La industria petrolera da señales positivas frente a una pandemia que no termina

Por Víctor Amigorena*

Aun así, algunos indicadores comienzan a reflejar un camino de salida en materia de petróleo y gas, no exento de complejidades, en el que será fundamental no perder de vista que todo el sector aún transita sobre un precario equilibrio. El aumento de las exportaciones de petróleo, del país en general y desde Santa Cruz en particular, marcan un hito positivo en relación a los esfuerzos para sostener el circuito productivo en funcionamiento.

El efecto negativo de la pandemia comienza por las consecuencias más domésticas del aislamiento obligatorio y se profundiza en los alcances más globales del mercado petrolero internacional. En el primer nivel, es notable cómo el aislamiento obligatorio desde marzo redujo la demanda de combustibles, con caídas de hasta el 51%, por ejemplo, en mayo, según un informe de CECHA (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines).

Las aperturas parciales reflejaron en agosto un lento recupero de esas ventas, pero todavía en un 15% por debajo del mismo mes del año pasado, según un informe del Instituto de la Energía General Mosconi. Esto se tradujo en la obvia merma de producción de petróleo, ya que, al no haber ventas de combustibles, las refinerías del país redujeron su demanda de crudo, ante la posible saturación de sus espacios de almacenamiento.

Según el mismo informe especializado, la producción de petróleo convencional (que representa el 77% de la producción total del país) en el mes de agosto de 2020 cayó 15,7% frente al mismo mes del año pasado, mientras que si se considera el período de 12 meses previos la reducción es del 9%, frente al período julio 2018-julio 2019. En cambio, la producción no convencional (23% del total) se incrementó 8,3% inter anual y 33% en los doce meses previos.

Los datos anteriores son inescindibles del contexto internacional. La paralización del transporte mundial en la primera mitad del año hizo caer los precios del petróleo a mínimos históricos, que en el país apenas si pudieron disimularse con el llamado ‘barril criollo’, un sistema de precios internos que no logró resolver toda la ecuación de un mercado inevitablemente atado a las variables externas.

La exportación como alternativa

En ese crítico contexto, los datos de Comercio Exterior en los primeros 9 meses de este año dejan entrever un dinamismo que pudo compensar, al menos en parte, la caída de la demanda en el mercado interno. Fue así que las exportaciones totales de petróleo del país crecieron en modo significativo. En efecto, en los primeros 9 meses de este año las ventas externas del país totalizaron los 3.084.672,2 metros cúbicos (alrededor de 19,5 millones de barriles), por un monto total de 566.542.584,1 dólares. Ese total significa un aumento de 1,9 millón de barriles frente al período enero-septiembre del año pasado.

Sin embargo, esos datos no implican de por sí una solución al complejo escenario petrolero. Las exportaciones de este año reportaron en dólares un 88% menos.

La inserción internacional de Santa Cruz

Santa Cruz tuvo un rol activo en ese crecimiento de la participación internacional. Las exportaciones de petróleo desde la provincia alcanzaron los 319.055,3 metros cúbicos desde la Cuenca Austral, lo que reportó un total de 28.897.024,3 dólares. A esto se sumó la exportación registrada desde la Cuenca San Jorge, con la exportación de crudo Cañadón Seco, con un volumen de 324.182,9 metros cúbicos y un monto reportado en 40.914.176 dólares. La novedad en este caso reside en que la venta externa desde el norte santacruceño no se daba desde el año 2013.

Las operatorias externas estuvieron a cargo de YPF, con 165.602 metros cúbicos, equivalentes a 10.564.534 dólares. Mientras que Sinopec, con un volumen de 158.580,9 metros cúbicos, obtuvo ingresos por 30.349.642 dólares, lo que refleja distintos momentos del mercado, ya que a un volumen algo inferior el precio obtenido es de prácticamente el triple.

En este caso, un 75 de las ventas del petróleo del norte santacruceño tuvo como país de destino la República Popular de China, mientras que el resto se colocó en Uruguay.

Incipiente reactivación

La posibilidad de que esta inserción externa se sostenga, combinada con la paulatina recuperación de la demanda interna, proyecta para la última etapa del año 2020 un panorama de incipiente recupero de actividades.

Así se observa por caso que la operadora Sinopec continúa con su programa de activación de equipos de 6 equipos pulling, además 3 de slickline y una unidad para abandono de pozos que comenzará a trabajar en noviembre. De este modo, a través de la reparación de pozos productivos, se apunta al incremento de producción que, en la medida que la pandemia no vuelva a restringir la demanda en el hemisferio norte, permitirá mayor recupero desde el año próximo.

Esos indicadores de signo positivo, sin perder de vista el contexto fuertemente restrictivo y la incertidumbre que todavía provoca la crisis sanitaria, dejan entrever que la industria petrolera mantiene esfuerzos que redituarán mejores ingresos para las provincias petroleras, en la medida que el sector público y el ámbito laboral contribuya con una visión amplia del escenario internacional y la inserción que cada cuenca productiva puede ocupar, de aquí en más, en base a las nuevas condiciones.

El desafío para sostener la actividad se vincula además con el más importante objetivo de preservar la salud de las personas, algo que ha motivado también los cambios necesarios de las rutinas laborales, maximizando las condiciones de seguridad para atenuar, en el mayor grado posible, los contagios de COVID-19.

Si toda crisis es una oportunidad, el desafío para la industria petrolera es reconvertirse a partir de mayores grados de eficiencia y productividad, en un mundo cada vez más interdependiente, en el que hay lugares para ocupar en la medida que el objetivo sea abrazado por todos los actores del sector.

*Víctor Amigorena, periodista especializado en temas de Energía y Petróleo.