Una resolución del ente del 19 de setiembre señala que la incorporación de esas estructuras combinadas permite “establecer techos/pisos de protección reduciendo sustancialmente el costo inicial de las primas” y mantener el riesgo financiero “totalmente acotado (...) garantizando un perfil de riesgo idéntico al de la compra de opciones simples, pero con menor impacto presupuestal”.
De esa resolución surge que Ancap mantiene vigentes más de tres contratos con instituciones financieras con las cuales realiza operaciones de instrumentos derivados.
Diseño de gobernanza
Si bien la contratación de coberturas de riesgo de precio del crudo viene siendo algo en lo que Ancap está avanzando —siempre en coordinación técnica y política con la Oficina de Planeamiento y los ministerios de Economía y de Industria—, también está trabajando en el diseño de una “gobernanza interinstitucional”, con el apoyo de una consultoría del Banco Mundial, agregaron los informantes.
La idea es darle una “formalidad más institucional”, ya que “no todos los riesgos son estrictamente de Ancap”, apuntaron. Explicaron que, como existe consenso entre todas las instituciones para que Ancap avance con este tipo de coberturas, se está buscando una “gobernanza acordada y, de alguna forma, apalancada por el Banco Mundial, lo que también da una percepción de madurez mayor en la gestión”.
Indicaron que la actuación de la empresa pública no está “aislada del ecosistema estatal”, sino que hay una coordinación con el Poder Ejecutivo, que es el que analiza y fija los precios vigentes en el surtidor mes a mes, a partir del intercambio y la información disponible acerca de los distintos indicadores y de la situación económica-financiera del ente.
El régimen de ajuste de precios de los combustibles no sigue una regla a rajatabla por la que si los valores de referencia bajan o suben, las tarifas en el mercado interno se trasladan en la misma proporción estrictamente a la baja o al alza. En general, desde el agravamiento del conflicto en Medio Oriente en febrero de este año, el Poder Ejecutivo ha venido amortiguando la volatilidad del mercado y trasladando parcialmente el incremento del petróleo y los derivados.
Vista de la refinería de La Teja desde la bahía de Montevideo.
Javier Calvelo-adhocFOTOS
En la antesala de la definición de ese último ajuste —una suba de 2% en la nafta y 7% en el gasoil vigente desde este mes—, la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, explicó en rueda de prensa que el gobierno analiza “cuál es la realidad” del país, en lo productivo, si hay zafra, en cuanto a la temperatura, etcétera. Y añadió: “También vemos a cuánto Ancap compra el barril y cuánto podría llegar a estar (...). Tenemos que ver no solo la fijación de precios, sino también garantizar que vamos a tener los combustibles para nuestra gente. Eso hace que Ancap también tenga que pensar cuánto tiene que comprar y a cuánto podría llegar a comprar. Todos esos elementos son los que se consideran para fijar” las tarifas.
“Si estamos todos de acuerdo de que, a partir de cierto valor o incremento del valor (del crudo) en el mercado internacional, no se va a transferir el precio a la población, al mercado doméstico, o inclusive en el mercado de búnker de bandera nacional, como pasó con el caso de la pesca, los riesgos no son estrictamente de Ancap”, señaló la fuente del ente.
Ancap cuenta con una jefatura de coberturas que se instauró en el gobierno anterior, pero ahora, con el apoyo del Banco Mundial, se busca diseñar el proceso de toma de decisión, la gobernanza, y como eso tiene una vinculación fuerte con el régimen de fijación de precios, en esas mesas tiene que estar la información de lo que está pasando en cuanto a la volatilidad del mercado, las herramientas disponibles para cubrir los distintos riesgos, etcétera.
Las coberturas “amortiguan, ponen un buffer a las disrupciones” que registra el mercado, reflexionaron las fuentes, y plantearon que hay mucha incertidumbre sobre lo que pueda pasar con el valor internacional del crudo. “Hay mucha especulación y, efectivamente, hay incidentes bélicos, por lo tanto, hay que estar preparados y no descartar un shock de precio puntual que pueda ocurrir por una escalada del conflicto”, señalaron.
Normalmente, Ancap opera en el mercado de derivados en la segunda mitad del mes para cubrir los riesgos que pautan los indicadores de precio internacional para el mes siguiente.
Por mes, la petrolera estatal compra 1,3 millones de barriles de crudo y procura coberturas de precio por unos 650.000 barriles, o sea, en torno a la mitad de la materia prima que procesa mensualmente.
Dada la persistente incertidumbre en los mercados de petróleo y combustibles refinados debido al conflicto en Medio Oriente, Ancap ha ido cambiando la “dieta” de materia prima en la refinería de La Teja. Hace cinco años, el mix de compra de crudo era 40% originario del oeste africano, otro tanto norteamericano y muy poco de Argentina. Actualmente, más de la mitad (55%) de las compras es de crudo Medanito de Argentina, 40% norteamericano West Texas Intermediate (WTI) y el resto brasileño, informaron las fuentes.
Especialmente en estas instancias, señalaron, tener una refinería operando permite captar el margen de refinación histórico que se registra actualmente y capitalizar el valor “extraordinario” de contar con la infraestructura en el país para procesar crudo.
Exploración y pozo
En tanto, en los últimos meses Ancap solicitó a la Administración Nacional de Puertos (ANP) tareas de apoyo ante el proyecto de perforación offshore presentado por la compañía APA Exploration, que planifica iniciar en la próxima primavera en el bloque OFF-6.
Si bien se está a la espera de las aprobaciones del Ministerio de Ambiente, ANP, Ancap y APA vienen manteniendo reuniones con un equipo de trabajo a fin de coordinar las acciones necesarias para que esté disponible la infraestructura en el puerto capitalino que posibilite las operaciones de apoyo de la petrolera, que además implicará una logística y contratos con empresas de servicios de distinto tipo.
Fuentes de la ANP explicaron a Búsqueda que está previsto la operación de tres buques de grandes dimensiones, que van a necesitar prioridad de muelle que se otorgará en el hangar 10.
Además, la autoridad portuaria brindará unos 8.000 metros cuadrados de retro área cercana a ese muelle —ampliable en otros 10.000—, que APA, a través de un operador portuario, utilizará para la carga de mezclas de lodos, cementos, lubricantes, cañerías, etcétera.
En enero se prevé empezar en el puerto con el montaje de la retro área para que desde la mitad del año próximo se realicen las actividades propias de la asistencia al buque perforador. Todo el movimiento y la planificación previa buscan ajustar los tiempos de una “actividad muy compleja y de mucho costo”, en la que la logística portuaria es un eslabón importante, indicaron.
La experiencia anterior de un pozo exploratorio fue en 2016, cuando la francesa Total llevó adelante la perforación en la plataforma offshore a una profundidad de 3.400 metros, pero que no halló volúmenes comerciales de hidrocarburos.
En esta oportunidad, se prevé el arribo de tres buques remolcadores que estarán en operación permanente. Uno será el encargado de la perforación, otro cargará los insumos desde una planta de lodos que se montará próximo al muelle 10 y un tercero que será el que realice los viajes de carga y descarga de insumos y cañerías entre el buque perforador y el muelle.
Algunos técnicos de la ANP viajaron el mes pasado a Estados Unidos para tomar contacto directo con operaciones de plataforma de buques perforadores y analizar la operativa de los distintos actores de la cadena.
APA tiene el compromiso de perforar un pozo durante el primer subperíodo exploratorio, el cual tiene una duración de cuatro años a partir de la firma del contrato de exploración-explotación de hidrocarburos en el área OFF 6, el 12 de diciembre de 2023. A la vez, el numeral 9.3 del contrato establece la posibilidad de suspender el cómputo del plazo por un máximo de un año, contemplando el tiempo incurrido en tramitar las autorizaciones ambientales requeridas para ejecutar los trabajos comprometidos (la autorización ambiental previa y la autorización ambiental de operación del pozo de exploración OFF 6). Por ello, el plazo del primer subperíodo se podría extender por hasta un año, finalizando el 12 de diciembre de 2028. Considerando que APA planifica comenzar el pozo en setiembre del año próximo y que se estiman 100 días de perforación, el proyecto está dentro de los plazos establecidos en el contrato, dijeron las fuentes de Ancap.
La experiencia de 19 años de exploración que acumula Ancap, explicaron, hace entendible que proyectos de más de US$ 200 millones de inversión privada sean operaciones complejas, en las que habitualmente se puedan reprogramar etapas para asegurar una ejecución más segura y eficiente.
Señalaron, además, que APA actualiza a todas las partes sobre la obtención de las autorizaciones correspondientes, la definición de la logística asociada y la contratación y disponibilidad de equipos de perforación en la mejor ventana de condiciones meteorológicas y oceánicas.
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