natural licuado (GNL), a un precio promedio de US$17 MM/Btu.

Frente a este cuadro y los descubrimientos en los últimos años de significativos recursos de hidrocarburos no convencionales el gobierno kirchnerista estableció en el año 2008 un precio de US$5 MM/Btu para el gas no convencional implementando el plan Gasplus (en tanto que el gas convencional se pagaba entonces entre US$1 y US$2 MM/Btu en boca de pozo), pero ante la falta de incrementos en la producción el gobierno decidió en el año 2012 volver a aumentar el precio del gas no convencional en boca de pozo llevándolo a US$7,5 MM/Btu.

Adicionalmente, el kirchnerismo impulsó una nueva ley de hidrocarburos con concesiones por 35 años (más de 10 años de prórroga automática) para la explotación de hidrocarburos no convencionales, esperando así atraer, por medio de estas enormes prebendas, significativas inversiones internacionales, pero, hasta ahora, las inversiones internacionales más relevantes fueron los US$1.400 millones de Chevron en el 2013, los US$475 millones de Petronas en el 2014 y los US$400 millones de Dow Chemical este año, totalizando menos de US$2.300 millones en los últimos tres años.
Sin embargo, según un informe oficial, la provincia de Neuquén recibió US$15 mil millones en los últimos cuatro años. Si los principales inversores internacionales aportaron solo US$2.300 millones ¿Entonces de dónde salieron los restantes US$12.700 millones invertidos en esa provincia? La respuesta es muy sencilla: mayoritariamente de YPF, la cual es prácticamente la única petrolera operando en la formación de Vaca Muerta. ¿Y cómo se financia esa inversión? Con un barril de crudo en el mercado doméstico a US$77, costo, que al no ser absorbido por las refinadoras, es pagado por los usuarios finales.

Según una certificación de reservas, encargada por el gobierno de la provincia de Neuquén, de los 330 billones (millones de millones) de pies cúbicos en recursos de gas natural no convencional en las formaciones Vaca Muerta y Los Molles solo el 8% sería explotable comercialmente, o sea, solo 26 billones de pies cúbicos podrían ser considerados como reservas, esto representa 18 años de consumo de gas natural en Argentina. Sin embargo, las reservas de gas convencional ascienden a 18 billones de pies cúbicos a los cuales se pueden sumar 6 billones de pies cúbicos tomando en cuenta el 50% de los recursos convencionales existentes (la transformación de recursos convencionales en reservas va del 50% al 90%). Esto nos daría un horizonte de reservas de 16 años, a lo que habría que añadir 37 billones de pies cúbicos de recursos en cuencas sedimentarias aún no exploradas (datos de la Energy Information Agency de los EE.UU.). Si se canaliza toda esa masa de recursos destinada por YPF a Vaca Muerta al desarrollo de hidrocarburos convencionales y al desarrollo de energías renovables se podría extender aún más ese horizonte de reservas.

Para aquellos escépticos con respecto al desarrollo de las energías renovables cabe recordar la participación de las mismas en la matriz eléctrica alemana pasó del 3% en 1990 al actual 26% e inclusive en el 2012 la energía solar en Alemania registró récords de generación abasteciendo al 50% de la demanda eléctrica alemana (el equivalente a la producción de 25 plantas nucleares) en tanto que en ese mismo año la energía eólica registró récords de generación abasteciendo al 80% de la demanda eléctrica alemana (el equivalente a la producción de 40 plantas nucleares), todo esto según datos del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania. Asimismo, la baja en los costos de las energías renovables llevaría su participación en la matriz eléctrica europea a 60% para el 2030. Pero no solo en Europa se están desarrollando las energías renovables, en América Latina hay ejemplos notables como el de Uruguay, donde el 55% de la matriz eléctrica corresponde a energías renovables, o Chile, donde en solo 6 meses y a un costo de US$250 millones se construyó una planta de energía solar fotovoltaica en el desierto de Atacama, la cual abastece de energía eléctrica a 250 mil hogares chilenos
Finalmente, sería importante tomar en cuenta el impacto económico, financiero y ambiental que ha tenido en los EE.UU. la llamada “revolución del fracking” de forma tal de aprovechar esa experiencia y evitar repetir errores ya cometidos por otros, sobre todo porque esos errores en Argentina no serán pagados por petroleras privadas como en los EE.UU. sino por todos los argentinos.


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