Petroleras recortan hasta un 65% de inversiones
VICTORIA TERZAGHI
Pese a la adversidad que imprime la pandemia de COVID 19, dos empresas petroleras decidieron hacerle frente al desafío de seguir perforando, pero se toparon con una seguidilla de trabas e impedimentos que frustraron los planes.
El aislamiento social y obligatorio marcó que en la actividad petrolera sólo se funcionará con guardias mínimas que garanticen la generación. Esa disposición no fue flexibilizada a la fecha por lo que si una empresa decide volver a levantar una torre de perforación en sus campos deberá tramitar una serie de permisos excepcionales.
Eso fue lo que hicieron dos operadoras, una de ellas Shell, para sus bloques de Vaca Muerta en donde la cuarentena los encontró precisamente realizando nuevos pozos.
Las firmas dispusieron continuar esos trabajos, hablaron con sus subcontratistas y comenzaron a tramitar todos los permisos especiales. Pero los tres equipos no lograron llegar a ser encendidos.
El bloqueo de Añelo a quienes no son vecinos del pueblo fue uno de los primeros problemas, dado que implicaba fuertes cambios en lo que hace a la comida y el alojamiento del personal.
Al no poder hacer noche en Añelo, los trabajadores debían quedarse en los trailers de los yacimientos, pero como la cantidad de personas que pueden compartir esos espacios debe ser reducida, la alternativa se complicaba.
Es que llevar servicios comunes como comida y limpieza a los trailers de los yacimientos también se vieron complicados, en especial teniendo en cuenta que sólo entre ida y vuelta a los yacimientos se puede demorar más de siete horas.
En Añelo el municipio prohibió el ingreso de quienes no tengan domicilio en la ciudad. (Foto: Florencia Salto)
El tercer problema fue que muchos trabajadores habían vuelto a sus provincias natales con el inicio de la cuarentena y ahora, de regresar a Vaca Muerta, debían cumplir con 14 días de aislamiento antes de poder ir a los campos.
En tanto que el último inconveniente que finalmente llevó a que los equipos no pudieran retomar sus tareas fue la imposibilidad de completar todos los servicios necesarios para realizar un pozo, en especial aquellos que están vinculados con situaciones de emergencia.
Es que en una perforación son múltiples los sectores que trabajan, en una coordinación muy bien aceitada en la que además ante, por ejemplo, un incremento de presión en el pozo se requiere la presencia de otros trabajadores especializados en esas situaciones.
Esta necesidad de contar con múltiples equipos de trabajo, con disponibilidad para acudir rápidamente ante una urgencia o un trabajo específico, fue lo que no logró garantizarse y que finalmente llevó a que las empresas desistieran de reanudar sus perforaciones.
Y son la razón que también explica por qué durante abril Vaca Muerta no sumó ni una sola etapa de fractura en sus pozos, ya que no sólo se trata de una actividad no exceptuada durante la cuarentena, sino además con una catarata de complicaciones para poder volver a funcionar.
La aguda crisis que atraviesa la industria petrolera ya derivó en la reacción de las empresas productoras que comenzaron a definir recortes de inversión para este año que en algunos casos llegan al 65% de lo inicialmente proyectado y que prometen afectar en el corto plazo los niveles de producción.
La menor inyección de capitales redundará no solo en el alejamiento de la meta, ya casi empolvada, de acelerar Vaca Muerta con 10.000 millones de dólares de inyección anual, sino que marcará una notable retracción en el ritmo de perforación y, mucho más aún, en el de exploración.
En los campos convencionales, los recortes de inversión derivarán en la suspensión de la mayoría –si no de todos- los planes de recuperación terciaria que no hayan comenzado, pero sin dudas el sector más afectado será el no convencional, con Vaca Muerta a la cabeza, en donde las inversiones son capital intensivas.
En los campos de Vaca Muerta la menor inyección de capital de trabajo marcará que, de sostenerse los recortes, la producción comenzará a declinar en el corto plazo, siguiendo la curva acelerada que poseen los pozos shale. Una reducción de la producción que, hasta cierto punto podrá acompañar a la caída de la demanda que se espera que por la recesión sea mucho más extensa que la cuarentena.
El escenario para las empresas productoras es altamente complejo. Por un lado la caída del precio internacional del petróleo marca que no habrá rentabilidad en los desarrollos por bastante tiempo dado que se espera que el Brent ronde la línea de los 30 dólares en este año. Pero la caída de la demanda es la que ya agudiza la situación.
Con bajos precios, la caída de las ventas genera un fuerte impacto en la caja de las operadoras para hacer frente a sus compromisos salariales y contractuales no suspendibles.
Y en ese difícil escenario de la industria petrolera a nivel internacional se suman en el país los condimentos criollos que hacen aún más compleja la situación: por un lado las empresas ya acumulaban largos meses de crisis por el congelamiento del precio de los combustibles y el petróleo que se arrastra desde agosto del año pasado y que limitó los ingresos de las firmas cuando el crudo cotizó en alza entre fines de 2019 y principios de 2020.
Esto hace que las empresas no tengan una holgura como sucedió en otros puntos del mundo, sino que incluso muchas ya estaban afectadas por la caída de sus ingresos antes de la llegada de la pandemia de coronavirus.
Muchas obras quedaron inconclusas por la cuarentena. (Foto: Florencia Salto)
Y es allí en donde el segundo factor nacional golpea con fuerza, dado que muchas firmas que tomaron préstamos o emitieron bonos para apalancar sus desarrollos, se encuentran ahora en un momento en el que con una caída en sus ventas en volumen y precio, deben hacer frente al pago de esas obligaciones sin la posibilidad de renegociarlas o de acceder a nuevos financiamientos en un país al borde del default.
Los recortes de inversión son el camino señalado para tratar de preservar la sanidad financiera de las operadoras hasta que pase el temporal. Y ya son varias las firmas que han dado a conocer cómo serán esos recortes que comenzaron a diseñarse en marzo pero que este mes volvieron a profundizarse.
El mejor ejemplo de esta situación es Chevron, la gigante norteamericana inició el año con un plan de inversión global de 20.000 millones de dólares. Para el 24 de marzo la firma dio a conocer que realizaría un recorte y bajaría a 16.000 millones de dólares, pero el viernes pasado el CEO de Chevron, Micheal Wirth anunció que el recorte fue nuevamente extendido y que solo se invertirán 14.000 millones de dólares.
Ese achique de 6000 millones de dólares afectará a los desarrollos que la firma tiene en Vaca Muerta, en especial a su participación en Loma Campana junto a YPF. Si bien la firma no precisó cómo será por área, el recorte será de 500 millones de dólares para los bloques no convencionales que poseen tanto de Argentina, como de Estados Unidos y Canadá.
Desde Vista Oil&Gas, su CEO Miguel Galuccio fue el encargado de dar a conocer que la operadora planea realizar recortes de inversión de entre el 50 y el 65% de lo proyectado para este año. El objetivo de la firma es preservar su caja de 200 millones de dólares para salir airosos de la tempestad.
Algo similar anunció James Park, el CEO de GeoPark, quien detalló que en este año recortarán entre un 60 y un 65% las inversiones que tenían previstas para sus activos en Argentina, generando un ahorro de unos 130 millones de dólares. Este achique implica que la operadora solo invertirá en este año unos 80 millones de dólares.
Desde YPF se había anunciado a principios de año que se invertirían este año 1800 millones de dólares en sus tres áreas fuertes de Vaca Muerta, una suma que se perfila a ser recortada en la presentación de resultados del trimestre.
Es que la petrolera debe hacer frente a casi 2200 millones de dólares en acreencias y, sin acceso al financiamiento, deberá recurrir a su caja, para cumplir los compromisos.
Cuánto caerá el nivel de inversiones de este año en el país y en Vaca Muerta es aún incierto, pero es claro que será notable y quedará muy lejos de los 5400 millones de dólares que el año pasado se lograron inyectar en el shale nacional.
La decisión del gobierno nacional de avalar la reinstauración de un precio sostén o barril criollo para la producción nacional vino a ser el gesto más claro de parte del gobierno nacional de que comprenden la aguda crisis que atraviesa el sector.
Si bien dentro del gobierno hay diversas líneas de pensamiento, son pocos los que insisten en que las empresas deben bajar sus precios, y son más lo que visualizan que hay 60.000 puestos de trabajo que penden de cómo pueda salirse de la crisis de consumo que signó la cuarentena.
El gesto del gobierno, más allá de que para algunas empresas fue mejor que para otras, se da a pocos días de que se adoptaran otras medidas que generaron fuertes cimbronazos en la industria petrolera como fue el caso de la definición del Enargas de controlar las tarifas de gas domiciliario.
La medida tuvo el atino de pasar un tanto diluida por los alcances de la pandemia de coronavirus y de la cuarentena obligatoria, pero representa un cambio altamente negativo para la industria dado que no sólo cambia los esquemas ya fijados, las reglas del juego, sino que lo hace además de forma discrecional para determinar “precios justos”.
El barril criollo viene a compensar esas alteraciones y a recomponer algunos de los daños causados, como es la aplicación finalmente del tope del 8%para las retenciones a las exportaciones.
