El sector productor de petróleo se encuentra a la espera de definiciones en cuanto al esquema a adoptar tanto respecto a los precios locales y su alineación con los internacionales, como a la libre disponibilidad del producto elaborado. Por un lado, la fuerte recuperación evidenciada en los precios de los futuros de Nymex del crudo ICE Brent desde comienzo del 2021 con picos diarios por encima de los 70 USD/bbl, en un principio resultó un alivio tanto para el sector como para los gobiernos provinciales y nacionales. Pero luego, se transformó en un problema a medida que los surtidores comenzaban a marcar un atraso respecto a las paridades, cuando los refinadores no pudieron trasladar los aumentos de costos del crudo. La primera salida que encontró el sector fue un acuerdo entre partes, sin intervención estatal, en la que se pactó un precio diferencial del crudo con respecto al que se obtendría si fuera exportado, de manera tal de no desabastecer el mercado interno. De hecho en los primeros dos meses del año, los crudos locales se negociaron 3 dólares por debajo de su paridad de exportación (descontados retenciones y calidad), situación que se agravó en marzo, cuando estas diferencias ya eran casi de diez dólares en algunos casos.
El esquema a adoptar todavía es una incógnita, pero dejaron trascender que se estaría discutiendo una ley de promoción de hidrocarburos con diferentes variantes. En un principio se discutió un mecanismo en el cual exista una producción dual destinada al mercado interno con un precio diferencial respecto a otra excedente que sería destinada a exportación. Este esquema dejaría afuera a las empresas de up-stream que no son grandes productoras ya que, si se focalizan por ejemplo en el gas y obtienen una producción asociada de petróleo, no sería suficiente para que estas empresas abastezcan a los dos mercados. Por otro lado, se está comenzando a discutir un mecanismo de precios donde se determine un precio diferencial respecto al vigente en el mercado internacional. De hecho, es lo que viene sucediendo tanto cuando el precio internacional bajó durante el 2020, y se sancionó un precio local por encima de las referencias (Decreto 488/2020), como en el presente, que surge más de un acuerdo entre privados, aunque facilitado desde las autoridades para evitar saltos sucesivos en los precios de surtidor. Esto podría venir de un mecanismo de retenciones móviles como se hizo en el pasado, fijando un precio local respecto al internacional. Mediante un régimen de retenciones con escalonadas dependiendo del precio del Brent. O bien, de un esquema impositivo sobre los precios en surtidor que amortigüe las variaciones de precios del crudo. Aunque este mecanismo debería contemplar el costo fiscal, ya que implicaría resignar impuestos cuando el precio internacional sube como en la actualidad.
Por otro lado, la disparada de precios generó naturalmente mayores incentivos a solicitar permisos de exportación, incluso de productores que no exportan habitualmente, al tiempo que los refinadores con proveedores habituales de crudo, se encontraron con dificultades para cerrar acuerdos en general, por lo cual se lanzaron a cruzar prácticamente la totalidad de los permisos de exportación. Ante esa situación, las autoridades no podrían en teoría liberar permisos hasta que se garantice el abastecimiento mínimo del mercado. Sin embargo, la falta de actualización de los precios internos dificulta el cierre de acuerdos.
Esta situación genera una dificultad adicional, que es la pérdida del trabajo realizado en la internacionalización del crudo de tipo Medanito, que había logrado cierta periodicidad en las ventas externas, y una mejor asimilación de parte de los refinadores internacionales, cuyo descuento por calidad había bajado de un histórico 4 dólares por barril a 2 o incluso menos, en las últimas exportaciones.
Respecto a los precios de exportación, particularmente el crudo Escalante ha logrado una importante mejora tanto en las cotizaciones de referencia como en los diferenciales. De hecho, se ha logrado en los últimos días volver a obtener un premio por encima del ICE Brent en torno a 1 dólar por barril, frente a un descuento de 2 dólares en los meses previos.
Por su parte, el Medanito también ha logrado revalorizarse, obteniendo niveles muy superiores al que se comercializa en el mercado interno.
En lo productivo, estos factores generan incertidumbre respecto a la libre disponibilidad del producto por parte del productor, especialmente aquellos no integrados, y que deben dar explicaciones a sus casas matrices en el exterior, lo que seguramente influye a la hora de elegir los destinos de inversiones.
En cuanto a los números, la producción petrolera ha finalizado el 2020 con una caída de 5%, porcentaje que se repite para el primer mes del año.
La producción de petróleo no convencional ha finalizado el año 2020 con un crecimiento del 21,5% llegando a representar el 24% del total producido mientras que en 2019 representaba el 18%. Luego del bajón de abril de 2020 apenas por debajo de los 100 kBD, se fue recuperando paulatinamente hasta volver a romper el récord en el mes de enero de 2021 de 139 kBD.
En cuanto a la cantidad de perforaciones, a partir del mes de noviembre la actividad comenzó a recuperarse con mayor fuerza llegando al mes de enero de 2021 con un total de 60 pozos en perforación y 46 pozos terminados, ritmo que todavía se encuentra en un 20 / 25% por debajo de la actividad de hace un año atrás. La particularidad a diferencia de otros años es que se registra una diferencia en el ritmo de recuperación entre los pozos terminados totales y aquellos en perforación durante el tercer trimestre, por lo cual se desprende que durante el inicio del corriente año los operadores se encuentren realizando tareas de terminación de pozos no finalizados durante el año pasado. De hecho YPF había comenzado con esta tarea a fines de 2020 cuando había conectado unos 18 pozos sin terminar de los cuales 81 había perforado antes de la pandemia. Para el primer trimestre de 2021 espera terminar unos 48 pozos adicionales.
Sin embargo, las perforaciones con destino a exploración fueron nulas en el comienzo de 2021 con cero perforaciones tanto en gas como en petróleo. Lo que anticipa la falta de nuevos desarrollos.
En cuanto a los equipos activos se verifica que si bien aún se encuentran por debajo de los niveles pre pandemia, y en la comparación interanual reflejan una caída superior al 20%, la actividad se encuentra en una franca recuperación mes a mes. Desde el piso en cero con un parate total en el mes de abril pasado, mes a mes se fueron recuperando alcanzando unos 38 equipos en el mes de febrero del corriente.
En cuanto a la cantidad de etapas de fractura se evidencia una importante recuperación en los últimos meses, en especial en los dos primeros del año 2021 cuando se superaron largamente las 800 fracturas mensuales. Durante el mes de febrero de 2021 se registran unas 894 fracturas en total de las cuales 709 corresponden a shale, 165 a explotación convencional y 20 a tight. Esta cifra marca incluso un crecimiento de 44% respecto a febrero de 2020 lo cual es explicado por la mayor actividad en shale oil, además de YPF, de operadores como ExxonMobil, Pluspetrol, Vista Oil & Gas y Tecpetrol que intensificaron sus fracturas. Esto se debe en parte a que muchas corresponden a labores en pozos perforados durante el año pasado que se encuentran realizando tareas de terminación durante el corriente, en especial los de YPF.
En cuanto a los precios de los combustibles, considerando un promedio ponderado por los volúmenes de ventas del 2020, de acuerdo a cada tipo y calidad de combustible (blending de combustibles), si se tiene en cuenta los costos de internación, corte de biocombustibles, logística, impuestos internos y márgenes, los precios locales en surtidor habían quedado al 13 de marzo pasado antes del último aumento, un 12% por debajo de la paridad de importación, aunque para las variedades grado 2 los atrasos resultan superiores al 20% para el caso de la nafta súper.
Durante la edición de esta Carta Energética, YPF dispuso un nuevo aumento a partir del 17 de marzo de 2021 de un promedio de 7% en el país de acuerdo a cada producto. Con el mencionado aumento, el atraso respecto a las paridades se reduce al 18% en el caso de la nafta súper y un 6% para el promedio ponderado por ventas de combustibles.
