Ni Shell ni el Citigroup contribuyeron con la lluvia de dólares pronosticada por Macri, pero levantan campamento con la operación vinculada al mercado doméstico. Sería como leer de derecha a izquierda la sentencia que hicieron, primero, la consultora Ecolatina en sus informes, y en declaraciones posteriores su fundador, Roberto Lavagna: mientras no se mueva el consumo interno no habrá inversiones.
A la vista de las decisiones de reconversión de los negocios que están tomando las multinacionales, quizá no sea tan así, sino que en todo caso, donde la facturación se mueve y los costos son razonables (a contrapelo de la presión tributaria argentina) a los planificadores globales les costará más tachar a un país de su red. Por ejemplo, Shell tiene presencia en 70 países, de los cuales 13 están en el rada r de su estrategia. Y decidió pasar la tijera en 10 para cumplir con la desinversión de US$ 30.000 millones que le dio cabida a la compra de GB Group que le permite posicionarse en el 20% del mercado mundial del gas. En Argentina la poda fue a medias: como hizo el Citi con las sucursales, saldrá de la exposición al público y se concentrará como productor proveedor del insumo.
La cuestión es que Sudamérica requiere definiciones para las multinacionales, y deberían contemplarlo los países en forma individual y como región porque asi no seducen mucho.
No tuvieron nada que ver las peleas con Guillermo Moreno, ni que el entonces Ceo de Royal Dutch Shell, Juan José Aranguren, se enfrentara quijotescamente con el gobierno de Cristina Kirchner, en el reciente anuncio de la empresa petrolera de vender sus activos de refinación, transporte y distribución en Argentina. Es pura coincidencia, tal como se suele aclarar de los personajes en los filmes respecto de la vida real. Tampoco es vinculante que el Ejecutivo se haya retirado de la multinacional y quedado como accionista con que haya sido designado ministro de Mauricio Macri para administrar una política energética que hasta el presente estuvo más pendiente del precio del gas que se extrae de Vaca Muerta, donde Shell mantiene su presencia en el país, que de su repercusión en las tarifas a los usuarios, revisada tra s el fallo de la Corte Suprema.
Es casual, en ese sentido, que la compañía angloholandesa haya adquirido la gasífera británica BG Group, y que éste sea proveedor de la empresa chilena que a su vez le reexporta GNL a Argentina a instancias del ex Ceo a cargo de la cartera en nuestro país.
Se trata de un juego de espejos al que somete el capitalismo global, que ante crisis económicas internacionales rearma sus negocios a largo plazo. Lo hemos visto de cerca con los grandes bancos comoel Citi, el Deutsche y hasta el Do Brasil desprendiéndose de la operación minorista de los salones para balconear desde los segundos pisos el movimiento de los capitales. En Argentina las puertas abiertas al público tenían más de 100 años, participaron en sucesivas negociaciones de deuda externa y también muchos de sus ejecutivos alternan en el poder, al igual que Shell.
Pero en América Latina se prevé que la economía en general se contraerá 0,8% este año luego de una contracción de 1,2% en 2015, de acuerdo con datos de la agencia Bloomberg. Y en ese marco, Brasil lleva la batuta con una merma del 3,3% este año, después de hacerlo 3,8% el año pasado.
La recesión, la agitación política y la caída de los precios de las materias primas y el petróleo se sumaron al aumento de las tasas de interés, lo que hace que para las compañías sea difícil generar flujo de caja libre. Por lo tanto, las ventas de activos están a la orden del día para cumplir con los pagos de deuda.
En América Latina y el Caribe, se descubre claramente que las inversiones caen pero el volumen total de fusiones y adquisiciones salta 14% respecto del mismo período del año pasado, según Bloomberg. En 2015 había retrocedido 28%.
“Los activos que nunca pensamos que llegarían al mercado ahora están a la venta en tanto algunas compañías y algunos sectores están en apuros y las multinacionales anuncian enormes planes de desinversión”, dijoMarcus Silberman, co-responsable de fusiones y adquisiciones en América Latina de Bank of America Merrill Lynch.
Así como en estos días, Citigroup Inc. se encuentra en pleno proceso de venta de sus operaciones de banca minorista en Brasil, Argentina y Colombia, la Duke Energy Corp., la empresa eléctrica más grande de Estados Unidos, contrató asesores para vender sus centrales de América Central y del Sur después que la sequía y la caída económica de Brasil afectaron sus operaciones, y la minera mundial Anglo American Plc venderá sus minas brasileñas de niobio y fosfato.
El replanteo de Shell
Hace más de un año que Juan José Aranguren dejó el cargo de Ceo en Shell Argentina y quedó como accionista de la Royal Dutch Shell. De hacerle ganar plata a la filial argentina que conducía con la red de 600 estaciones de servicio, la división química, comercialización y transporte, y toda la red de negocios globales en productos y servicios (GLP, lubricantes, aviación y marítimos), hoy pasó a hacer cuentas de lo que significará en función de los dividendos el anuncio que acaba de realizar, en una conferencia de prensa en Nueva York, el CEO global de Royal Dutch Shell, Ben van Beurden: la desinversión a nivel mundial de US$ 30 mil millones, en la que están incluidos “los activos de refinación, transporte y distribución en Argentina”, que el propio Aranguren había contribuido a consolidar.
Nadie mejor que él sabe que se trató de una decisión global de la compañía que lo empleara y de la que ahora es accionista, plasmada tras la mayor fusión petrolera mundial en más de una década que concretó en febrero la Royal Dutch Shell cuando desembolsó US$ 35 mil millones por la petrolera británica BG Group, queabre las puertas a proyectos multimillonarios en Brasil, África Oriental, Australia, Kazajistán y Egipto, pero en particular en Brasil, en las ricas reservas de los yacimientos del “subsal” en aguas profundas.
Bajo la batuta de un ejecutivo formado en esas lides como el reemplazante de Aranguren como Ceo de Shell Argentina, Teófilo Lacroze, la redefinición del negocio a nivel global le asignó el rol de continuar participando en el negocio de exploración y explotación de hidrocarburos, particularmente en los no convencionales y en Vaca Muerta. “Consideramos que nuestras inversiones globales de shale son prioridad de crecimiento futuro a partir del año 2020 y, por lo tanto, estamos comprometidos con el desarrollo y crecimiento de nuestro negocio de no convencionales en la Argentina en los años venideros”, expresó la filial local a través de sus voceros.
Se trata de una presencia estratégica, porque el core business internacional es la venta de GNL –donde se convirtió en el principal trader a nivel global de la mano de la compra del grupo BG–, así como la producción de petróleo en aguas profundas. La mutación quedó en claro en el mensaje interno de Van Beurden: “En los primeros 90 años de su existencia Shell fue líder en la industria en cuanto a los retornos a sus accionistas. Perdimos esa posición en los ’90”, admitió, y transmitió que ahora están “determinados a volver a esa posición”.
Hace poco más de un mes, luego de haber comprado la gasífera BG, el mismo Ceo había afirmado que la compañía era «más una empresa de gas que una empresa petrolera». Actualmente posee “el 20% del mercado mundial de gas licuado, decenas de gigantes tanques de gas merodeando por los mares y duplica la capacidad de producción de su competidor más cercano, ExxonMobil”.
Ya como ejecutivo retirado en julio de 2015, accionista y ubicado al frente del estratégico Ministerio de Energía del gobierno de Mauricio Macri, Aranguren aporta su granito de arena a la causa: dispuso la compra directa a la empresa chilena Solgas –una firma intermediaria del grupo internacional GDF Suez- de 86 millones de metros cúbicos de gas a un precio de US$ 6.90 el millón de BTU, 128% más caro que el precio al que Bolivia le vende a la Argentina. Aprovechó para traerlo el gasoducto de Atacama que conecta la región chilena de Antofagasta con la provincia de Salta en Argentina a través de una tubería de más de 900 kilómetros construida en los 90’s para abastecer a la zona minera del país vecino, y que en 2009 quedó inactiva al suspender el gobierno de Cristina Kirchner la exportación de gas a Chile.
En el descargo, el ahora funcionario nacional aducía que Bolivia había comunicado que disminuiría el envío del fluido y que la idea era adelantarse a los rigores invernales. Pero como Chile importa GNL y lo regasifica para cubrir el 90% de su consumo, la “triangulación” para reenviar una parte a la Argentina termina beneficiando indirectamente al principal proveedor, la gasífera británica BG Group que absorbió la Royal Dutch Shell, de la que Aranguren declaró poseer $16.326.051,67 en acciones clase A. Los argumentos de que el país tenía la capacidad de regasificación colmada y que Bolivia no podía abastecer una mayor demanda son tan ciertos, como lo que argumentó el ex Shell de que no puede tener injerencia en dónde se abastece de la materia prima un proveedor como Solgas de Chile, pero igual tiene que responder ante el juzgado de María Servini de Cubría por la acusación de haber violado las disposiciones del Régimen de Contrataciones de la Administración Nacional.
Tampoco es fácil desvincular la acérrima defensa que ha hecho en el controvertido episodio del tarifazo, que ahora llevará a la audiencia pública, del precio del gas en boca de pozo, siendo que, junto con la Total, Shell invierten un combinado de US$ 550 millones en la exploración de gas de esquisto en la formación Vaca Muerta argentino, en colaboración con la empresa provincial Gas y Petróleo de Neuquén (GyP). El total de US$ 250 millones será utilizado para explorar los yacimientos de hidrocarburos en los bloques de Sierras Blancas y Cruz de Lorena. «El plan piloto incluirá compromisos de perforación en cada bloque y una planta central de tratamiento de petróleo y gas con una capacidad de 10.000 barriles por día», había explicado GyP en un comunicado.
«Las inversiones de Shell Argentina en Vaca Muerta son para el largo plazo y no se verán afectados por las variaciones del día a día en los precios del petróleo«, señaló un funcionario provincial de energía en Neuquén a Buenos Aires Herald. En todo caso, han sido vinculadas al desarrollo no convencional de Estados Unidos.
No es ajena a esa política la fijación del precio del gas que se extraiga en boca de pozo, que es la parte que le interesa más al Ministerio de Energía y Minería de la audiencia pública del viernes que viene. Según los números oficiales de YPF, el costo de sacarlo es por lo menos 3 veces inferior al valor sostén pretendido por las petroleras de al menos US$ 7,50 por MMBTU por los próximos 3 años.
El caso del petróleo pasa por parámetros inversamente proporcionales a los del gas y coincide con la política global aplicada por Shell, de privilegiar en la balanza hidrocarburífica al recurso gasífero sobre el líquido. Resulta que en Argentina por el crudo criollo las refinadoras pagan US$ 67,5 el barril contra US$ 43 que cotiza en el mercado internacional, según el ex secretario de Energía radical Jorge Lapeña. Y el costo de sacarlo no pasa de los US$ 14. Es la explicación por la cual las naftas en el país son las segundas más caras de la región. El gobierno, lo primero que hizo, fue congelar por 3 meses el valor de venta, mientras se renegocia “entrecasa” en la cadena de valor una rebaja que internacionalice los niveles desde la producción en adelante.
Así se entiende el desinterés de la casa central de Shell en la refinería de Dock Sud, de la flota de transporte (terrestre y marítimo), y de la extendida red de 600 estaciones de servicio, la segunda en importancia (sólo la supera YPF) y ubicada en las zonas más apetecibles de ciudades y rutas del país, en el marco del recorte en al menos 10 países en todo el mundo de US$ 25 a 30 mil millones decidido para los próximos 4 años, que liberarán recursos para centrarse actividades más rentables, como producir gas natural licuado, la actividad en aguas profundas y los químicos. Las operaciones centrales de la empresa se focalizan en 13 países de los 70 en que tiene presencia. Ya eliminó 12.500 puestos de trabajo en 2015 como parte de un plan de ajuste que podría profundizarse aún más.
Shale en Argentina
Específicamente en Neuquén, Shell obtuvo excelentes resultados en perforaciones shale en Cruz de Lorena y Sierras Blancas, 2 yacimientos donde obtuvo permisos de 35 años y donde el año pasado licitó la construcción de una planta EPC (Early Production Facilities) para procesar, de manera inicial, la producción de petróleo de arcillas (shale oil) que saca de los 7 pozos que abrió en el área. En el primero de los yacimientos consiguió pozos de hasta 80 m3 día. También tiene activos en Águila Mora, otro bloque con buena perspectiva.
La petrolera anglo-holandesa –que en la Argentina opera a través de su filial O&G Developments– prevé invertir US$ 40 millones en la construcción de una planta para tratar el petróleo que obtiene de forma no convencional en Vaca Muerta, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina.
Hasta febrero de este año, O&G Developments había perforado 14 pozos en los 3 campos que opera sobre Vaca Muerta. Desde esas locaciones produce una pequeña oferta de shale oil que ronda los 700 barriles diarios de crudo, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG).
La exploración del potencial no convencional de la cuenca neuquina marcó el retorno de Shell al upstream local de hidrocarburos, ya que en las últimos dos décadas su presencia en la Argentina se había circunscripto al downstream, ahora en venta. Y no porque le haya ido mal, ya que es la segunda refinadora del país, con un 14% del mercado de combustibles (detrás de YPF). En los ’80 y principios de los ’90 exploró varias áreas petroleras, algunas incluso en el Mar Argentino, pero desde entonces se volcó exclusivamente al downstream de hidrocarburos (si bien tenía dos áreas adjudicadas en Salta, casi sin operación).
En el negocio de los combustibles no convencionales propiamente dicho ingresó en 2012 y en la actualidad tiene cinco proyectos de este tipo en Neuquén e impulsa la obra de una planta de procesamiento y separación de crudo para manejar el caudal de producción de sus yacimientos sobre Vaca Muerta. Tendrá una capacidad de 10.000 barriles por día de crudo liviano y estaría terminada a fines de 2016.
Sin embargo, los ingresos fuertes de la compañía se originan en la venta de combustibles, de la que decidió desprenderse, y no en la producción de hidrocarburos, que no está en venta.
Actualmente cuenta con más de 2400 empleados en el país, y factura por año más de $62.000 millones.
Hubo un antecedente sobre la intención de Royal Dutch Shell de revisar estratégicamente sólo del negocio de downstream y sus activos en Argentina que atribuía intención de compra al grupo chileno Luksic, luego desmentido por la compañía angloholandesa.
Pero el downstream ahora declarado en venta se revaloriza luego de conocido el informe técnico elaborado por la Confederación de Empresarios de Combustibles y Afines de la República Argentina (CECHA) en base a información de junio de este año, que sitúa a Shell segunda en el podio de las estaciones con mayor nivel de actividad por local detrás de YPF: el 45 % de cuyas estaciones trabaja por encima de los 250 mil litros mensuales; y apenas un 8 % arriba de 600 mil. Al menos el 35 % está por debajo del punto de equilibrio.
Fue la única excepción a la caída general que se registró en el despacho de combustibles, ya que incrementó 4.3% el volumen de naftas y gasoil al público pese a ser la más cara del mercado.
“Consolidamos un excelente primer semestre. Estos números son el resultado de una sólida estrategia de crecimiento basada en una construcción de marca (más clientes prefieren Shell) y mejora en la atención y servicios brindados en cada visita”, refirieron voceros de la compañía a surtidores.com.ar/
“En julio también tuvimos el lanzamiento de nuestro programa de fidelización Shell LATAM Pass y estamos muy entusiasmados ya que empezamos a recibir nuevos clientes, impactando positivamente en nuestro volumen”, agregaron.
