MATÍAS DEL POZZI
Las operadoras chicas de la región estudian opciones por la caída en la demanda. Estiman que en mayo la actividad seguirá baja. Planean una exportación en conjunto.
La restricción de movimiento que se decretó en el país el pasado 19 de marzo, para mitigar la propagación del coronavirus, terminó de acostar a la industria petrolera que ya había sido golpeada a principios de mes por la caída en el precio internacional del crudo y también de la demanda.
La extensión del asilamiento obligatorio no tomó por sorpresa al sector y la proyección para este mes es que habrá un exceso de petróleo en la Cuenca Neuquina que podría mantener los desarrollos en actividad nula inclusive luego de que se levante la restricción.
Algunas empresas se aseguraron despachos para abril, pero sin precio confirmado. (Foto: Florencia Salto)
La semana pasada se hizo una reunión entre operadoras y Ebytem, en Bahía Blanca, a donde va la producción de la Cuenca Neuquina a través de Oldeval, y el sobre exceso de oferta fue uno de los puntos principales que se dialogó. Los tanques de la firma llegarán a su máxima capacidad y como consecuencia algunos productores tendrán que restringir su producción de alguna manera.
En algunos casos particulares, según las consultas que hizo Energía On, operadores chicos de la cuenca lograron asegurar el despacho de sus barriles para este mes, aunque sin precio confirmado. Un claro ejemplo de que, por la coyuntura actual, asegurar la entrega está por encima de garantizar un valor.
Una de las alternativas que se discutió fue la de una exportación conjunta para poder recircular el volumen que está almacenado y que los campos petroleros no se van tan afectados. Pero los precios internacionales no ayudan. Y es que el Medanito, Brent menos 12 dólares, más las retenciones del 12% dejan un valor de facturación de 15 a 17 dólares por barril. Esto no solo hace que la opción no sea tan seductora, sino que también hace inviable cualquier tipo de operación.
En el escenario del gas, la situación es similar. Aún la temperatura sigue siendo cálida por lo que la demanda no aumentó y por el parate económico, producto del Decreto 260, la poca producción de gas también comenzó a sobrar. Para tener en cuenta, la semana pasa se realizó la licitación de Cammesa para la generación en abril y el precio por millón de BTU arrancó en 1,50 dólares.
“En lo que es petróleo se nos están sumando dos situaciones que son complejas: una por un lado es que la demanda técnicamente desapareció por el tema sanitario y otro es que el precio a nivel internacional es irrisorio”, expresó Bonatto.
En la industria saben que el nivel de parate actual no es sostenible por mucho tiempo más. No solo juega contra las cadenas de pagos y el empleo, sino también contra el abastecimiento de la demanda, cuando el país retome su movimiento habitual.
Si para abril proyectan un exceso de producción de petróleo, lo más probable es que los desarrollos petroleros no se activen inmediatamente. "Si la demanda de gas y petróleo se dispara para mediados de mayo, el nivel de actividad puede no ser suficiente y nos va a empezar a faltar energía, y si falta energía el país no camina”, le dijo un empresario del sector en off the record a este medio.
En este escenario es que están las discusiones del precio sostén para el barril de petróleo. Lo que buscan las operadoras es garantizar un piso de actividad. En otras palabras, es una manera de asegurar cierto nivel de actividad para que el sistema no quede totalmente parado y caiga a tal punto que luego cueste retomarlo.
“Hoy arriba de la mesa está la posibilidad de restringir o de cerrar campos por un exceso de producción de petróleo. Vos podés hacer alguna exportación a precios irrisorios para sacar un poco el stock, pero si no se reactiva la demanda, volvés a llenar las terminales y qué haces con eso, es vital el movimiento”, aseguró Bonatto.
Por el coronavirus, todas las empresas de la Cuenca Neuquina tienen guardias mínimas en los yacimientos para llevar adelante la operativa diaria y los mantenimientos esenciales. Todas las actividades perforación, de workover, de mantenimientos grandes, reparaciones de tanques, etc. se están postergando para después de agosto o septiembre.
La mayoría tiene a sus empleados administrativos en home office y el principal objetivo es mantener el nivel de operatividad lo máximo posible para que luego, cuando se retome la actividad, sea un proceso más rápido y menos demandante.
EL CRONISTA
JUAN MANUEL COMPTE
En medio de la parálisis que provocó el coronavirus, una petrolera –uno de los sectores “esenciales”, exceptuados por el decreto de cuarentena- se vio obligada a frenar sus operaciones. A través de una nota enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Roch informó que suspendió sus actividades de producción de petróleo y crudo proveniente del yacimiento San Martín, ubicado en Tierra del Fuego.
Ese yacimiento tiene un pozo, denominado SMx 1001, al que, por sus características geológicas, los expertos consideran el pozo de petróleo convencional más productivo del país.
Según explicó la empresa, esto es consecuencia de la “imposibilidad de canalizar las ventas de petróleo crudo, por cuestiones logísticas derivadas del Covid-19”.
La producción de Roch en San Martín, explicó la empresa, se transporta en camiones y se vende a la estatal chilena Enap, a través de exportaciones que son entregadas, habitualmente, en su terminal de San Gregorio, en la provincia trasandina de Magallanes.
“Recientemente, Enap anunció la suspensión hasta nuevo aviso de todas las entregas, debido a un brote de Covid-19 en su terminal”, informó Roch.
“La alternativa de evacuación de este petróleo crudo es la Terminal Cruz del Sur operada por YPF S.A., que permanece cerrada hasta que finalicen las reparaciones y el mantenimiento en curso”, agregó, recordando que informó sobre esta situación el lunes, en otra nota enviada al mercado.
“Como consecuencia de la capacidad limitada de almacenamiento de petróleo crudo, la sociedad ha decidido suspender su producción del yacimiento San Martín hasta que dichas restricciones de entrega puedan ser superadas”, señaló.
En tanto, aclaró que las ventas de gas permanecen ininterrumpidas.
“Frente a estos obstáculos, la sociedad se encuentra analizando otras alternativas para evacuar su producción, incluyendo al implementación de aprovechamientos de sinergias entre operadores de la provincia de Tierra del Fuego”, añadió.
En su nota, Roch también advirtió: “Lamentablemente, como consecuencia de los menores ingresos derivados de una menor demanda y la abrupta caída del precio del petróleo, significativas inversiones planeadas para el yacimiento San Martín deberán aguardar un mejoramiento en las condiciones”.
El yacimiento tiene un pozo, denominado SMx 1001, al que, por sus características geológicas, los expertos consideran el pozo de petróleo convencional más productivo del país.
La inversión proyectada en el yacimiento es de u$s 280 millones.
“La sociedad espera que estos factores extraordinarios, en el contexto de la pandemia por el Covid-19 y la crisis del precio del petróleo crudo, sean transitorios. Si bien este escenario podría generar un impacto negativo en los resultados de la sociedad, que, a la fecha no ha podido ser cuantificado, se realizarán los mayores esfuerzos a fin de minimizar las potenciales pérdidas”, completó en su misiva.
Fundada hace 30 años por Ricardo Omar Chacra, Roch es una petrolera que supo consolidarse como uno de los players independientes más renombrados del mercado local. En enero, le vendió activos en Santa Cruz a la noruega Interoil, con lo cual salió de esa provincia y se concentró, principalmente, en San Martín, su principal operación.
El año pasado, sus ingresos subieron 11%, a $ 2317,76 millones. Pero registró una pérdida neta de $ 311 millones, casi el doble que en 2018.
Produjo 1,15 millón de barriles equivalentes de petróleo (BOE), a un promedio de 3136 diarios. Del total, 484.050 fueron de petróleo, un incremento del 40,3% contra el año anterior.
De su facturación, en tanto, $ 1052,65 millones correspondieron a exportación de crudo.
Durante 2019, según consta en su memoria anual, Roch ejecutó inversiones previstas en el plan de desarrollo del yacimiento San Martín, que incluyeron instalaciones de producción y transporte.
En ese contexto, celebró un acuerdo con YPF, mediante el cual se procedió a la reparación, y posterior operación, de un gasoducto perteneciente a la petrolera estatal, lo que le permitió a Roch comercializar los volúmenes de gas adicionales provenientes de San Martín.
Además, se construyó un oleoducto con una traza de 24 kilómetros y una capacidad de transporte de 2000 metros cúbicos diarios, que conectan al yacimiento con la Terminal Cruz del Sur. Esta obra demandó una inversión de u$s 5,9 millones.
Sin embargo, en septiembre, se verificaron inconvenientes en la terminal, que condujeron a que quedara fuera de servicio.
Pese a que YPF esperaba reanudar su operación en diciembre, para entonces, todavía estaba en reparación, lo que obligó a Roch a restringir parcialmente su producción desde el último trimestre del año pasado. Según su último pronóstico –previo al estallido de la pandemia- YPF recién reactivaría la terminal en junio de este año.
Para mitigar ese impacto, Roch firmó un contrato de venta de crudo con Enap, incrementando los volúmenes comercializados por camión.
Este acuerdo es el que, ahora, está interrumpido por la parálisis de la planta chilena.
Al 31 de diciembre, los dos pozos de Roch en San Martín llevaban acumulados más de 250.000 y 141.000 metros cúbicos de petróleo, respectivamente.
