Las proyecciones indican que este año el crudo de Vaca Muerta superará al Golfo San Jorge en saldos exportables. Hay una puja por el petróleo de Chubut en el mercado interno para producir más gasoil.
Un reciente informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, señala que, si se alcanza un nivel de procesamiento de las refinerías locales de 480 mil barriles diarios (kbbl/d) durante 2022 -2% por encima de 2021-, los saldos exportables de crudo del país ascenderían este año a los 114 kbbl/d.
“Se verificaría una modificación respecto a lo acontecido en los últimos años, en donde la mayoría del crudo exportado provino del Golfo San Jorge. La cuenca neuquina llegaría a exportar aproximadamente 76 kbbl/d en 2022”, es decir el 66% del total, según indica el documento conseguido por +e.
De acuerdo a las proyecciones de la consultora, este año Argentina exportará un 57% más de petróleo que en 2021, a un precio promedio de 97 dólares el barril, un +39% más alto que el año anterior.
El febrero de este año, Neuquén exportó 1,3 millones de barriles, a un promedio de 46.400 barriles diarios, a un promedio de 87,50 dólares por barril.
El mercado del crudo doméstico atraviesa días de turbulencia. Las compañías petroleras están discutiendo un mayor abastecimiento de petróleo Escalante del sur del país hacia las refinerías locales para producir más gasoil y reemplazar las costosas importaciones.
La semana pasada hubo una reunión convocada por YPF, la principal refinadora y líder del mercado de los combustibles del país, donde se planteó la necesidad de que las productoras de Escalante destinen más crudo pesado al mercado interno. Entre ellas se encuentran Pan American Energy (PAE), la mayor productora del país de ese tipo de crudo, y empresas como Tecpetrol, Puspetrol, Pampa, CGC y CAPSA.
Sucede que el crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz) es más apto para la producción de gasoil que el Medanito o el shale oil de Vaca Muerta, de la Cuenca Neuquina.
Fuentes que conocen los detalles de la reunión indicaron a +e que, como la producción de YPF en el sur del país está en declino, pidió a las productoras de Escalante que vendan en el mercado interno entre el 10 y el 20% del crudo que exportan, para poder incrementar la utilización de la capacidad instalada de sus refinerías. La refinadora Raizen también respalda ese reclamo.
Claramente esa opción no es conveniente para las exportadoras del crudo del Golfo San Jorge, ya que en el país el barril se comercializa por debajo de 60 dólares, cuando a nivel internacional obtienen unos 100 dólares. Las refinadoras como modod e compensación proponen elevar la cotización doméstica del Escalante a los 70 dólares el barril.
La diferencia de precios entre el costo de importación y el mercado local se ubica en 300 dólares por cada m3 de gasoil, es decir que las compañías pierden mas de 30 pesos por cada litro de combustible importado una vez que lo venden en el país.
Economía & Energía proyecta que este año el país importará gasoil por u$s 4.623 millones de dólares, para los diversos usos.
Por ahora, la Secretaría de Energía de la Nación no ha interferido en el tema, y deja que el sector se siga auto regulando.
Por ley, las empresas deben garantizar el abastecimiento interno. El procedimiento indica que deben publicarse los pedidos de exportación en la web de Secretaría de Energía de la Nación y las refinerías tienen tres días para presentar oposición si necesitan crudo para sus plantas, lo que en la jerga se denomina “cruzar el barco”.
“Ahí se abre una ventana de negociación entre las partes donde intentan ponerse de acuerdo en el precio, si eso resulta, se cae el pedido de exportación porque la venta es local. El tema es cuando no se ponen de acuerdo. Ahí no hay mecanismo cierto de resolución. Puede intervenir la Secretaría de Energía de la Nación, que generalmente les da un plazo para que las partes acuerden, y sino puede dar la autorización para exportar o rechazarla”, explicó a +e un ex funcionario de alta jerarquía del área.
“Suele suceder que se ponen de acuerdo, salvo coyunturas complejas”, explicó. Y agregó: “El spread entre el local y el Brent hace que se potencien los pedidos de exportación, sobre todo en Medanito, a raíz de la pandemia, que era un crudo que se procesaba en refinerías locales y no se conocía afuera, y que ahora se exporta más y cada vez con menores descuentos. El Escalante siempre fue superavitario. Ahora surge un problema porque YPF necesita más crudo y consigue menos de sus socios que quieren exportar, y porque además le cae la producción del sur”, indicó la fuente.
“Hay una controversia porque las demás refinadoras integradas le reclaman a YPF que tiene pisado el pisado el precio en surtidor, mientras que YPF les retruca que garantiza el abastecimiento del mercado interno y tiene que importar buena parte de los líquidos, mientras las otras exportan y aprovechan los altos precios internacionales”, agregó.
A su vez, las importadoras presionan al gobierno para que reduzca los impuestos a las importaciones de combustibles líquidos.
Mientras tanto, las productoras no integradas de Vaca Muerta, siguen de cerca la situación. Consideran que es un tema que comprende exclusivamente a la cuenca del Golfo San Jorge porque hoy hay excedentes de producción de la Cuenca Neuquina, que aporta un blend de Medanito de las áreas convencionales y shale oil, más liviano y más apto para producir naftas.
Ven con preocupación que una eventual discusión sobre poner límites a la exportación de petróleo termine afectando las inversiones en Vaca Muerta, en momentos que el mercado interno está 100% abastecido de crudo liviano y en que los esfuerzos deberían enfocarse en las obras sobre los sistemas de transporte para poder exportar más, y evitar el cuello de botella que truncaría el desarrollo de los no convencionales.
BALANZA EN ROJO
La consultora Economía & Energía destaca que desde 2019 la balanza comercial del sector energético de la Argentina presenta un resultado equilibrado, diferenciándose de los años previos en donde el déficit había agudizado sensiblemente la restricción externa de carácter estructural que presenta la economía.
Sin embargo, advierte que el aumento de los precios de internacionales de los hidrocarburos, la recuperación de la demanda local, la crisis hídrica y la contracción de la oferta de gas natural proveniente de Bolivia seguramente determinarán un significativo deterioro de la balanza comercial del sector durante el 2022.
“Este proceso comenzó a visualizarse el pasado año producto del aumento en las cantidades importadas y por la recuperación de los precios internacionales de los hidrocarburos. Al igual que en períodos precedentes, el sector energético implicará en 2022 una carga sensible sobre el balance cambiario y comercial del conjunto de la economía Argentina”, señala la consultora dirigida por Nicolás Arceo, que proyecta que este año el rojo energético ascendería a los 4.910 millones de dólares. En 2021 fue de solo 559 millones de dólares.
Fuente: Mas energia