26/09/2019
Desarrollo Sustentable de Hidrocarburos ¨COSTA AFUERA¨ en la Argentina.
En mi artículo, publicado en el corriente año, acerca del futuro que tiene la explotación de hidrocarburos “Costa Afuera” en la Argentina indique que los factores para tener un desarrollo sustentable se fundaban en los siguientes tres escenarios:
Este articulo explora en más detalle el primero de estos elementos: las condiciones económicas favorables, ya que los desarrollos de los proyectos de explotación de hidrocarburos costa afuera en Argentina tienen que ser, en primer lugar, buenos negocios, de manera de atraer inversiones para la realización de estos.
Como en todo negocio, estas condiciones son definidas por el mercado, a través del precio del crudo por barril (dado por la relación entre la oferta y la demanda), y por la industria, a través del costo mínimo por barril que permita recuperar los costos del proyecto durante la vida útil del mismo (y que en Ingles se denomina “breakeven price”). ¡La ecuación es simple, el “breakeven price” tiene que ser menor que el precio del crudo para que el proyecto sea sustentable!!!
Parece simple de decir, pero es mucho más complicado ya que se trabajan con mercados a futuro, haciendo las mejores estimaciones posibles de lo que pueda suceder en la relación de todos los factores que intervienen en la formación de un precio como el del petróleo y en la estructura de costos que maneja la industria para determinar el precio mínimo que debería tener para recuperar la inversión.
¿Cuáles son esos factores? Por el lado del mercado, los factores más importantes que definen el precio del crudo son básicamente oferta-demanda y la situación geopolítica de un producto básico que tiene un impacto mundial en el comercio y en la generación de otros servicios. Por el lado de la industria, el costo típico de un proyecto de explotación costa afuera está definido por lo que cuesta el proyecto (costo de capital o CAPEX), la operación y mantenimiento de la infraestructura de este (costo de operación o OPEX), y también los impuestos y otros riesgos, además de la ganancia o rentabilidad de este. La Figura abajo muestra una estructura típica aproximada del costo total para llevar a cabo un proyecto de explotación de hidrocarburos.
En función de esta estructura de costos podemos ver que el “breakeven price” depende de muchos factores, donde los más importantes son el país, el tipo de proyecto, el tipo de hidrocarburo, la forma de explotarlo y la rentabilidad de este.
¿Porque el país? Porque la mayor parte del costo de producir crudo son los impuestos (30% o más), y menor medida el riesgo país (alrededor del 3% o más). Es por ello por lo que Argentina tiene que definir condiciones atractivas que impulsen el desarrollo económico asociado directa e indirectamente con la producción de hidrocarburos, y optimicen la recolección de impuestos.
No hay tampoco que olvidar el riesgo país, pero no solamente asociado al potencial incumplimiento del pago de las deudas tomadas, sino también el riesgo asociado al sistema legal, donde los inversionistas desean un sistema legal con leyes claras y sobre todo que se cumplan, y no que se estén cambiando de acuerdo con la conveniencia política del momento.
Luego tenemos el tipo de proyecto, el cual impacta fuertemente en los costos de exploración y producción (costos de capital o CAPEX), que son de aproximadamente un 25% del costo total y los costos de operación y mantenimiento (o OPEX) de aproximadamente un 10% del costo total. Por ejemplo, el costo de capital (CAPEX) para un desarrollo costa afuera en aguas someras de un par de plataformas fijas con líneas de campo y líneas de exportación a la costa puede estar en el orden de U$250M a U$1B, cuando otro desarrollo costa afuera, pero en aguas profundas con una plataforma flotante podría estar en el orden U$1B a U$2B. Esto se debe, entre otras cosas, a que el costo de perforación se incrementa 3 o 4 veces más de aguas rasas a aguas profundas.
Equinor Mariner (plataforma fija -izquierda)
Aasta Hansteen (plataforma flotante -derecha)
Otro factor es el tipo de hidrocarburo y su forma de explotarlo. No es lo mismo el costo de extraer un crudo pesado y con alto contenido de azufre que un crudo liviano con poco contenido de CO2 y H2S, pues impacta la infraestructura necesaria costa afuera para una separación básica. Y una vez en tierra, impacta en la infraestructura de las plantas de procesamiento de gas y de refinación de crudo. Tampoco es lo mismo extraer hidrocarburos de manera convencional (como es costa afuera) o de manera no convencional (como es Vaca Muerta).
La rentabilidad del proyecto tiene que ser como mínimo de alrededor de un 10% y se mide a través de la tasa interna de retorno (TIR). Los inversionistas tienen que decidir dónde invertir su dinero y las tasas de retorno tienen que ser muy superiores a dejar el dinero en el banco (de 8% a 10%) en función de los riesgos del negocio.
Lo más importante de entender en esta estructura de costos es que hay un BALANCE (de costos y beneficios) entre cada uno de sus componentes, ya que, en general, cuanto más fácil de encontrar el petróleo, y más fácil de extraer, menor es el costo (CAPEX y OPEX), pero mayor es el impuesto que se le puede aplicar.
Una vez que ya entendemos como es la estructura de costos y el impacto de cada uno de ellos de manera de hacer sustentable el proyecto, analicemos como son los “breakeven prices” de proyectos en otras partes del mundo. Para ello a mí me gusta mucho utilizar a analistas como Rystad Energy (de Noruega), los cuales presentan graficas muy interesantes del costo mínimo de proyectos existentes (actuales) y en desarrollo (futuros) para diferentes tipos de proyecto y diferentes países, en función de un precio estimado a futuro del crudo (en U$/bbl) y de cierta expectativa de producción de crudo a futuro (en este caso se toma el año 2025). Las gráficas toman en cuenta un TIR del 7.5% y muestran un “breakeven price” ponderado.
Rystad Energy indicaba en septiembre del 2018 los precios mínimos promedio tanto costa afuera (convencional) como no convencional en tierra (como Vaca Muerta) para diferentes tipos de nuevos proyectos de explotación de crudo, como se ve en la figura más abajo. En el eje vertical se ve el “breakeven price” por barril y en el horizontal se ve el estimado de producción llevado al año 2025. De esta grafica se puede ver claramente que los proyectos de explotación costa afuera deberían tener un “breakeven price” menor a U$45/bbl y similares a los proyectos costa afuera de Mexico y Guyana, y también para poder competir con proyectos no convencionales como Vaca Muerta.
Rystad Energy – Ucube – Septiembre 2018
En resumen, si queremos tener condiciones sustentables para atraer inversiones para desarrollar la explotación de hidrocarburos costa afuera en Argentina, el “breakeven price” tiene que ser menor que el precio del mercado, sobre el cual no tenemos mucho control. Lo que si podemos hacer, como país, es minimizar el costo del proyecto reduciendo los impuestos, pero por sobre todas las cosas, tenemos que ser un país serio, donde se pagan las deudas contraídas y se castiga a quienes no cumplan con la ley.
Referencias:
https://www.ey.com/gl/en/services/tax/global-oil-and-gas-tax-guide—country-list
https://www.geoexpro.com/articles/2018/09/growth-potential-for-tight-oil
Diego Lamacchia, PE, PMP
Houston, TX
dlamacchia@leviticussubsea.com
www.leviticussubsea.com / www.idare.io
Autor: Diego Lamacchia, Marplatense, Ingeniero Civil egresado de la UBA en 1991, especialista en sistemas de producción de hidrocarburos costa afuera y submarinos. Vive en Houston desde 1992, y ha participado, en proyectos de ingeniería, procura, construcción e instalación (EPCI) en aguas rasas y profundas para los grandes operadores del mercado, desde Ingeniero Jr. a Director de Proyecto, con proyectos en Brasil (donde vivió 6 años), Uruguay, Chile, México, USA, Turquía, Argentina (donde supervisó la instalación de la plataforma AM6 en 100m de lámina de agua y sus líneas de interconexión para Sipetrol) y Australia.
