Los productores locales aceptan descuentos significativos en los precios de exportación de petróleo y almacenan crudo en barcos en alta mar. La estrategia de cada empresa.

Aún no está claro cómo repercutirá en el país el crash del negocio petrolero en EE.UU. que se registró ayer. El West Texas Intermediate (WTI), la referencia en ese mercado, cotizó por primera vez en su historia a precio negativo (llegó a toca un valor de menos 37 dólares y cerró la jornada cerca de los -US$ 17 por barril).

En la Argentina, la valuación del WTI no determina el precio local del crudo. Tampoco el de las naftas. Al igual que buena parte del comercio internacional de petróleo, la referencia en el país es el Brent, la nomenclatura del petróleo que se extrae en el Mar del Norte, que cerró ayer a US$ 25,40.

La problemática que repiten, sin embargo, tanto las petroleras que operan en la Argentina como las de Norteamérica es el derrumbe de la demanda como consecuencia de la pandemia del Covid-19. La venta de naftas y jet fuel se desplomó en el último mes por debajo de un 80 por ciento. Sólo el comercio de gasoil se mantiene medianamente a flote (aunque con una caída significativa cercana al 50%) porque la cosecha del campo se realiza a buen ritmo.

Frente a ese escenario en baja, los productores enfrentan el dilema de qué hacer con la producción. Frenar los campos tiene costos implícitos altos que se acentúan cuando se adicionan los necesarios para reactivar la producción. Además, en el caso de yacimientos maduros que se explotan con recuperación secundaria (inyección de agua) y terciaria (geles y polímeros), el parate termina afectando la ingeniería de producción de los pozos: cuando se reactivan, no es sencillo recuperar niveles de caudal y presión, entre otros indicadores.

Por eso, las empresas está tratando de aguantar la mayor cantidad de tiempo sin bajar producción. Pero como la demanda cayó a la mitad, eso es inevitable.

Uno por uno

EconoJournal relevó entre varios de los principales jugadores del mercado qué está haciendo cada uno para defender valor en este contexto de crisis. La mayoría optó por contratar barcos para almacenar petróleo de forma flotante. A continuación, un repaso de algunos casos.

YPF: la mayor petrolera del mercado logró exportar a PetroChina unos días atrás un cargamento de Cañadón Seco, que produce al norte de Santa Cruz. Es la primera vez en años que exporta ese tipo de petróleo pesado, lo cual no fue sencillo. Si bien debió aceptar un descuento en el precio de venta, logró despachar el producto. También quiso exportar crudo Medanito, la mezcla de crudo que produce Neuquén, que tampoco suele exportar. Recibió ofertas de compra con un descuento de 18 dólares sobre el precio del Brent para exportar a Houston.

La petrolera declinó esas ofertas y empezó a almacenar crudo Medanito en los barcos Cabo Misaki y Seaways Goldmar, dos embarcaciones de tipo Panamax (con capacidad para cargar 475.000 barriles), que hoy están flotando en el Atlántico. La compañía paga una tarifa diaria que equivale al time-charter de los buques más un fee negociado con la empresa armadora. El valor oscila entre los 25.000 y los 40.000 dólares.

Pan American Energy (PAE): la segunda petrolera del mercado realizó una jugada que, a la vista de los hechos, parece haber sido auspiciosa. La semana pasada realizó una licitación para exportar, en un mismo tender, tres cargamentos de crudo Escalante, cada uno de un millón de barriles, en mayo, junio y julio. La empresa controlada por Bridas, BP y CNOOC vendió sus cargamentos de petróleo a un precio fijo equivalente al valor del Brent (que la semana pasada estuvo cerca de los 30 dólares) menos un descuento inferior a los 10 dólares. Para entender la volatilidad del mercado basta decir que BB Energy, el trader que se quedó con dos de esos cargamentos, revendió los barcos dos días después de haberlos comprado.

Pluspetrol: el tercer mayor productor del país inició un proceso de contratación de un buque de tipo Panamax para, al igual que YPF, almacenar petróleo en alta mar. Si bien la contrtatación de una primera embarcación está asegurada, el problema, al igual que para otras compañías, es la disponibilidad de barcos a futuro.

Vista Oil&Gas: la petrolera creada por Miguel Galuccio fue una de las primeras en negociar un acuerdo de almacenamiento flotante (floating storage). En ese sentido, llegó a un acuerdo con Trafigura, uno de los mayores traders del planeta y hoy acopia en un barco buena parte de la producción que extrae desde Neuquén.

Tecpetrol: la petrolera del grupo Techint sacó un tender para exportar un cargamento con líquidos que extrae desde la cuenca Neuquina. Sondeó el mercado pero consideró que los precios no eran los adecuados. Para manejar el sobrestock de petróleo y derivados ajustó a la baja los niveles de producción de extrae desde Fortín de Piedra, su campo insignia en Vaca Muerta.

Raízen: la empresa brasileña que maneja la marca Shell suspendió el viernes pasado su refinería en Dock Sud por la caída de las ventas de combustibles. A su vez, completó su flota propia de barcos de transporte (y charteó uno más) con crudo Medanito, Cañadón y Escalante. Hoy esos buques esperan en aguas abiertas (no está permitido dejar amarrados buques cargados de combustibles) a la espera de que la compañía decida reactivar la refinería.

Total: la petrolera francesa tiene previsto realizar una exportación de petróleo de tipo Hydra, que extrae en forma asociada al gas que extrae desde sus yacimientos offshore al sur de Tierra del Fuego. Ese petróleo es consumido regularmente por Raízen. Pero frente al parate de la refinería, Total optó por exportarlo.

Fuente: Econojournal.