El nuevo precio sostén que regirá, si no hay cambios, hasta el 31 de diciembre buscará incentivar la producción pero en un momento en el que la caída de la demanda que produce la cuarentena lleva a la industria hacia el camino contrario, el de los cortes de producción ante la imposibilidad de seguir acopiando un petróleo que nadie compra.

El desplome de la producción de abril se debió precisamente al cierre de pozos productores realizados por las empresas. La caída en las ventas de combustibles por la menor circulación y actividades que marca la cuarentena obligatoria llevaron a que a nivel nacional se hayan colmado tanto los almacenamientos de crudo en tierra y flotantes, como de combustibles ya procesados.

Entre las empresas que más producción debieron cerrar se encuentran YPF, Vista Oil&Gas, ExxonMobil, Pluspetrol y Tecpetrol, pero con diferencias sustanciales según se desprende de las declaraciones presentadas ante la secretaría de Energía de la Nación.

YPF es la operadora que más producción cerró en lo que hace a la cantidad de barriles con una diferencia negativa en su generación entre marzo y abril de 23.504 barriles. Pero en términos porcentuales no es la que lidera el ranking de recortes de producción dado que ese volumen representó solo una caída del 9,4.

ExxonMobil recortó un 64,6% su producción centrada en Vaca Muerta y pasó de producir 5.508 barriles en marzo a solo 1.947 el mes pasado. Tecpetrol fue otra de las firmas que porcentualmente tuvo una caída notable, con una baja del 35,14% en su producción, que pasó de 15.979 barriles en marzo a 10.363 en abril, en gran parte por la menor producción de gas con líquidos.

Vista Oil&Gas, la petrolera de Miguel Galuccio, redujo un 31% su producción al cerrar buena parte de su desarrollo en Vaca Muerta, Bajada del Palo Oeste. En sólo un mes la firma redujo 5.251 barriles diarios su producción.

En tanto que Pluspetrol también marcó una baja significativa, del 27,40% que representó 7.810 barriles menos por día.

Pero no todas las empresas tuvieron bajas significativas. Shell mantuvo prácticamente estable su producción en Vaca Muerta (-3%) y Pan American Energy sólo tuvo una baja del 1,05% que bien podría deberse al declino de campos maduros.

La distribución geográfica de los recortes tampoco fue homogénea dado que en Neuquén la caída de la producción concentró más de la mitad del total del país y representó 38.558 barriles menos por día. En términos porcentuales la provincia que capitaliza a Vaca Muerta bajó su producción en un 21,19%.

La segunda provincia en la que más notó el cierre de pozos productores fue Mendoza en donde el balance muestra que entre marzo y abril se produjeron 9.184 barriles menos por día, lo cual implica una baja en la producción de la provincia cuyana del 13,93%.

Río Negro forma parte de la Cuenca Neuquina y tuvo la segunda caída más importante en términos porcentuales dado que su generación petrolera bajó un 20,6% al caer en 5.717 barriles por día.

Mientras que en Santa Cruz la baja fue del 3,77% y representó 3.130 barriles diarios, en Chubut el Escalante logró seguir fluyendo y con una baja de apenas el 1,2% se produjeron 1795 barriles menos por día.

Ante este escenario es que el barril criollo deberá batallar si busca cumplir con el objetivo de incentivar una producción que por ahora depende más del aumento de la demanda que del precio de sus barriles.

En el más corto plazo, el precio sostén se sentirá con fuerza en las principales provincias productoras que este mes percibieron regalías sobre un valor de unos 22 dólares el barril, pero en otras provincias como en Neuquén, el mayor precio del crudo extraído contrastará con la caída en la producción que promete reactivarse lentamente.

Mientras especialistas de la industria como Daniel Gerold y José Luis Sureda advirtieron esta semana que en el corto plazo el barril criollo no tendrá un efecto sobre el nivel de inversiones y actividad desde algunas empresas se advirtió que el nuevo precio para el crudo argentino podría potenciar la actividad, al menos en las firmas integradas en principio, al generar un horizonte de certeza de precios hasta fin de año.

La imposible meta de mantener las inversiones y el empleo de 2019

El DNU 488 fijó como condición para las empresas productoras que mantengan los niveles de actividad que tuvieron en 2019, un valor que no sólo no es claro, sino que por la crisis actual se da por hecho que será imposible de cumplir.

La norma que marca que el precio del petróleo nacional será de 45 dólares, casi 10 dólares por encima del precio internacional, reconoce el impacto del COVID 19 sobre ese nivel que se deberá mantener, porque si hay algo en claro en la industria es que la realidad que se vivió hasta marzo, con metas de crecimiento y mirando al mercado exportador, ya no existe.

La mayoría de las empresas ya trazó recortes de inversión para este año que van del 30 al 65% sobre lo que inicialmente habían planificado.

La nueva situación que imprime el coronavirus forzará a las empresas a reducir aún más sus costos, a ser más eficientes y focalizar mejor sus actividades. Y es allí en donde el barril criollo puede servir como un incentivo al aislar de las fluctuaciones internacionales a la industria nacional y generar una ventana de más de seis meses de previsibilidad no sólo de un precio concreto del barril, sino de un precio que cuadra con la mayoría de los desarrollos del país.

Esta ventana de precio garantizado es breve para pensar en perforar nuevos pozos que requieren precisamente seis meses para entrar en producción, pero podría ser el dinamizador del sector para que, una vez que se reactive la demanda de combustibles, también se reabran los pozos cerrados y se conecten los que aún no fluyeron nunca. Pero como dijo el empresario José Luis Manzano en un foro esta semana, "la demanda no se genera por decreto".