¿Cómo modificó la caída de la demanda en sus planes de inversión? Es un contexto más complejo que el que cualquiera podía esperar, pero estamos atravesándolo con el menor impacto posible. Estamos por alcanzar la capacidad máxima de nuestra planta de procesamiento de crudo, con más de 10.000 barriles de petróleo equivalente diarios, y avanzando en la construcción de una segunda planta del triple de capacidad para principios del año que viene. Nuestros planes de inversiones sufrieron demoras de 2-3 meses a raíz de la coyuntura, pero seguimos adelante con el plan anual.
Adaptamos protocolos, formas de trabajo y otros aspectos logísticos en pos de cuidar al personal, que es nuestra prioridad. ¿Cambió la mirada de la compañía sobre Vaca Muerta? Nuestros planes para Vaca Muerta son de largo plazo y seguimos siendo optimistas. Desde el primer día nuestra confianza estuvo puesta en las condiciones técnicas de la formación y en la capacidad de nuestro equipo en hacer realidad esa posibilidad. Mas allá de la coyuntura, el desafío más importante para Vaca Muerta sigue siendo hacer que el costo de desarrollo sea competitivo con los costos de desarrollo de los no convencionales en EE.UU. Estábamos haciendo buen progreso al llegar a estos niveles antes de la pandemia. ¿Cómo analizan el mercado de exportación de crudo? En julio exportamos 470.000 barriles de crudo del bloque Bandurria Sur junto a Equinor, socia nuestra y de YPF en el bloque, al que ingresamos a principios de año. Considerando la caída en la demanda de combustibles en el mercado interno mientras que se recuperaba la demanda en el mercado internacional crearon condiciones favorables para la exportación del crudo argentino.
Frente a esta coyuntura el Gobierno otorgó los permisos para dichas exportaciones. Mirando al futuro sería importante que se creen mecanismos eficientes a fin de que los productores puedan hacer compromisos a largo plazo para la exportación del crudo argentino. Los brotes negros. La noticia más destacada por los ejecutivos y expertos del sector en los últimos meses fue la exportación de crudo directo desde Vaca Muerta. El desplome de la demanda a nivel local y global primero obligó alas compañías a almacenar crudo donde sea, incluso en barcos, a la espera de la normalización. El precio global se recuperó más rápido que el local, aun a pesar de la política de barril criollo, que, como señala el CEO de Raízen más adelante, fue diseñada para atender a un problema de precios cuando en realidad se trataba de un problema de demanda. En ese contexto, el Gobierno autorizó exportaciones sin retenciones a productoras como ExxonMobil, Shell y Vista, la petrolera de Miguel Galuccio. “Con estos precios -explica Gerold-, hoy un productor podría recibir alrededor de US$ 37-38 por barril, que es superior a lo que pueden pagar las refinerías localmente.
Pero, a medida que se recupere la demanda local de combustibles, va a aumentar la demanda local de petróleo y va a entrar en conflicto con esas exportaciones. ¿Por qué? Porque los refinadores no pueden pagar ese precio de exportación, que igualmente es bajo, porque los precios de los combustibles están congelados desde diciembre, con una devaluación que se está acelerando. Ahí vamos a un conflicto inevitable que se va a presentar este mes. Con muchos pedidos de exportación y refinerías que quizás no tienen todo el crudo que van a necesitar. No creo que haya un problema grave de corto plazo, pero en algún momento esto se va a tener que equilibrar”. Ese fino equilibrio tiene como primera medida una variable a atender: el costo mínimo de producción o “break even” en el que Vaca Muerta está demostrando niveles de competitividad destacables.
Los geólogos de las principales compañías elogian la “calidad de la roca”, que sumada a los 10 años de experiencia en perforación y extracción no convencional ponen al país al nivel de Estados Unidos. Aunque es imposible de estandarizar, el break even en Vaca Muerta está en un rango de entre US$ 35 y US$ 45. Allí juega también el efecto de la devaluación en los salarios de los petroleros y la “actitud constructiva” de los sindicatos en medio de semejante crisis. Con un precio del crudo que el año que viene rondará los US$ 50, faltará mucho para que vuelvan a verse precios prepandemia.
En eso talla la experiencia aprendida en 2020 por los bancos que financiaron los proyectos no convencionales en Estados Unidos: “Ahora está claro que siempre se está a tiro de que Rusia y Arabia Saudita bajen los precios. Por eso va a ser difícil financiar proyectos, y eso vale también para Argentina”, explica Gerold. Pero, más allá del esquema geopolítico, “lo que necesitan las productoras es que el Gobierno argentino no necesite el petróleo -afirma Alberto Laverán-. La ley argentina está hecha para m anejar escasez, no exceso. El mercado argentino de petróleo es chico. Hay que agrandarlo”.
DANIEL GEROLD. DIRECTOR DE G&G ENERGY CONSULTANTS
“No vale la pena perder tiempo en discutir proyectos fantasiosos si el país no se encamina en un sendero de racionalidad. Y hay muchas señales que van en contra de eso. Yo creo que hay que concentrarse en Uruguay, en Chile, o la terminal termoeléctrica conectada en Uruguayana. Es más negocio para Argentina permitir exportaciones en invierno. Eso haría que aumente la Inversión. Y con esas exportaciones se podrían pagar, si hubiera necesidad, las Importaciones en Invierno de LNG”.
Fuente: Forbes - Argentina