Cierra un año volátil para el upstream y el downstream

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El 2019 comenzará con cuentas claras: las petroleras no asentaron en sus balances reclamos financieros contra el Estado por la cuenta compensatoria y el 2018 termina con el petróleo a niveles similares que los de 2017. Vaca Muerta fue el motor en producción como en inversiones

La volatilidad en los precios del petróleo y las complicaciones financieras que atravesó la Argentina este año llevaron a un 2018 muy difícil en materia de la actividad tanto upstream como downstream de petróleo.

El crudo Brent ronda ahora los US$ 60 por barril, el mismo nivel que hace doce meses, tan sólo 7 semanas después de que en Londres cotizara a US$ 87 por barril. Mientras los precios máximos de este año hacían que la rentabilidad de los proyectos petroleros incentivaran las inversiones hasta en los campos más riesgosos y más maduros (como en el caso del Golfo San Jorge), en los surtidores las constantes subas de los combustibles fueron uno de los motores de la altísima inflación.

En 2017, los precios del petróleo recuperaron parte de la caída sucedida entre mediados de 2014 y principios de 2016, al tiempo que la producción en Argentina caía hasta los niveles de 1991, que al mismo tiempo eran las mismas cifras que en 1979. 38 años después, el país seguía teniendo los mismos números de producción de crudo.

En este 2018, la extracción avanza a un ritmo de 2% interanual, según los últimos datos publicados por la Secretaría de Gobierno de Energía para octubre. La producción alcanza los 498.000 barriles por día. Según las previsiones de la Secretaría de Planeamiento Energético, en 2023 Argentina produciría el doble de crudo que en la actualidad, y exportaría la misma cantidad que hoy extrae.

Para alcanzar estas cifras, el único motor es la actividad no convencional: en octubre, la producción de shale y tight en su conjunto fue de 66.000 barriles por día, 9.000 más (15%) que en el mismo mes de 2017. Sin eso, la producción de petróleo seguiría igual que el año pasado. Como en toda actividad, los precios que la rigen son casi exclusivamente los que motorizan o frenan la performance. Según el CEO de una importante petrolera, en reserva, la súbita baja en los valores del crudo Brent deja con poco margen de ganancia los proyectos de Vaca Muerta.

Los cálculos que hacen puertas adentro es que por debajo de los US$ 50 por barril, algunos campos de Vaca Muerta dejan de ser rentables. No obstante, en esa empresa trabajan con un escenario para 2019 de entre US$ 70 u US$ 75 por barril. En cambio, YPF, para su Plan Estratégico 2019-2023, prevé un petróleo a entre US$ 60 y US$ 70 por barril en promedio.

Vale recordar: Vaca Muerta no arrancó en petróleo hasta que los precios del crudo se recuperaron. Tal vez, la reunión que a principios de diciembre mantengan los líderes de la OPEP pueda definir su suerte, si es que deciden recortar la producción, frente a una supuesta desaceleración de la economía global. Por otro lado, los privados esperan a partir de 2019 que retornen las exportaciones de crudo liviano. Así, junto a las ventas al exterior del gas y la cosecha en el campo, podría haber superávit comercial, lo que ayude a mantener al dólar estable.

La devaluación generó enormes pérdidas para el sector de refinación, a diferencia de la mejora que ocurrió en el upstream. A partir de mayo, las petroleras perdieron unos US$ 1.000 millones por su negocio de refinación y comercialización de combustibles líquidos.

En estos números pesó la cuenta compensatoria que impulsó el Gobierno en mayo, que mantuvo estables los precios solo un mes. Allí empezaron a revertirse las ganancias de Axion y Shell e YPF, que pudo ganar mercado, achicó su resultado operativo en este segmento.

A septiembre, la venta de naftas bajaba hasta un 8% interanual, luego de que el dólar se disparara a $ 42 y la inflación mensual llegara hasta 6,5%. Ahora, para fin de año, las empresas estiman que perderán un 4% interanual por la recesión que generó este cambio en las variables macroeconómicas.

A diferencia de lo que se pronosticaba el año pasado, Argentina sería más abundante en petróleo que en gas. Es que acotar los precios estímulos de la Resolución 46 a menos de 20 proyectos provocó que las petroleras miraran con mayor atracción al crudo que al gas, un precio regulado que cambió varias veces a lo largo de 2018 tras la salida del ministro Juan José Aranguren, en junio.

Con todo, los números son los peores desde la crisis de 2001/2002. Las retenciones a todas las exportaciones, reimplantadas por la administración de Cambiemos luego de eliminarlas o bajarlas a partir de fines de 2015, provoca un descuento de aproximadamente el 10% en la venta al mercado interno.

Y no solo la situación macroeconómica resulta preocupante para los ejecutivos que manejan las finanzas de las compañías petroleras. A partir de enero 2019, las refinadoras tendrán que importar el 90% de la nafta premium que se consume en el país, dado que sus plantas no están preparadas todavía para adaptarse a las especificaciones requeridas en cuanto a azufre (deben bajar un 80% el nivel ya el mes que viene, de 50 a 10 partes por millón).

Así las cosas, 2019 parece empezar con algunas cuentas saldadas: las petroleras no cuentan en sus balances los reclamos financieros contra el Estado Nacional por la cuenta compensatoria; 2018 termina con el petróleo a niveles similares que los de 2017; y las naftas y gasoil alcanzaron la paridad de importación, aunque bajaron entre 15% y 20% en dólares respecto a su nivel de u$s 1,15 por litro que regía en los anteriores dos años.

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