El barril viene con calculadora

Los principales desarrollos pueden soportar la caída del precio. Los campos maduros, no obstante, reciben el impacto.

POR FERNANDO CASTRO / fcastro@lmneuquen.com.ar

Vaca Muerta vuelve a mirar, todavía de reojo, las variaciones del Brent, cuyo valor se precipitó por debajo de los 60 dólares en los últimos diez días. En tan sólo un mes, luego del máximo de 85 dólares, casi no hubo día en el que no registrara un retroceso. La tendencia se da justo cuando las principales operadoras, con YPF a la cabeza, aceleran la producción para aprovechar el ciclo de precios y la devaluación del peso. Con las restricciones que afronta el transporte del gas, es la alternativa para seguir apuntalando el creciente ritmo de producción de la cuenca neuquina.

Los no convencionales ya experimentaron recientemente un ciclo de precios bajos del crudo. Fue hace dos años. En ese momento, con los desarrollos en tránsito hacia optimizar los costos, hubo operadoras para las que la baja del precio del barril fue un problema importante. De hecho, fue lo que, en parte, abrió paso al despegue del gas no convencional desde entonces. En cuestión de meses, Neuquén lograba esquivar una crisis de magnitud, no sin pagar costos, a partir del nuevo sendero de precios de la resolución 46 y una modificación, a pedido de las operadoras, del convenio colectivo de trabajo.

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Luego, la coyuntura actual. La suba del crudo de meses atrás, ciertas restricciones para acceder a ese subsidio al gas y la falta de capacidad de transporte hicieron volver aún más la mirada de las operadoras a la producción de petróleo. Aún con el barril debajo de los 60 dólares, esos planes siguen firmes. Pero el escenario vuelve a traer a escena la pregunta de con qué barril se puede producir en Vaca Muerta con márgenes de ganancia que le “cierren” a todo el sector. Y lo cierto es que la respuesta no es lineal ni tampoco parece haber una sola. Al menos en la actual instancia de los precios internacionales del crudo.

“Depende de qué pozo”, es parte de la respuesta que se puede encontrar ante la pregunta del millón acerca de los costos. Así se refieren en las petroleras, primero, a esa historia distinta que puede llegar a ser cada perforación. En no convencionales, en buena medida, todo se vincula a la experiencia de cada empresa. Experiencia: léase el camino plagado de desafíos en el que pudieron bajar sus costos en los últimos cinco años.

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La baja del crudo. El umbral de los 60 dólares es un llamado de atención

Los especialistas y consultores del sector afirman que para casos como los de YPF, aún la barrera de los 50 dólares por barril implica un margen de ganancias importante. Esto, si se toma el caso arquetípico de áreas como Loma Campana, segundo yacimiento productor del país con 45 mil barriles diarios.

El Brent a 60 dólares implica que en rigor, con los descuentos que se aplican, una operadora termine percibiendo unos 53 dólares por cada barril extraído.

En la empresa controlada por el Estado nacional, por lo bajo prefieren hablar de costo de desarrollo. Esto es, cuánto le termina saliendo extraer un barril, por caso en Loma Campana, donde viene teniendo saltos cualitativos que la dejan en condiciones de competir con áreas de no convencional de Estados Unidos. Allí la empresa tiene un costo de desarrollo de 12 dólares por barril, y se había fijado la meta de llegar a los 10 dólares antes de fin de año.

Pero al igual que ante otras bajas del precio del crudo, la situación completa para una empresa se mide en términos de la suma de todas sus áreas. “Si se mide la foto, hay un resultado. Si medís la película completa, los números son otros”, grafica una fuente del sector consultada para esta nota.

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Así, los campos que entran en tensión con el petróleo por debajo de los 60 dólares, sobre todo, son los maduros.

Allí las empresas tienen que forzosamente hacer una inversión más grande para poder obtener crudo, con un break even en torno a los 52 dólares. Es decir, hay áreas del segmento convencional que hoy están en ese límite y que requieren que las productoras pongan dinero adicional para poder producir petróleo. De hecho, YPF acaba de anunciar un plan para optimizar la producción de estos campos maduros, en zonas como Rincón de los Sauces, a través de un proceso de recuperación que incluye la inyección de polímeros. Se trata de un método con el cual ya logró buenos márgenes de recuperación en pruebas que hizo en el sur del país.

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Otras operadoras consultadas sostienen que el margen de 55/60 dólares no impone, todavía, problemas mayúsculos. Todas coinciden en que los problemas de logística, el acceso a insumos y el transporte son variables centrales que hacen que la ecuación hoy se mida pozo por pozo. En ese escenario, la cota actual en torno a los 60 dólares impone un contexto con algo más de tensión y preguntas sobre el futuro. No tanto un problema por el precio actual.

“Habrá productores que resisten un crudo por debajo de los 60 dólares. Loma Campana resiste unos 45/50 dólares, no tengo dudas. Aunque para otros productores un margen menor puede llegar a ser problemático”, opinó en diálogo con +e José Luis Sureda, ex subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos de la Nación (ver aparte).

Para el consultor Daniel Gerold, la situación más bien puede repercutir en las inversiones. En Neuquén se espera que cerca del 55 por ciento del dinero que entre al sector en la provincia en el 2019 esté destinado a la producción de crudo. Esta era una proyección que hacía el gobierno nacional hace dos meses.

“Lo que termina siendo importante es lo que cada empresa haya asumido como un costo y un beneficio para esta etapa de su plan de negocios”, sostuvo Daniel Gerold, resumiendo parte del contexto que talla para definir qué está bien y qué esta mal para cada operadora. Claro, es la foto de hoy, aunque nadie puede decir qué pasa con el precio en los meses que vienen.

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