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Industria del Petróleo y Gas: Las tendencias para 2019

Industria del Petróleo y Gas: Las tendencias para 2019

El repunte de los precios y la eficiencia productiva plantean un nuevo escenario local para este año.

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 Industria del Petróleo y Gas: Las tendencias para 2019

Según estimaciones efectuadas por la Secretaría de Planeamiento Energético de la Cartera de Energía –dependiente del Ministerio de Hacienda (MINECO)–, 2018 pudo bien conformar un año visagra en el desempeño mostrado en los últimos años por la industria del petróleo y gas (P&G). Los envíos recientes en materia de exportación de gas natural a Chile, luego de una profunda ausencia en los mercados internacionales en respuesta a la persistente crisis productiva de este sector (iniciada en 1998), en conjunto a los recientes incrementos observados en los niveles de extracción de hidrocarburos no convencionales y el consecuente aumento en su contribución al total producido; conforman dos hitos que marcarán un cambio de tendencia en 2019 en materia de producción, exportación y abastecimiento local. A su vez, 2019 se presenta como una continuación del proceso de recuperación que viven los precios de los principales commodities energéticos desde finales del 2016, especialmente en lo que se refiere a petróleo y gas. Si bien esto ocurre luego de una abrumadora caída en su valor, la que puede estimarse en una cifra mayor al 60% acumulado hasta 2016 desde los máximos alcanzados en 2012 (para el petróleo) y 2008 (para el gas); en los últimos años ambos commodities vienen recuperándose de manera mas o menos constante (alcanzando un crecimiento acumulado que puede estimarse en más del 60% y 50% para el petróleo y el gas respectivamente entre los años 2016 y 2018), lo que ha permitido que pasaran de US$/bbl 43 (precio promedio de la canasta de petróleo WTI, Dubai y Brent) y US$/MMBTU 3,5 (precio promedio del gas producido en EE.UU. y la Unión Europea) en 2016, a promediar los US$/bbl 70 y US$/MMBTU 5,3 a noviembre de 2018.

El mencionado cambio de tendencia, refrendado en un estudio reciente efectuado por el Banco Mundial donde se proyectan los precios de los principales commodities hacia el 2030, ha sido el resultado del impacto de varios factores, entre lo que pueden destacarse: i) el continuo recorte en la producción de crudo que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus socios llevan adelante desde 2016 para colocar el precio del crudo en una tendencia alcista, y ii) el aumento constante que experimenta la producción de gas y petróleo en los EE.UU. que, al contrario del anterior, amortigua los aumentos y genera presiones a la baja de los precios. Asimismo, por la relevancia que han cobrado recientemente en lo referido a la generación de expectativas futuras para el mercado energético, a estos elementos podrían sumarse otros dos: iii) la guerra comercial que sostienen EE.UU. y China en materia arancelaria, y iv) la crisis económica, política y social de Venezuela, que inyecta un nivel significativo de incertidumbre en materia productiva en respuesta a la delicada situación interna que atraviesa y las recientes trabas impuestas por EE.UU y otros países a su oferta de crudo.

Es importante destacar que al recorte en la producción llevado adelante por los miembros de la OPEP (entre los que se destacan Arabia Saudita, Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Ecuador y Venezuela) se ha sumado el impulsado por otros países petroleros como Rusia. En términos generales, este frente de países, que representa alrededor del 50% de la oferta global de crudo, desde enero de 2017 había decidido reducir su producción en un estimado de 1,8 millones de barriles diarios con el claro objetivo de apuntalar el precio de este recurso y recuperar las inversiones inducidas años atrás por el ciclo más extenso de incrementos que experimentaron los precios de los commodities energéticos. Este escenario, que durante 2018 había virado hacia un incremento en la producción diaria en respuesta a la recuperación que venía observándose en el precio del crudo, se ha invertido nuevamente ya que los países de la OPEP y sus socios confirmaron recientemente que el programa de recortes continuará durante 2019, como réplica al nuevo descenso registrado a partir de noviembre de 2018 en el precio medio del petróleo, decisión que podría implicar una merma estimada de 1,2 a 1,5 millones de barriles diarios a partir de enero de 2019. Como secuela del exceso de demanda resultante, entre 2017 y 2018 el precio promedio del barril de crudo pasó de un valor cercano a los US$ 46 (junio de 2017) a otro de US$ 76 (en octubre de 2018); pero sufriendo una caída en noviembre de 2018 que terminó situando al barril en alrededor de los US$ 62, situación que puso de relieve nuevamente las preocupaciones de la OPEP y reactivó el programa de recortes para 2019. En igual período (junio de 2017 - octubre de 2018), en tanto, las variedades WTI y Brent pasaron de US$/bbl 45 y US$/bbl 47 a superar los US$/bbl 70 y US$/bbl 80 respectivamente, siendo el Brent el más impactado por los recortes efectuados en la producción y en la exportación de crudo.

Asimismo, EE.UU. continúa su camino hacia el autoabastecimiento total en materia de hidrocarburos como resultado del boom que desde el año 2005 han tenido la extracción y producción de no convencionales, elemento que los analistas habían posicionado durante 2018 como un claro obstáculo al propósito de la OPEP, pero sin dejar de argumentar que esto dependía del consumo interno efectivo de la economía americana y el impacto que ello tuviera en los mercados internacionales. Desde el año 2015 los hidrocarburos no convencionales como el shale y el tight contribuyen con más del 50% de la oferta total de crudo y con alrededor del 60% de la de gas de este país, lo que coloca a EE.UU como un jugador clave tanto en la determinación de la oferta internacional de hidrocarburos como en lo referido a la conformación del precio final de equilibrio (principalmente en lo que concierne al gas natural). Las estadísticas del Centro de Comercio Internacional (ITC, por sus siglas en inglés), con base en información de Naciones Unidas (UN COMTRADE), muestran que durante 2018 EE.UU. no solo alcanzó el primer lugar en el ranking mundial de productores de crudo3 sino que tal evento fue acompañado por un cambio paradigmático en el balance y uno de los determinantes que explicarían el pronóstico realizado al precio del crudo, que lo ubican en un promedio de US$/bbl 70 hacia 2030 (ver sección I).

Como se detalló en informes anteriores (KPMG, 2016 y 2018)5, la evolución del precio de los hidrocarburos en la última década estuvo signada, en su fase alcista, por el super-ciclo de incrementos en los precios de los principales commodities agrícolas y energéticos y cuyo determinante principal fue el crecimiento de los países del BRICS (Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica, y la presión que hacían sobre la demanda internacional de insumos y factores productivos). A este proceso, que puede ubicarse entre los años 2003 y 2014, le siguió un período de declive producto de la morigeración en las cifras de crecimiento de las mismas economías (principalmente, China) y del excedente resultante en la oferta de commodities (principalmente energéticos como el petróleo y otros minerales), situación que pudo ser revertida el último año con el recorte productivo del frente OPEP, en un escenario en el que, no obstante, la producción de hidrocarburos no convencionales podría haber contrarrestado ese efecto. En este nuevo contexto, en el que las decisiones tomadas por los principales productores y exportadores de hidrocarburos construirán el camino que de aquí en más sigan los precios, la Argentina, que suele atar su crecimiento a los precios externos de las materias primas (ya que éstas representan una porción importante tanto de su PBI como de sus exportaciones), ha aplicado una batería de medidas que ha buscado con éxito contrarrestar la volatilidad de los precios y sus efectos internos (precios locales subsidiados, re-estructuración del modelo tarifario para el consumo de gas y electricidad residencial e industrial, acuerdos para eficientizar la actividad, reducir costos y mejorar la productividad, etc.), fomentando, al mismo tiempo, la inversión en exploración y extracción de hidrocarburos, con el objetivo de recuperar la soberanía energética y devolver al país a su condición de exportador neto de hidrocarburos.

Con este cuadro de situación, una descripción detallada de los temas más importantes que la industria del P&G enfrentará en 2019 resulta crucial para entender lo que le depara en el corto plazo. En los informes anteriores de KPMG, se sostuvo que el ciclo de crecimiento y estancamiento sufrido por los países emergentes y su impacto en los precios de los commodities fueron dos de los principales temas que enfrentó el sector en los últimos años, en conjunto a una producción e inversión local insuficiente. En este documento, que intenta poner de relieve los temas de agenda para el 2019, se renueva el interrogante sobre cómo evolucionarán las variables de inversión, precios y producción del sector, sin olvidar los efectos del conjunto de medidas impulsadas domésticamente para cambiar el rumbo de la industria, principalmente en lo referido a la producción de no convencionales en la cuenca Neuquina (Vaca Muerta) y su peso o funcionalidad estratégica para resolver los problemas de auto-abastecimiento.

Ver los gráficos, referencias y textos completos en el informe adjunto. 

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