Precio sosten

Downstream y Upstream, un escenario complejo

Lejos de dar una solución a la industria, el precio sostén pone en riesgo -en epoca de pandemia- a los sectores mas vulnerables de la industria.
martes, 26 de mayo de 2020 · 00:20

Con la oficialización del precio sostén -a través del Decreto 488/20- distintos sectores de la industria aumentaron el riesgo de quedar fuera del mercado o verse obligados a bajar su producción. Más que una solución para el mantenimiento de los puestos de trabajo y la producción, la solución que implementó el gobierno nacional termina siendo un paliativo para los ingresos fiscales.

Para analizar el tema con mayor profundidad se consultó a Guillermo Miguez, asesor y consultor especialista de Upstream y Downstream con mas de 30 años en la industria hidrocarburífera.

PE: ¿Cuál es la situación actual de las Refinerías?

GM: Las refinerías obtienen productos derivados del petróleo crudo que son destinados al mercado interno y externo. La demanda local de gas oil se sostiene en época de cosecha, pero una refinería difícilmente pueda obtener más que el 45% de este producto y 35% de naftas del volumen total de crudo procesado.

La nafta y otros refinados como solventes, asfalto, querosene, aceites y/o coque que no son demandados localmente, deberán ser exportados a pérdida. Como referencia, el precio de la nafta para un comprador en la costa del golfo en Estados Unidos es 98 centavos de dólar por galón (un galón equivale a 3,785 litros) y del kerosene 83 centavos por galón. Eso representa 41 y 35 dólares por barril, respectivamente. Aunque para considerar el ingreso del refinador local, a esos precios aún deben restar el costo del flete marítimo para llevarlos a destino.

PE: ¿Y la situación de las Refinerías Chicas?

GM: Las refinerías chicas, por sus instalaciones más simples, tienen una menor capacidad de conversión y una menor flexibilidad a la hora de decidir que crudo comprarán y que refinados obtendrán.  Por un lado, producen gas oil de bajo azufre que puede ayudar a reducir la compra de gas oil importado; pero por otro, producen -en condiciones normales- una alta proporción de refinados pesados y nafta virgen de poco margen de utilidad, que hoy deberían exportar a pérdida.

Lamentablemente, la situación actual (refiriéndose al precio sostén y a los bajos precios internacionales) cierra la puerta a esas exportaciones y muchas veces a la posibilidad de mantener la refinería en actividad.

Bajo este escenario, el sector de Downstream tenderá a abastecer al mercado local, equilibrando lo mejor posible su ecuación de ingresos y costos.  Las variables serán la cantidad de petróleo al costo de barril criollo a comprar, el blend entre petróleo liviano (Medanito que produce más naftas) y petróleo mediano (Escalante que produce más gas oil), y la pérdida que genera la producción que se deberá exportar.

Se estima que las refinerías integradas utilizarán la producción de sus yacimientos, mientras que las no integradas deberán comprar a 45 US$/bbl. Esta situación genera una asimetría en los costos, a menos que ellas también negocien un precio menor con las operadoras. 

PE: Entonces ¿Qué pasa con el Upstream (yacimientos)?

GM: Por la pandemia, hoy los yacimientos están operando a su mínimo imprescindible.  La intención de las operadoras es mantener la mayor cantidad de pozos en producción; porque cuando un pozo cierra se requiere de una inversión adicional para ponerlo nuevamente en funcionamiento, superando -muchas veces- el valor de la producción futura.

El objetivo de mantener la producción todo lo posible -a pesar del desplome de la demanda- está sujeto a los costos de operación, al almacenamiento disponible y/o a la capacidad exportar lo que no se demande localmente. Será inevitable para algunas operadoras reducir el costo de sus insumos y reprogramar sus pasivos financieros para poder hacer frente a la situación.

Con respecto al almacenamiento, las regulaciones vigentes en las últimas décadas desincentivaron la construcción de tanques aéreos debido al alto costo, por ende, la capacidad de tanques no excede a las necesidades ordinarias.

De hecho, y en base a las declaraciones juradas presentadas por las operadoras, la producción de abril 2020 fue del orden del 14% -menor a la de marzo- liderando Neuquén los recortes con mas del 20% de caída. El escenario para los próximos meses es similar. Los analistas consideran que hasta fines de 2020 existirán excedente de petróleo crudo y refinados en el mercado.

PE: ¿ Cual es la situación de las compañías no integradas?

GM: Las operadoras no integradas -que en su mayoría operan bloques convencionales- sufrieron en abril cortes superiores al 30% de la producción. Esta situación los obliga a evaluar el costo que demandará reabrir -dentro del seis meses como mínimo- los pozos que empezaron a cerrar o que planean cerrar en los próximos meses. Por otra parte, se descuentan que el nivel de producción -anterior al COVID- no se recuperará rápidamente, y este escenario se deberá acelerar las estrategias para evaluar como subsistirán con los reducidos ingresos.

En esta grave crisis de demanda mundial, lograr la máxima flexibilidad para monetizar todos los refinados y el crudo que sea posible sin generar cuellos de botella en la capacidad de almacenaje; parece ser un objetivo en si mismo.  El precio sostén no crea esta demanda, por el contrario, en algunos casos la hace inalcanzable.

La realidad es que en los mercados mundiales el precio se negocia dentro de un rango que está definido por las alternativas que tienen, o pueden desarrollar, el comprador y el vendedor. Las paridades teóricas de importación y exportación son datos significativos para definir este rango y para optimizar la asignación de recursos de cada actor. El uso del poder regulador, para establecer un precio ajeno a todo este complejo esquema de decisiones, será indudablemente un factor de riesgo adicional a considerar a la hora de decidir las inversiones que permitan la recuperación de la producción.

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