La tormenta arrecia la isla del mundo petrolero

Este año, el derrumbe global del crudo comenzó a sentirse fuerte en Argentina. Neuquén resiste mejor el impacto, pero se resiente la actividad. Todos los números de la crisis.

Pese al blindaje de precios que tiene la industria petrolera argentina, la crisis internacional hizo mella. Cayó la actividad en los yacimientos, y el impacto ya se siente en la producción.

Un informe de la consultora Abeceb hace un pormenorizado panorama de los números que arroja el sector. El trabajo destaca que luego del fuerte desplome de principios de año, los precios internacionales del WTI y de Brent repuntaron en los últimos meses casi un 50%, y se ubican en valores cercanos a los 50 dólares el barril. Si bien se proyecta una tendencia alcista, el escenario de corto plazo será de una gran volatilidad.

Se espera que en 2017, el consumo de petróleo supere a la producción y comiencen a bajar los stocks. Por ello, se pronostica una tendencia ascendente de los precios entre el segundo semestre de 2016 y 2018. Se espera que hacia 2020 superen los 60 dólares.

Abeceb estaca que apenas dos años atrás se estimaba que el shale norteamericano requería precios en torno a los 70 dólares para ser rentables, mientras que hoy estas estimaciones apuntan a cotizaciones de entre 50 y 60 dólares.

En Argentina, según adelantaron los funcionarios nacionales, se proyecta una convergencia gradual de los precios internos a los niveles internacionales. En el largo plazo, la cotización del Medanito se igualaría con el WTI.

Si el precio internacional sube, esta convergencia se daría naturalmente. De lo contrario, el Gobierno bajaría el barril interno.

Por el lado del gas, la resolución 21/2016 incrementó el precio para el segmento de la generación eléctrica de 2,8 dólares el millón de BTU a 5,2 dólares. De esta forma, ya se ubica por encima del precio de importación de Bolivia, que bajó a 3,1 dólares. Su cotización toma en cuenta el precio de los últimos seis meses, por lo que se estima un aumento en lo que resta del año en función de la recuperación del WTI.

Producción

Hacia fines del año pasado, la crisis internacional empezó a impactar de lleno en la Argentina, pese al blindaje del barril criollo. La producción de petróleo comenzó a retroceder y las empresas optaron por recortar las inversiones, lo que se vio reflejado en una fuerte baja de la actividad de perforación.

Respecto de la producción de gas, en el primer trimestre de 2016 creció 5,2%, gracias a la mejor performance de YPF, Pan American Energy, Total Austral y Tecpetrol.

En petróleo, YPF mantuvo el crecimiento de los volúmenes durante los primeros tres meses del año (+3,2%), mientras que el resto de las empresas redujo su producción en 3,6%, lo cual dio como resultado una caída en la producción global.

En el primer trimestre del 2016, la extracción de crudo en la Cuenca Neuquina, avanzó 0,5%, a pesar del escenario desfavorable, impulsada por el comportamiento de Loma Campana. En cambio, yacimientos como El Trapial tuvieron una estrepitosa caída (-20%).

En cuanto al gas, el buen desempeño durante el primer trimestre obedece al avance en las tres principales cuencas: Neuquina (+7%), Austral (+4%) y Golfo San Jorge (+5%). El aumento en la producción de la cuenca Neuquina –que representa casi el 60% de la producción– es explicado en parte por los yacimientos no convencionales.

La producción de shale en Neuquén a representa poco menos del 3% del total nacional, pero explica el 14% del crecimiento en el volumen de producción de gas durante el primer trimestre. La producción de Loma la Lata, luego de varios años de caídas importantes, mermó el apenas el 0,5%.

Perforación en baja

La actividad de la perforación se desplomó durante este año. Mientras que el primer trimestre de 2015 cerró con 350 pozos en perforación, en el mismo periodo de 2016, hubo 212 pozos. También se redujo la cantidad de pozos terminados, que arranca el año en los niveles más bajos desde 2011.

El mayor impacto se registra en los campos petroleros, mientras que los gasíferos comienzan a mejorar sus números luego de la fuerte suba de los valores en boca de pozo.

El total de los metros perforados cayó un 27% interanual en el primer trimestre de 2016. El mayor descenso fue de las empresas privadas.

En cuanto a la perforación por tipo de pozo, la mayor caída se observa en los de exploración. “Esto se debe a que los estímulos de precios otorgados evitan una mayor caída en la producción, pero no estimulan producción de largo plazo”, indica el informe de Abeceb.

Y agrega que “esto puede limitar la capacidad de extracción futura. De la misma manera, el fuerte descenso en pozos de avanzada estanca la capacidad de los yacimientos ya explorados al no poder extenderse sus límites”.

La caída en los precios internacionales del crudo impactó con mayor fuerza en la cuenca del Golfo San Jorge. Esto se debe a que gran parte de su producción de crudo Escalante se destina a la exportación porque no puede ser refinada en el país y, por ende, recibe un precio menor.

La consultora destaca que las perspectivas son mejores para la cuenca Neuquina, dado que es más intensiva en producción de gas y que el petróleo producido en esta zona (Medanito) se destina exclusivamente al mercado interno.

Los menores precios y el aumento en los costos locales de producción generaron que casi la mitad de los equipos en campo se encuentren inactivos.

Muchas empresas optaron por paralizar aquellos equipos destinados a la perforación, y mantuvieron activos a los de pulling (mantenimiento de pozos en producción), con menores costos, para sostener los volúmenes que se extraen.

Como la perforación es la etapa más intensiva en empleo y en servicios petroleros, y se desplomó este año, se generó una fuerte reducción en la demanda de proveedores y tensiones con los gremios por los puestos laborales y los salarios.

-27% El total de los metros perforados disminuyó un 27% interanual en el primer trimestre de 2016. YPF redujo 18% la actividad. El mayor descenso se dio en el caso de las empresas privadas.

Por otro lado, ante el agotamiento de los campos convencionales, comienza a tener peso la explotación de formaciones tight y shale. En los últimos dos años la producción de petróleo no convencional creció un 125%, en tanto la de gas no convencional aumentó un 386%.

u$s 60 con este precio, el barril de shale oil es rentable en Estados Unidos.

No obstante, los elevados costos de explotación que presentan estos yacimientos representan un desafío en el largo plazo. Se estima que el costo de perforación horizontal en un yacimiento no convencional oscila entre 14 y 16 millones de dólares por pozo, cerca de cinco veces el costo para un pozo convencional vertical. YPF planea alcanzar un costo de 10 millones hacia fin de año.

Esa es la clave para incentivar el desarrollo de Vaca Muerta: se estima que el costo de perforación de un pozo de shale en Estados Unidos no suele superar los u$s 8 millones

El informe de Abeceb indica que, si bien el shale neuquino sostiene el interés de los inversores extranjeros, el menor precio del crudo retrasará su desarrollo, dado los mayores costos de extracción.

Fuente:

¿Qué te pareció esta noticia?

Noticias Relacionadas

Deja tu comentario

Lo Más Leído