El menor consumo de combustibles incrementó los márgenes exportables de crudo de las petroleras: de enero a agosto se vendieron fuera del país 3,75 millones de m3 de petróleo, el doble que en 2008 (1,8 millones). La retracción del agro, de la industria y del transporte desinfló la demanda de gasoil, que cayó un 8,9 por ciento.
La fuerte caída de los precios de las oleaginosas y la severa sequía que aquejó a buena parte del país agudizaron el conflicto que mantienen desde hace tiempo el Gobierno y el sector agropecuario. La consecuencia directa fue una menor superficie sembrada para 2009, que motivó una merma de la demanda de gasoil, que también sufrió por la retracción del transporte y la industria.
Según datos de la Secretaría de Energía, en los primeros ocho meses del año se consumieron 8,41 millones de metros cúbicos (MMm3) del combustible, un 8,9% menos que en el mismo período de 2008 (9,24 MMm3).
La menor demanda de las refinadoras, a su vez, provocó una ampliación de los saldos exportables de petróleo, que se duplicaron de un año a otro. Los 1,8 MMm3 vendidos fuera del país de enero a agosto de 2008 se convirtieron en 3,75 MMm3 durante este año, según publica la cartera que dirige Daniel Cameron.
Lo exportado representa un 15% de la producción local de crudo, que se mantiene igual que el año pasado en 98.800 m3/día. “Al reducirse la demanda local las petroleras pueden colocar el stock sobrante en el mercado exterior. Sobre todo ahora que los precios internacionales se han recuperado por encima de los 80 dólares”, explican desde una operadora que integra el top five de la industria petrolera.
Desde el sector advierten, sin embargo, que el año pasado las ventas al exterior se vieron afectadas por el paro de 32 días que paralizó durante mayo la producción de crudo de Santa Cruz, lo que obligó a las operadoras del resto de las provincias a cubrir esa faltante, erosionando así los márgenes exportables. Eso explica, en gran medida, la ausencia de exportaciones durante mayo y junio de 2008.
Con todo, si se deja fuera de los cómputos lo vendido durante esos dos meses la diferencia a favor de 2009 se mantiene. Se habrían exportado 2,84 MMm3/día de crudo contra los 1,8 MMm3/día de 2008.
Dinero fresco
A pesar del incremento, los saldos exportables están todavía lejos de los niveles de la década del ’90, cuando se comercializaba fuera del país un 35% de la producción. Claro que en ese entonces se extraían más de 45 MMm3 de crudo por año, un 23% más que el estimado para 2009 (35 MMm3).
Además, el mercado interno no requería la cantidad de combustibles de hoy en día. La venta récord de autos durante los últimos años disparó el consumo en surtidores. Prueba de ello es que, a pesar de la crisis, la demanda de naftas creció un 3,8%, impulsada por la súper, que aumentó un 16% (compensó la caída de la premium y la común).
La reducción progresiva de la producción erosionó la lista de petroleras exportadoras. Si en 2008 Petrobras, YPF, Tecpetrol, Occidental Petroleum y Sipetrol concretaron operaciones en el exterior, este año la venta foránea está concentrada sólo en Pan American Energy (PAE), la compañía que controla la familia Bulgheroni (40%) y la británica BP (60%), según consta en el registro de la Secretaría de Energía.
La petrolera es uno de los pocos jugadores del upstream local que elevó sus niveles de producción y reservas en los últimos años. De la Cuenca del Golfo San Jorge extrae alrededor de 18.000 m3/d, lo que la posiciona en el segundo lugar entre las productoras (detrás de YPF).
El crudo pesado que obtiene PAE, de tipo Escalante (con un bajo nivel API), no es el más utilizado por las destilerías locales, preparadas para operar con crudos más livianos (del tipo Medanito). De ahí que la petrolera disponga de grandes excedentes para exportar.
El Gobierno, por su parte, mira con buenos ojos el incremento de la exportación, ya que la recaudación por retenciones ayudará a recuperar las alicaídas arcas estatales. Con un petróleo a 80 dólares como el actual, el Estado –que se queda con el excedente a los u$s 42– cobra u$s 38 por cada barril exportado, según marca la resolución 394 del Ministerio de Economía (fijó el régimen de derechos a la exportación).
“Si el valor de crudo se mantiene como hasta ahora el Gobierno recaudará este año alrededor de u$s 800 millones en concepto de retenciones”, confiaron desde una provincia productora de hidrocarburos.
El Inversor Energético & Minero
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Methanex invertirá más de u$s 200 millones para reemplazar el gas argentino
Esa es la cifra que desembolsará hasta 2012 el mayor productor de metanol del planeta para explorar y producir el fluido en la Cuenca Magallanes, al sur de Chile. Tiene casi cortadas las importaciones desde el comienzo de la crisis energética argentina.
Methanex invertirá este año u$s 60 millones para avanzar en la exploración de gas en el sur de Chile. Y mantendrá ese nivel de desembolsos hasta 2012, con lo cual la empresa canadiense, el mayor productor de metanol del planeta, colocará más de 200 millones de dólares a fin de garantizar el combustible para sus plantas chilenas.
La compañía decidió entrar en el upstream de hidrocarburos a fines de 2007, una vez que el Gobierno argentino prohibió la exportación del fluido hacia el otro lado de la Cordillera de Los Andes, obligando a la empresa a reducir en un 70% la producción de metanol en Chile.
“La estrategia de Methanex ha sido reemplazar el suministro comprometido desde la Argentina por nuevo gas natural, desarrollado en Chile. Para ello ha emprendido distintas iniciativas en asociación con importantes petroleras, entre las que se destacan Enap y Geopark”, indicó Juan Enrique González, vicepresidente para Latinoamérica de Methanex, en diálogo con El Inversor Energético & Minero.
Hasta principios de 2006 la firma canadiense compraba cerca de 3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas a petroleras instaladas en Tierra del Fuego. Sin embargo, por decisión del Gobierno los envíos están cortados desde mayo de ese año.
Frente a ese escenario, Methanex cambió de estrategia y encaró un plan ambicioso: tener su propia producción de gas natural. Para eso se asoció con Enap a fin de explorar la región de Magallanes, precisamente en el bloque denominado Dorado-Riquelme, zona que la estatal chilena opera desde 2005.
Las empresas invertirán 100 millones de dólares (un 50% cada una) para buscar reservas del hidrocarburo en el área durante tres años.
El objetivo de fondo de Methanex es conseguir los 10 MMm3/d que requiere para operar las cuatro plantas que posee en Punta Arenas. Para eso también suscribió un convenio de exploración de otras áreas de la Cuenca Magallanes con la petrolera Geopark.
Una nueva cuenca
La Cuenca de Magallanes, en el sur chileno, se ha convertido en los últimos años en un play que supo captar la atención de los inversores petroleros. Tanto es así que además de los proyectos en los que participa Methanex existe actividad exploratoria en otros ocho bloques improductivos. En total, la inversión comprometida para desarrollar hidrocarburos durante los tres primeros años asciende a 500 millones de dólares.
“Methanex participa con la estatal Enap en el bloque Dorado Riquelme; tiene un acuerdo de compra de gas con GeoPark en el campo Fell y participa junto a esa petrolera y Wintershall en el área Otway”, detalló González.
Fell y Dorado Riquelme ya están en producción y aportan gas a las plantas de Methanex.
“En 2009 la compañía colocará cerca de 60 millones de dólares en el desarrollo de gas natural en Chile, mientras que en los próximos años contempla seguir comprometiendo capital para agilizar la explotación de gas en el sur de Chile”, agregó.
Con consecuencia de la crisis, la demanda mundial de metanol se desplomó a fines del año pasado tal como sucedió con otras materias primas. El consumo cayó en diciembre de 2008 en más de un 50 por ciento. Sin embargo, lentamente la situación comienza a mejorar. “Hacia fines de este año empezamos a ver algunos signos de recuperación en la demanda del metanol que esperamos se consoliden durante 2010”, concluyó González. «
El Inversor Energético & Minero
