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Producción argentina de petróleo sigue en descenso

Bnamericas Publicado: viernes, 19 marzo, 2021

La producción de petróleo en Argentina sigue sin poder levantar cabeza desde el año pasado debido al derrumbe de su precio y a la cuarentena impuesta para combatir la pandemia.

La extracción de crudo cayó 5,31% a 496.202b/d en enero en comparación con los 524.039b/d de igual período de 2020, según datos de la Secretaría de Energía.

La única noticia esperanzadora es que la producción del primer mes del año subió 1,44% frente a los 489.152b/d de diciembre debido a la mejora en el nivel de actividad económica en Argentina tras la liberación de las restricciones de circulación.

En 2020, la extracción de crudo local anotó una baja interanual de 5,08% a 490.319b/d por la parálisis casi total que vivió el país durante casi siete meses por la cuarentena.

En enero, las cinco cuencas petroleras locales mostraron rendimientos negativos. La producción de Noroeste bajó 23,8% a 4.037b/d. Le siguieron Austral (-13,8% a 16.926b/d), Cuyana (-11,2% a 19.681b/d), San Jorge (-7,55% a 208.045b/d) y Neuquina (-1,74% a 247.512b/d).

Las últimas tres cuencas tuvieron una performance menos mala debido al incremento de la generación de gas natural, impulsada por la entrada en vigencia del Plan Gas 4. Esto llevó a la extracción de una mayor cantidad de crudo asociado.

Dentro de las 15 principales compañías que produjeron el 91,1% del petróleo local, 10 sufrieron caídas en el primer mes del año.

El peor rendimiento lo tuvo la local Petroquímica Comodoro Rivadavia con una caída interanual de 25,5% a 7.603b/d. A continuación aparecen la chilena Enap Sipetrol con una contracción de 23,1% a 4.561b/d; la china Sinopec, con una baja de 20,9% a 14.556b/d; y las argentinas Pluspetrol con un descenso de 18,3% a 23.298b/d y Tecpetrol con una contracción de 17,1% a 13.440b/d.

También reportaron caídas la estadounidense ExxonMobil (de 8,68% a 4.030b/d), la colombiana Petróleos Sudamericanos (de 9,89% a 3.075b/d) y las locales Compañías Asociadas Petroleras (de 8,87% a 11.408b/d), Pan American Energy (de 5,86% a 100.443b/d) e YPF (de 4,34% a 233.054b/d).

Si bien estas últimas dos compañías fueron las que menor bajada porcentual mostraron en enero, su performance fue la que empujó el derrumbe de la extracción local de crudo ya que ambas son responsables del 67,2% de la producción nacional.

Si bien la estatal YPF mostró un alza de 4,04% frente a diciembre, PAE continuó en la senda negativa con una pérdida de 1,51%.

Las cifras no resultaron ser peores porque 5 de los 15 principales productores locales explotaron más en enero que en diciembre.

La de mejor rendimiento fue la angloholandesa Royal Dutch Shell con un alza de 57,4% a 13.087b/d, seguida de Vista Oil & Gas con un repunte de 50,7% a 25.317b/d, la estadounidense Chevron con un incremento de 26,1% a 6.685b/d, la unidad local de la francesa Total, Total Austral, con una subida de 5,45% a 9.447b/d y la argentina Capex con un incremento de 2,83% a 7.233b/d.

EN BUSCA DE SOLUCIONES

La Secretaría de Energía busca impulsar una nueva ley de hidrocarburos en el Congreso para tratar de incentivar la inversión en la exploración y producción local de gas y petróleo, tal como lo informó BNamericas.

El gobierno de Alberto Fernández viene anunciando que impulsará esta norma desde que asumió el poder en diciembre de 2019, pero por diferentes razones la ha postergado. 

El secretario de Energía, Darío Martínez, se ha reunido con representantes de los grandes productores PAE, Pluspetrol, Tecpetrol e YPF para mostrarles los principales lineamientos de la ley que presentará en las próximas semanas en el Congreso y que, luego, discutirán los legisladores en los próximos meses, informó el medio Econojournal.

La nueva ley buscará crear un sistema que le dé previsibilidad al precio del petróleo en el mercado interno frente a volatilidad de su cotización internacional. También introducirá un régimen de beneficios impositivos y un esquema para incrementar las exportaciones de gas natural, especialmente a los países limítrofes.

Martínez ya había adelantado que busca crear un precio sostén para cuando el Brent caiga muy por debajo de los costos de producción local y otro para cuando suba bruscamente para evitar un impacto tan grande en el valor de los combustibles en el país.

Para esto, la Secretaría de Energía trabaja en una fórmula que incluya una variación en la carga impositiva sobre la venta de combustibles para amortiguar los precios en los surtidores cuando la cotización internacional se dispare, lo que se balanceará con modificaciones en las alícuotas de los derechos de exportación, según Econojournal.

A su vez, el proyecto buscará promover las ventas al exterior de gas natural durante todo el año con la posibilidad de incluir restricciones durante los meses invernales, los de mayor consumo local (mayo a septiembre).

Finalmente, la nueva norma incluirá beneficios impositivos y la habilitación especial para acceder a la compra de dólares en el mercado oficial y la libertad de girar los dividendos y el pago de créditos al exterior para aquellas empresas que realicen inversiones en moneda extranjera en el país.

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