La paradoja petrolera: la industria está en su mejor momento, pero espera un futuro sombrío

La industria petrolera logró un nuevo hito en septiembre, luego de que la producción alcanzara los 532.566 barriles por día. De esta manera, superó el récord anterior de 528.782, que había alcanzado en marzo 2020, previo al desplome por la pandemia. El gran motor del sector sigue siendo Vaca Muerta, que ya representa un tercio de la producción total, con 174.416 barriles diarios, según el último informe de Regional Investment Consulting (Ricsa).

Estos resultados, sin embargo, son producto de las inversiones realizadas hace más de un año y de que se conectaron los pozos petroleros que habían sido perforados antes de la pandemia, pero que tuvieron que cerrarse durante la cuarentena y ante la caída de la demanda de combustibles. Por lo tanto, el récord no es un reflejo de la situación actual. De hecho, el sector no es muy optimista a futuro debido al congelamiento de los precios locales de los combustibles y a la brecha con los valores internacionales.

En la Argentina hay 44 compañías operadoras, pero la que lidera por lejos la producción local es YPF, con 240.493 barriles por día, lo que representa el 47% del total. Su producción se destina a abastecer sus propias estaciones de servicio; por lo tanto, que los precios de la nafta y el gasoil estén sin cambios desde mayo no es inocuo para la compañía con control estatal: si no logra hacer caja, no tiene fondos para invertir (el mercado internacional de crédito está cerrado con el actual riesgo país de casi 1700 puntos).

A YPF le siguen Pan American Energy (PAE) –la petrolera de la familia Bulgheroni–, con una producción diaria de 100.947 barriles en septiembre y una participación de mercado de 19%; Vista Oil –la compañía que fundó Miguel Galuccio– con 30.733 barriles y una representación del 6% del total; Pluspetrol, con una producción de 29.296 barriles por día y 5% del mercado, y Tecpetrol –la petrolera del grupo Techint–, con 16.975 barriles y 3% del share. Es decir, el mercado es liderado por cinco empresas con raíces argentinas.

Entre las petroleras internacionales, se destacan la china Sinopec (13.995 barriles ) y la anglo-neerlandesa Shell (13.361). Mucho más lejos en el ranking de producción están la francesa Total (8055 barriles) y las estadounidenses Chevron (7277) y ExxonMobil (2345).

Cuando se observa la producción por provincias, en Neuquén, donde está el corazón de Vaca Muerta, sale el 40% de la producción total (198.641 barriles por día). Luego le siguen Chubut (139.132), Santa Cruz (70.268) y Mendoza (57.036).

La producción convencional representa el 52% del total, mientras que el no convencional (la técnica con perforación de pozos horizontales, que se utiliza en rocas más dura, como la formación Vaca Muerta) significa el 34%. Sin embargo, esta última técnica creció 9,5% en septiembre en comparación a agosto y 53,3% interanual. Al mismo tiempo, la declinación del convencional cae al 2,6% anual.

Un horizonte incierto

Los números de crecimiento de la producción proveniente de Vaca Muerta son para ilusionarse con la productividad de la cuenca neuquina. Sin embargo, sin inversiones, está el riesgo de que las reservas de petróleo queden bajo tierra. Hay tres condiciones básicas que piden las empresas para seguir apostando por la Argentina: poder girar parte de las divisas al exterior (nadie aumentará sus inversiones si no puede sacar las ganancias), establecer un sendero de precios parecido a los valores internacionales y que no las obliguen a reestructurar deuda, como ocurrió tras un pedido del BCRA para moderar la salida de dólares.

“Si la situación actual no cambia, es probable que no estemos hablando de una performance tan positiva dentro de un año”, indicaron en reserva en una petrolera internacional. “La producción no convencional, a diferencia de la convencional, declina muy rápido si no se hacen perforaciones constantes. Por eso se necesita un ciclo de inversión continuo, si no la producción empieza a caer muy rápido”, agregó.

La preocupación de la industria se centra en el congelamiento de precios de los combustibles que aplica el Gobierno a través de YPF, que abastece al 55% del mercado. Los valores en surtidor no se actualizan desde mayo pasado, pese a que en el mismo periodo el Brent –la cotización internacional que se toma de referencia– aumentó de US$60 el barril a más de US$84, y a que la moneda se devaluó alrededor de 4%.

Hasta el momento existe un pacto implícito por el cual las refinadoras le compran el barril de petróleo a las productoras a un precio de US$60, pero este acuerdo se puede romper de un día para el otro, sobre todo si se acelera la devaluación luego de las elecciones (en un sector muy dolarizado).

Por la mayor producción, las petroleras además pueden exportar una parte y obtener el beneficio de los precios internacionales. Sin embargo, a la hora de tomar decisiones de inversión, las casas matrices no ven con buenos ojos que la brecha de precios persista en el tiempo.

Por otro lado, el sector refinador igualmente debe importar el 15% de las naftas y 30% del diesel premium, que están fijados a los precios internacionales. Como las empresas no quieren vender a pérdida porque los precios de surtidor reflejan un barril de US$57, cada vez importan menos y eso se empieza a notar en el desabastecimiento de las estaciones de servicio de bandera blanca, que representan el 10% de las bocas de expendio.

Vista presentó resultados trimestrales

Vista Oil, la empresa que fundó Miguel Galuccio, presentó sus resultados financieros del tercer trimestre y registró una ganancia previa al pago de impuestos (Ebitda) ajustada de US$102,9 millones, lo que representó un aumento del 325% respecto al mismo período de 2020. Además, alcanzó un flujo de caja libre de US$51 millones.

También informó que la producción de petróleo fue de 30.954 barriles diarios, un 77% más que el año anterior, producto del crecimiento de la producción en Vaca Muerta, en su bloque Bajada del Palo Oeste, donde registró una producción de 24.103 barriles diarios. Además, destacó una reducción del 26% en los costos de producción por barril, en comparación con el mismo periodo de 2020.

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