La mejora del precio internacional fue el principal atractivo para colocar la mayor producción local. En el período los envíos representaron más de 325 millones de dólares. El Medanito sigue ganando terreno.

Las exportaciones de petróleo que en un momento fueron una forma casi obligada de generar un flujo de caja y liberar espacio en los almacenamientos que estaban a tope se transformó con el correr de los meses no solo en una luz de esperanza para el sector hidrocarburífero nacional, sino también en una fuente de ingreso de divisas para el país y así dan cuenta los envíos al extranjero del primer trimestre del año.

De acuerdo a los registros oficiales de la secretaría de Energía de la Nación, en el primer trimestre de este año se exportó un total de 5.609.263 barriles de petróleo.

Este cúmulo de crudo representó un incremento del 46,09% con respecto al mismo trimestre del año pasado, en la previa al inicio de la cuarentena obligatoria nacional, cuando las exportaciones habían sumado 3839.497 barriles.

El incremento de la producción nacional, que desde hace un par de meses logró pasar la barrera del medio millón de barriles por día es uno de los factores que posibilita este incremento de las exportaciones, que tiene fuerte vinculación con los desarrollos de Vaca Muerta que es en donde más se ha incrementado la producción de petróleo.

A la vez, el estancamiento del consumo local de combustibles permite tener con los actuales niveles de producción un saldo sobrante para destinar al mercado externo.

Pero es la mejora en la cotización internacional el gran gancho que está atrayendo a las empresas, incluso a incrementar su producción de cara a océano Atlántico.

En enero fue el mes que se vio la mayor exportación de petróleo del trimestre, con 2.077.092 barriles. Pero en lo que hace a los precios fue también el mes más bajo, ya que la cotización promedio del crudo vendido fue de solo 50,18 dólares por barril.

El Escalante, el petróleo pesado que se extrae de la zona de Comodoro Rivadavia cotizó 56,84 dólares el barril, mientras que el Medanito de la Cuenca Neuquina, que incorpora en su interior el shale de Vaca Muerta se vendió a solo 42,88 dólares el barril.

Para febrero las exportaciones tuvieron una leve reducción, traccionada en parte también por una mejora en las ventas de combustibles en el país. En total se exportaron 1.738.746 barriles de petróleo desde diversas cuencas.

El precio promedio fue el mejor del período, dado que alcanzó los 64,11 dólares, muy por encima del valor que se paga por el barril en las refinerías argentinas.

Durante febrero el Escalante fue la gran vedette, con una exportación de casi 1,5 millones de barriles y una cotización de 64,87 dólares por barril. Aunque este mes dejó también un sabor amargo dado que no se registraron exportaciones de Medanito.

En marzo los envíos al exterior crecieron levemente en comparación con el mes anterior y totalizaron en 1.793.425 barriles con una cotización promedio de 61,09 dólares por barril.

Este precio obtenido en el mercado externo es bueno en términos de que representa unos 10 dólares por sobre el valor que se pagó en el país, pero también marca una baja en las cotizaciones que se venían registrando, en especial en lo que hace al Escalante.

En ese tipo de crudo, el precio pactado fue de 62,58 dólares, dos dólares menos que el mes anterior. Mientras que por el contrario, el Medanito volvió a fluir al exterior y con un precio mucho mejor: 59,45 dólares el barril.

En este último caso las exportaciones de enero y marzo sumaron 1.411.251 barriles, un valor destacado ya que se trata de un tipo de petróleo liviano que recién comenzó a ser exportado a mediados del año pasado ante el colapso del sistema local de almacenamiento.

En promedio, estos envíos al exterior promediaron unos 46.700 barriles por día, un valor nada despreciable ya que no solo representa la totalidad de la producción del principal bloque productor de Vaca Muerta, sino también cerca del 9% del total de la producción nacional.

En números

5.609.263barriles se exportaron durante los primeros tres meses del año, un 46%más que en el mismo período del año pasado.

No obstante, los bloqueos de rutas y caminos que se desarrollaron durante 22 días de abril en Vaca Muerta prometen con reducir considerablemente estos niveles de envíos, al menos en el corto plazo. Esto se debe a que se estima que son cerca de 10.000 barriles por día no solo los que debieron ser cerrados en buena parte del bloqueo realizado por el personal sanitario de Neuquén, sino que también esa cantidad se estima que se mantendrá por un par de meses más a raíz de la imposibilidad que hubo de poner en producción nuevos pozos para apuntalar el declino y mantener los saldos exportables.

Más allá de esta coyuntura las exportaciones de crudo son la gran oportunidad no solo para las firmas que tiene una gran producción de Escalante, con bajo consumo en el país, sino en general.

Es que en total, las exportaciones de petróleo del primer trimestre del año permitieron un ingreso de divisas al país de 325,3 millones de dólares, oxigenando las alicaídas cuentas de dólares del país y abriendo la oportunidad para muchas productoras de recibir por buena parte de sus barriles un precio mucho más alto que el local.

Cuáles fueron las principales empresas exportadoras

Un grupo de empresas son las que están llevando adelante estas exportaciones. Sin lugar a dudas Pan American Energy (PAE) encabeza el ranking dado que la firma con su enorme desarrollo en Cerro Dragón es la que exporta la mayor parte de la producción de Escalante. La compañía exportó en este trimestre 3.067.909 barriles.

La segunda operadora que más petróleo vendió al exterior en el primer trimestre fue Vista Oil&Gas. La firma de Miguel Galuccio exportó un total de 1.088.220 barriles en los primeros tres meses del año provenientes de sus desarrollos tanto en Vaca Muerta como en el convencional de la Cuenca Neuquina y es la gran exportadora de Medanito.

Tecpetrol, la operadora del Grupo Techint fue la tercera firma que más exportaciones hizo con la particularidad de haber exportado tanto Escalante como Medanito. La operadora remitió un total de 560.948 barriles.

Otras firmas que se anotaron en la lista de las exportadoras fueron Capex con 237.925 barriles ; la Compañía General de Combustibles (CGC) con 259.129; YPF con 150.387 barriles de tipo San Sebastián, Roch con 124.445 y Enap Sinepetrol con 120.290 barriles.

El líder del Sindicato del Petróleo y Gas Privado anunció la suba de 20 equipos petroleros a los yacimientos.

Jorge Ávila participó de un encuentro mediante teleconferencia entre los gremios que intervienen en la producción petrolera.

“Se ratificó la suba de equipos que ya comenzaron a operar. Tenemos una complicación en las áreas, tenemos una operación con Pecom que está parada, pero trabajamos todos los días para repararlo” indicó.

El líder petrolero detalló que “Son 14 los equipos que salieron a trabajar más seis perforadores, en total son 20 los equipos que están trabajando”.

Por último, agregó: “Tenemos que seguir trabajando para que en el camino esto se vuelva a reactivar, vuelva a haber perforación, pulling,  y toda actividad que tiene que haber en un yacimiento. Esto va a llevar un tiempo y va a haber que escalonarse y ver la cantidad de trabajadores que van a aquedar sobrantes”.

En dicho encuentro, el gobernador Arcioni había destacado que «la Cuenca del Golfo San Jorge sigue produciendo y se mantiene activa con la suba de equipos”.

Planean introducir 1 millón de barriles de petróleo por día adicionales al mercado a partir de agosto. Temen que el resurgimiento del virus en Estados Unidos peligre la estrategia.

La coalición que reúne a la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados buscará comenzar a flexibilizar los recortes de producción que comenzó a aplicar en abril y confía que no afectará el precio internacional del barril, señala diario Río Negro.

Tal y como estaba planeado el grupo de países, que tiene a Arabía Saudita como líder y a Rusia como el aliado más fuerte, planea continuar con el proyecto de reabrir gradualmente la producción de crudo y agregar, al menos, 1 millón de barriles de petróleo por día al mercado a partir de agosto.

Para la Opep, la demanda de petróleo en las principales regiones importadoras del mundo está cerca de volver al ritmo que tenía previo al impacto del coronavirus.

Lo más probable es que la principal cuota en la reanudación de la producción provenga de los países que mayores recortes realizaron y mejor cumplimiento tuvieron. Vale señalar que hay un grupo de países que no cumplieron con los recortes a los que se comprometieron en abril y actualmente se encuentran con limitaciones adicionales en el nivel de bombeo para ponerse al día.

Si bien las expectativas de la Opep son buenas a nivel general, el resurgimiento del virus en Estados Unidos, uno de los mayores importadores de crudo, podría jugar una mala pasada a la estrategia del grupo.

“Las economías de todo el mundo se están abriendo, aunque este es un proceso cauteloso y gradual, los signos de recuperación son inconfundibles. Nuestra producción adicional tendrá mercado a donde ir», indicó el ministro de Energía de Arabia Saudita, Abdulaziz bin Salman en una conferencia virtual.

Por último, el líder del grupo aseguró que solo volverá a llamar a una reunión de emergencia si los principales países importadores vuelven a endurecer los aislamientos y la demanda se ve afectada nuevamente.

La baja fue del 11,7% en la producción total del país, pero trepó al 21% en Neuquén, de la mano de Vaca Muerta. En el departamento de Escalante en Chubut, la reducción fue de apenas el 1,2%.

El debut del nuevo barril criollo implementado por el gobierno el martes pasado por medio del DNU 488 coincidió con la presentación de las declaraciones juradas de las empresas que revelaron que en abril la producción de petróleo de Argentina cayó un 11,77% a razón de 62.282 barriles por día, describe diario Río Negro.

El nuevo precio sostén que regirá, si no hay cambios, hasta el 31 de diciembre buscará incentivar la producción pero en un momento en el que la caída de la demanda que produce la cuarentena lleva a la industria hacia el camino contrario, el de los cortes de producción ante la imposibilidad de seguir acopiando un petróleo que nadie compra.

El desplome de la producción de abril se debió precisamente al cierre de pozos productores realizados por las empresas. La caída en las ventas de combustibles por la menor circulación y actividades que marca la cuarentena obligatoria llevaron a que a nivel nacional se hayan colmado tanto los almacenamientos de crudo en tierra y flotantes, como de combustibles ya procesados.

Entre las empresas que más producción debieron cerrar se encuentran YPF, Vista Oil&Gas, ExxonMobil, Pluspetrol y Tecpetrol, pero con diferencias sustanciales según se desprende de las declaraciones presentadas ante la secretaría de Energía de la Nación.

YPF es la operadora que más producción cerró en lo que hace a la cantidad de barriles con una diferencia negativa en su generación entre marzo y abril de 23.504 barriles. Pero en términos porcentuales no es la que lidera el ranking de recortes de producción dado que ese volumen representó solo una caída del 9,4.

ExxonMobil recortó un 64,6% su producción centrada en Vaca Muerta y pasó de producir 5.508 barriles en marzo a solo 1.947 el mes pasado. Tecpetrol fue otra de las firmas que porcentualmente tuvo una caída notable, con una baja del 35,14% en su producción, que pasó de 15.979 barriles en marzo a 10.363 en abril, en gran parte por la menor producción de gas con líquidos.

Vista Oil&Gas, la petrolera de Miguel Galuccio, redujo un 31% su producción al cerrar buena parte de su desarrollo en Vaca Muerta, Bajada del Palo Oeste. En sólo un mes la firma redujo 5.251 barriles diarios su producción.

En tanto que Pluspetrol también marcó una baja significativa, del 27,40% que representó 7.810 barriles menos por día.

Pero no todas las empresas tuvieron bajas significativas. Shell mantuvo prácticamente estable su producción en Vaca Muerta (-3%) y Pan American Energy sólo tuvo una baja del 1,05% que bien podría deberse al declino de campos maduros.

La distribución geográfica de los recortes tampoco fue homogénea dado que en Neuquén la caída de la producción concentró más de la mitad del total del país y representó 38.558 barriles menos por día. En términos porcentuales la provincia que capitaliza a Vaca Muerta bajó su producción en un 21,19%.

La segunda provincia en la que más notó el cierre de pozos productores fue Mendoza en donde el balance muestra que entre marzo y abril se produjeron 9.184 barriles menos por día, lo cual implica una baja en la producción de la provincia cuyana del 13,93%.

Río Negro forma parte de la Cuenca Neuquina y tuvo la segunda caída más importante en términos porcentuales dado que su generación petrolera bajó un 20,6% al caer en 5.717 barriles por día.

Mientras que en Santa Cruz la baja fue del 3,77% y representó 3.130 barriles diarios, en Chubut el Escalante logró seguir fluyendo y con una baja de apenas el 1,2% se produjeron 1795 barriles menos por día.

Ante este escenario es que el barril criollo deberá batallar si busca cumplir con el objetivo de incentivar una producción que por ahora depende más del aumento de la demanda que del precio de sus barriles.

En el más corto plazo, el precio sostén se sentirá con fuerza en las principales provincias productoras que este mes percibieron regalías sobre un valor de unos 22 dólares el barril, pero en otras provincias como en Neuquén, el mayor precio del crudo extraído contrastará con la caída en la producción que promete reactivarse lentamente.

Mientras especialistas de la industria como Daniel Gerold y José Luis Sureda advirtieron esta semana que en el corto plazo el barril criollo no tendrá un efecto sobre el nivel de inversiones y actividad desde algunas empresas se advirtió que el nuevo precio para el crudo argentino podría potenciar la actividad, al menos en las firmas integradas en principio, al generar un horizonte de certeza de precios hasta fin de año.

La imposible meta de mantener las inversiones y el empleo de 2019
El DNU 488 fijó como condición para las empresas productoras que mantengan los niveles de actividad que tuvieron en 2019, un valor que no sólo no es claro, sino que por la crisis actual se da por hecho que será imposible de cumplir.

La norma que marca que el precio del petróleo nacional será de 45 dólares, casi 10 dólares por encima del precio internacional, reconoce el impacto del COVID 19 sobre ese nivel que se deberá mantener, porque si hay algo en claro en la industria es que la realidad que se vivió hasta marzo, con metas de crecimiento y mirando al mercado exportador, ya no existe.

La mayoría de las empresas ya trazó recortes de inversión para este año que van del 30 al 65% sobre lo que inicialmente habían planificado.

La nueva situación que imprime el coronavirus forzará a las empresas a reducir aún más sus costos, a ser más eficientes y focalizar mejor sus actividades. Y es allí en donde el barril criollo puede servir como un incentivo al aislar de las fluctuaciones internacionales a la industria nacional y generar una ventana de más de seis meses de previsibilidad no sólo de un precio concreto del barril, sino de un precio que cuadra con la mayoría de los desarrollos del país.

Esta ventana de precio garantizado es breve para pensar en perforar nuevos pozos que requieren precisamente seis meses para entrar en producción, pero podría ser el dinamizador del sector para que, una vez que se reactive la demanda de combustibles, también se reabran los pozos cerrados y se conecten los que aún no fluyeron nunca. Pero como dijo el empresario José Luis Manzano en un foro esta semana, «la demanda no se genera por decreto».

Un proyecto de los diputados nacionales por Chubut, Jorge Taboada y Ana Llanos, propone instalar una refinería de petróleo en la provincia, además de otros legisladores nacionales como Facundo Moyano y Victoria Donda, según las firmas que lleva la iniciativa identificada con el número 2.701-D-2019, por el cual se solicita al Ejecutivo nacional que disponga las medidas necesarias para el emprendimiento.

Así lo reveló la revista PETROQUÍMICA al dar cuenta de la iniciativa, que apunta a incentivar la producción de combustibles en la Patagonia. “El propósito central es satisfacer las necesidades energéticas del aparato productivo  nacional y contribuir con la mejora de las condiciones socioeconómicas en la provincia de Chubut y zonas aledañas”, añade el texto.

Se trata de una iniciativa que históricamente fue postergada, mientras que razones de escala de mercado desestimaron otros proyectos similares en oportunidades anteriores. Sin embargo, los análisis de factibilidad pueden encontrar puntos a favor: la cuenca San Jorge es la principal productora de petróleo del país y la que conserva el 61% de las reservas de crudo la Argentina.

Si bien los diputados chubutenses que impulsan el proyecto concluirán sus mandatos el próximo 10 de diciembre, es interesante que se reabra el debate, considerando que también el actual Frente de Todos había comprometido, en la campaña electoral para las presidenciales de 2015, un proyecto de estas características a instalar incluso en el límite de Santa Cruz y Chubut.

En el proyecto se mencionan iniciativas de empresas privadas que impulsaron este tipo de emprendimiento, para aprovechar el tipo de crudo que se produce en la región, con un 30% de excedente que se coloca en el mercado internacional: “Las iniciativas preveían la construcción de una planta de procesamiento de última generación a kilómetros del ejido urbano de la ciudad de Comodoro Rivadavia –consigna el proyecto-. Sin embargo, para concretar la instalación se requiere la voluntad política y el apoyo del gobierno nacional a través de la Secretaría de Energía, en coordinación con las reparticiones provinciales y municipales”.

En la argumentación se toma en cuenta también la necesidad de crear sistemas de promoción para atraer las inversiones necesarias: “Ello se logra a través de la implementación de incentivos, exenciones, impositivas, otorgamiento de créditos fiscales y otras que pudieran corresponder”, argumentaron.

El proyecto toma en cuenta que en 2016 se declaró a Comodoro Rivadavia, por una ley nacional promovida por el propio Taboada, como “Capital Nacional del Petróleo”, por lo que ahora se busca trascender esa declaración y reflejarla en medidas que estimulen el crecimiento y desarrollo productivo.

Antecedente en 2015: se apuntaba a refinar más de 17.000 barriles por día

Un proyecto de destilería por una inversión de 320 millones de dólares llegó a instancias previas para la audiencia pública del estudio de impacto ambiental, en abril del año 2015, cuando se apuntaba a instalar este proyecto en cercanías del barrio Diadema. Según se lee en la fundamentación de aquel proyecto, al que tuvo acceso ADNSUR:

“La refinería procesará petróleo crudo y eventualmente gasolina natural como complemento de la carga de naftas al módulo ISOREF, produciendo combustibles terminados, en especificación comercial. Entre los derivados a obtener se encuentran GLP, motonaftas (Nafta Grado 2 y Nafta Grado 3), Gasoil (Grado 2) y Fuel Oil o IFO’s3, si bien se destaca por su magnitud, la producción de Nafta Súper (aproximadamente 140.000 de m3 al año) y Gasoil (aprox. 580.000 m3 al año). También se generará para su comercialización Gas Fuel (o gas de refinería), azufre líquido y dióxido de carbono líquido. El proyecto denominado `Refinería Patagónica´ involucra la construcción y operación de una refinería integrada, de mediana complejidad, cuya capacidad nominal de destilación primaria o atmosférica será  de 2.800 m3 de petróleo crudo por día (equivalente a 17.600 barriles de petróleo por día  aproximadamente). El objetivo de la Refinería es la generación de derivados de petróleo comercializables realizando esta actividad en la misma región donde se encuentran las reservas petrolíferas que lo proveerán de crudo. La construcción de las instalaciones demandará aproximadamente 3 años”.

Se trataba de una iniciativa enmarcada en el programa “Refino Plus”, pero la crisis económica de ese año dejó trunco el proyecto.

Como a lo largo del 2018, nuevamente los mejores resultados se observaron en el gas, que tuvo un incremento interanual del 7% y acumula once meses de subas consecutivas.

La mejora se explica por un alza del 38% del no convencional que compensa el pobre resultado en los pozos tradicionales que hace varios años muestran un agotamiento.

El shale se vuelve a colocar como el sector más dinámico con un impresionante incremento del 243% respecto al mismo mes del año anterior y un 11% en relación a septiembre de este año.

En materia de petróleo se vio un comportamiento muy similar, donde el no convencional avanzó un 15% y el shale lo hizo en un 70% en forma interanual y un 3% contra el mes anterior.

Dado que en este caso casi el 90% del total proviene de los pozos tradicionales, la producción total del mes subió solo un 2% y acumula 8 meses de alzas consecutivas.

De todos modos, los rendimientos no significan precisamente un avance muy destacado, ya que los números del 2017 habían sido los menores de las últimas dos décadas –según  publica La Política Online-.

A través de un informe oficial, la producción local de crudo acumuló un crecimiento interanual del 1,9% en el período enero-julio de este año.

En cuanto al petróleo no convencional, el reporte oficial indicó que la producción de“shale oil” mostró en julio de 2018 un incremento del 38,5% versus julio de 2017, y acumuló en los primeros siete meses del año un crecimiento del 34,1%.

Por su parte, el “tight oil” creció entre julio de 2017 y julio de 2018 un 13,6 %, con un crecimiento del 44,4% entre enero y julio de este año en comparación con igual período del anterior.

En total, la producción no convencional de petróleo (shale+tight) reflejó en julio último un crecimiento interanual del 34,2%, alcanzando en ese mes 62.200 barriles por día, lo que equivale al 12, 9% de la producción total del país.

En un comunicado, Energía detalló además que la producción de gas natural alcanzó los 132,1 millones de metros cúbicos por día, creciendo 7,1% en términos interanuales, y acumuló en los primeros siete meses del año un aumento del 4,9% en relación al mismo período de 2017.

En tanto, la producción de “shale gas” se incrementó 192,7% entre julio de 2017 y julio de 2018, y acumuló en los primeros siete meses del año un crecimiento del 149,9% interanual.

Por su parte, la producción de “tight gas” de julio de 2018 se ubicó 7,7% por encima de la del mismo mes de 2017, y entre enero y julio de este año se incrementó 8,5% en comparación con el mismo periodo del año anterior.

En total, la producción no convencional de gas natural (shale + tight) mostró en julio un crecimiento interanual del 42,3%, alcanzando en ese mes 46,9 millones de metros cúbicos por día, lo que equivale al 35,5% de la producción total del país.