Los efectos del freno total de la actividad económica ya tuvieron su primera víctima de impacto en el sector hidrocarburífero. Se trata de la empresa de servicios petroleros San Antonio Internacional, que inició negociaciones con los bancos para reestructurar los plazos de pago de diversos créditos por un total US$106 millones.
Junto con Schlumberger, Halliburton y Baker Hughes, San Antonio es parte de un conjunto de compañías que representan el segundo eslabón en la cadena de producción. Estas empresas operan en los pozos petroleros con sus torres de drilling (perforación), workover (terminación) y pulling (mantenimiento y reparación), y emplean a la mayoría de los trabajadores que están en los yacimientos.
A su vez, son la fuente de ingreso de un variedad de pymes contratistas, entre las que se encuentran las proveedoras de arena para realizar el fracking , por ejemplo.
El ritmo de actividad de las compañías de servicios no depende de ellas. Quienes toman la decisión de invertir y aumentar o bajar los equipos de perforaciones son las empresas petroleras, entre las que se encuentran YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Exxon, Chevron, Shell, Total y Vista.
Al tratarse de una industria de capital intensivo, el freno en la producción es casi instantáneo cuando las condiciones para invertir no están dadas. Y, a diferencia de lo que ocurrió en los últimos años, esta vez el golpe en la actividad se dio por dos fenómenos exógenos a las regulaciones nacionales: se derrumbaron los precios del petróleo y del gas, y cayó la demanda a niveles nunca antes vistos, ya que no solo los autos están estacionados, sino que los aviones no despegan. La consecuencia se ve en Vaca Muerta, donde la actividad está funcionando al 20% de lo que era hace un año.
En este contexto, el Gobierno busca llegar a un acuerdo con todas las partes para atenuar la caída en la actividad, que podría desembocar en una pérdida de miles de puestos de trabajo. El foco principal del Ministerio de Desarrollo Productivo -del cual depende la Secretaría de Energía- está en establecer un barril criollo , al cual la producción sea sustentable, ya que con valores cercanos a US$32 -como cotiza actualmente el precio internacional del petróleo- no hay actividad petrolera posible.
Sin embargo, el objetivo de encontrar un acuerdo en común no se está logrando y las negociaciones se demoran. Desde comienzo de mes, las operadoras están entregando producción sin cerrar precio. Si no se llega a un acuerdo, el valor de mercado debería ser la cotización promedio del Brent de marzo, que cerró en torno a los US$33. La puja está entre las refinadoras y los productores no integrados. Es decir, por un lado están Raízen (controlante de las estaciones Shell) y Trafigura (operadora de Puma Energy); y del otro lado, el resto de las productoras excepto YPF y PAE (dueña de las estaciones Axion).
El Gobierno tampoco consiguió el visto bueno de YPF, la mayor productora y refinadora del mercado con casi el 60% de la participación. La petrolera con control estatal no está de acuerdo con establecer un valor del barril en US$46 y pide un precio menor.
Quienes también están ansiosas por establecer un precio sostén son las provincias petroleras, cuyas regalías y recaudación se derrumbó al igual que la actividad. En un primer momento, los gobernadores pidieron un barril criollo de US$52, pero las refinadoras señalan que, con un valor mayor a US$45, pierden plata. Dentro de las negociaciones también está sobre la mesa pasar a un esquema de retenciones móviles, que sirva como amortiguador a los cambios del precio internacional del crudo.
En relación con el gas, la perforación de nuevos pozos estaba completamente frenada antes de que comenzara la crisis por la pandemia. Por la sobreoferta en el mercado, los precios son más bajos de los necesarios para desembolsar nuevas inversiones. En este contexto, las distribuidoras -entre las que se encuentran Metrogas, Naturgy y Camuzzi- y las productoras mantenían un contrato vigente desde el año pasado, en el cual el gas se comercializaba a un valor promedio de US$2,90 por millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector).
Este contrato venció el 31 de marzo pasado, pero se había decidido una prórroga de forma implícita de por lo menos un mes más, ya que en medio de la volatilidad y la incertidumbre -se decía- no era conveniente convocar a nuevas subastas. Sin embargo, ayer el Enargas les informó a las empresas que se realizarán licitaciones para establecer el nuevo valor del gas, informó el portal especializado Econojournal .
El gas representa el costo del 40% de las tarifas; el resto es transporte (18%), distribución (23%) e impuestos (19%) . La estrategia del interventor del Enargas, Federico Bernal, consiste en que de las distintas licitaciones surja un precio menor a los actuales US$2,90, para quitarle presión al aumento de tarifas, en un contexto en el cual la recaudación de las distribuidoras cayó hasta un 70% por el efecto de la pandemia .
El problema mayor radica en el gas subsidiado de la Patagonia. Los usuarios pagan un 50% del precio total. Hasta el 31 de marzo, quien vendía este gas subsidiado era Ieasa (ex Enarsa) a un valor de US$1,70. Sin embargo, la Secretaría de Energía no autorizó a renovar el contrato de la compañía estatal y Camuzzi, la empresa que opera en el sur argentino, está distribuyendo gas “en la informalidad”, sin un papel que la respalde. Lo mismo sucede con la transportista TGS, que tampoco cerró el caño. La alternativa sería dejar sin gas a toda la Patagonia o firmar nuevos contratos con las empresas privadas a un valor mayor.
Si la estrategia del Gobierno consiste en que el valor del gas surja de las licitaciones individuales por distribuidora, en el sector ven difícil que las productoras no pidan un precio igual o mayor a US$2,50, que es el que cubre los costos de producción (pero no el de nuevas inversiones). Por el principio de pass through , si el costo del gas aumenta, las distribuidoras los trasladarían directamente a tarifas, lo que implicaría un aumento, por lo menos en el caso de la Patagonia. Pero una actualización de tarifas está prohibida hasta mitad de año, ya que por DNU rige el congelamiento tarifario.