Tres claves para entender el significado del precio negativo del petróleo y sus consecuencias en Chubut

COMODORO RIVADAVIA (ADNSUR) - La preocupación por los precios del petróleo, en una crisis mundial sin precedentes por la combinación entre factores sanitarios y económicos, es entendible, pero requiere también algunas precisiones para poder prever mejor los resultados y anticipar efectos negativos. ¿Qué significa el precio negativo del WTI? ¿Cuál es el impacto para la Argentina? ¿Y en Chubut? Aquí algunas respuestas posibles y nuevos interrogantes.

1) El Brent reemplazó al WTI en Argentina.  Desde el año 2015, la referencia que toma Argentina para el mercado petrolero se corresponde con el crudo tipo Brent, producido en el mar del Norte, habiendo dejado de lado la referencia del WTI, denominación que engloba al crudo de Texas y era utilizado hasta ese momento.

Los precios negativos que se conocieron ayer se vinculan al mercado spot, que registra lo que ocurre en el plano físico, en el momento de la entrega de barriles de petróleo que se negociaron con anticipación, a través de los llamados contratos futuros con los que se maneja esta actividad.

Como esta semana vencen los contratos futuros de mayo, los tenedores de la materia prima (que como tal, puede cambiar varias veces de mano dese el momento de su producción) buscaron desprenderse rápidamente y ante la falta de demanda por la pandemia, terminaron pagando hasta 40 dólares para que alguien almacene ese barril que no encontraba colocación.

Cushing, la pequeña localidad del estado de Oklahoma que funciona como enclave petrolero para almacenar la producción del crudo de Estados Unidos, tiene capacidad para almacenar unos 76 millones de barriles y ayer se encontraba en 55, según medios internacionales en base a datos de Bloomberg y la Agencia Internacional de Energía.

Otro dato para tener en cuenta es que hasta aquí el crudo Brent no ha registrado precios negativos a raíz de sus mejores condiciones de almacenaje y traslado inmediato: al producirse mayormente en áreas marítimas, el almacenaje móvil permite una mayor flexibilidad, al menos por ahora.

2) Los precios de futuro son un poco más altos. La cotización real del petróleo, si bien en baja y con pisos todavía no encontrados, se ubicaba hoy en torno a los 17 dólares para el WTI y 25 para el Brent (sobre las 13 hs de Londres, donde refleja su cotización). Estos son los precios futuros para junio, según explican los especialistas.

Si bien hoy no puede asegurarse que al momento de entregarse esos barriles, se encuentren con que la capacidad de almacenamiento sigue saturada y continúen repitiéndose los precios negativos, hay cierta expectativa de que el acuerdo de la OPEP+ (para recortar 9,7 millones de barriles por día desde el 1 de abril último) empiece a aliviar la sobre oferta. Cierto es que ese acuerdo quedó a mitad de camino para quitar el sobrante total, que se estima en no menos de 20 millones de barriles diarios, pero en paralelo se aguarda que los leves grados de recupero y salidas paulatinas de la cuarentena (en países europeos ese proceso comienza en los primeros días de mayo, tal como anunciaron Francia y Alemania, además de la reactivación china) empiecen a absorber parte de los excesos.

Esto no significa que los precios vayan a recuperarse de inmediato, pero al menos se reduciría una parte del sobrante, siempre y cuando no haya rebrotes del coronavirus. Para mediados del año próximo, los contratos se cierran en torno a los 40 dólares por barril, lo cual es una referencia en la que han coincidido distintos analistas, en la que podría fluctuar la cotización durante el próximo año y medio.

¿Ese precio será suficiente? Las distintas áreas deberán adecuarse a funcionar con esos valores, frente a la alternativa de que el país requiera importar, nuevamente, energía por 4.000 millones de dólares anuales, según ha advertido el analista Daniel Gerold, por efecto de la inevitable caída de la producción que arrastrará este año, estimada por el mismo consultor en un 25 por ciento.

3) El crudo Escalante en el mundo. Argentina es un productor marginal de petróleo: con alrededor de 500.000 barriles diarios, representa un 0,5 por ciento de la producción mundial actual y la mayor parte se orienta a su mercado interno. Previo a la crisis actual, el crudo Escalante, producido en Chubut (que exporta entre un 30 y 40 por ciento de su producción en tiempos normales), había iniciado el año con perspectivas favorables a partir de un cambio en la reglamentación internacional para la elaboración de fuel oil, que exige petróleo con menores contenidos de azufre: como el petróleo de esta zona tiene menos de un 1 por ciento de ese compuesto, comenzó a experimentar una mayor demanda –previo a la pandemia- y por primera vez en mucho tiempo había obtenido mejores precios que el Medanito, producido por la cuenca Neuquina.

Hoy ese contexto ha cambiado por la crisis mundial, pero las nuevas normas le auguran un recupero de demanda en la medida que la economía mundial salga del estado de “hibernación” en que se encuentra. Hasta ahora, la capacidad de Termap no se ha visto sobrepasada: con 285.000 metros cúbicos de almacenaje y una producción diaria de unos 23.000 metros cúbicos en la provincia, la capacidad alcanza para unos 12 días.

La semana pasada se estuvo el límite, según expresó el ministro de Hidrocarburos en las últimas horas, cuando quedaba espacio para un par de días de almacenaje, pero la llegada de dos buques alivió esa situación. Como la capacidad equivale a 1,6 millón de barriles, un buque con capacidad de 1 millón de barriles (para el mercado de exportación) representa un alivio importante. Por otra parte, la demanda del mercado interno continuará planchada, a partir de la caída de ventas de combustibles (ubicada en torno al 90 por ciento promedio).

Es posible que la habilitación parcial de algunas actividades en el país comience un lento recupero de ese mercado, lo que combinado con una declinación natural de los yacimientos al haberse suspendido la perforación, mantenga un equilibrio en los espacios para almacenar.

También hay operadoras que contarían con espacios propios en las áreas de producción, mientras que YPF evalúa contratar barcos para almacenar el petróleo que producirá en el país y que afrontará la baja demanda en los próximos meses.

¿Se puede parar la producción? No es una opción inmediata “apagar la luz” y dejar de producir: el restablecimiento posterior de los pozos no es automático ni mucho menos (la cuenca San Jorge tiene experiencia en paradas abruptas por conflictos y los costos posteriores para restablecerlo), por lo que medidas extremas de ese tipo pueden implicar grandes pérdidas de capital o desvalorización de las compañías.