El caso de Ancocagua, OIlstone y Petróleo Sudamericanos
MATÍAS DEL POZZI
Destinar recursos de inversión para gastos fijos, ampliar la cartera de clientes, absorber unidades de negocio, aplazar nuevos desarrollos y postergar campañas de optimización de pozos. Estas decisiones son algunas de las que más se repitieron entre las petroleras chicas de la Cuenca Neuquina para poder atravesar la pandemia sin reducir personal y evitar la quiebra.
Al igual que el resto de la industria local, señalan que abril fue el mes más complejo de transitar que, además de respuestas rápidas, demandó una sólida estructura para operar a precios irrisorios. Con ventas de hasta 11 dólares por barril y picos altos que todavía no se ven y están pronosticados para septiembre (40 dólares), las empresas coincidieron que el precio promedio de venta en lo que va del año rondó los 34 dólares.
“El barril criollo no funcionó, nadie lo pagó y lo único que hizo fue generar contingencias con las provincias a la hora de pagar regalías”, dijo a Energía On un directivo de una de las petroleras que opera en la provincia.
Este escenario con el precio del barril sumado a que el segmento del gas atravesó también su propia crisis con el millón de BTU por debajo de los 2 dólares, fue un condimento que complejizó aún más el transitar del sector los últimos meses.
Todas coinciden también que el escenario actual del sector no comenzó con la pandemia, sino con el decreto que congeló el precio de los combustibles y el barril que fue seguido por el desequilibrio macroeconómico que se agudizó por las elecciones nacionales.
Aseguran que una de las claves para recuperar tanto el sendero de la producción como de inversiones es el financiamiento que no solo hoy, sino también hace unos meses, se cerró. Adelante veremos las estrategias aplicadas por las empresas que dialogaron con este medio.
La petrolera independiente operaba 1.000 barriles diarios antes del impacto de la pandemia y por el cierre de pozos obligado su producción bajó a 880. Sin embargo, estiman que para el primer trimestre del año próximo volverán a los niveles previos al coronavirus.
“A 5 años tenemos un plan de crecer en forma orgánica para llegar a 3.000 barriles día con un plan de inversión ya establecido. Obviamente ese plan lo hemos tenido que temporizar prácticamente un año, pero nuestras expectativas y planes siguen siendo los mismos”, indicó el presidente de Aconcagua, Diego Trabucco, en diálogo con Energía On.
La firma fue la única chica que mantuvo las operaciones en Mendoza junto con YPF en abril. (Foto: gentileza)
La estrategia comercial de la firma fue una de las claves que le permitieron atravesar la pandemia. Toda su producción está diversificada en varios clientes como Trafigura, Raizen, Axion e YPF, y por esto no padecieron tanto la decisión de la petrolera de bandera de suspender las compras en abril.
“Para los meses de valle de precios se tuvieron que usar fondos que estaban destinados a desarrollo y actividad para soportar gastos corrientes que veníamos teniendo como sueldos, pagos a proveedores y de más”, indicó el CFO de la firma, Javier Basso.
Hoy tienen 3 equipos de pulling trabajando de los cuales 2 están en Río Negro y el restante en Mendoza y a pesar de la pandemia mantuvieron sus 6 bloques convencionales operativos. En paralelo, Aconcagua tiene un plan a 6 meses para autogenerarse el 100% de la energía que consumen que hoy está en un 40%.
La compañía opera 12 concesiones en la Cuenca Neuquina y su nivel de producción prepandemia alcanzaba los 300 metros cúbicos de petróleo por día, algo así como 1.800 barriles, y en gas extraían cerca de 1.000.000 de metros cúbicos diarios. Hoy, a más de 5 meses, están en 1.600 barriles y 800.000 m3 de gas.
La firma amplió su cartera de clientes para sobrevivir a la pandemia. (Foto: gentileza)
“Desde el punto de vista de producción no paramos, solamente los pozos que se iban parando los íbamos dejando y en gas se mantuvo. A partir del primero de agosto levantamos un equipo de pulling y en los próximos meses volveremos al 100% de lo que teníamos presupuestado”, indicó el socio fundador y director Comercial de Oilstone, Mauricio Russo, a este medio.
Antes de la pandemia Oilstone era monocliente con YPF y desde abril la firma amplió sus fronteras con otros compradores. Como primera medida, se aseguraron almacenaje para evitar el cierre de pozos que condicione su vida útil. Habilitaron tanques que no tenían en uso y firmaron un acuerdo con Oldelval para almacenar crudo en sus instalaciones.
“Empezamos a desarrollar nuevos clientes, le vendimos a RefiPampa, teníamos un contrato con Axion, a New American Oil (NAO) le vendimos algunas entregas y después metimos más a Oldelval”, precisó Russo.
Al igual que las otras empresas del sector también utilizaron recursos de inversión para salarios. “En empresas chicas como las nuestras, la caja manda, y al no tener una empresa o accionista que te pueda girar, lo primero haces es recortar inversiones para salvar la compañía”, expresó.
La petrolera con activos en Argentina y Colombia no atravesó un escenario distinto al resto de las operadoras de la Cuenca Neuquina. Su producción era de 4.200 barriles equivalentes, cayó un 20% durante los meses que van de pandemia y se prepara para cerrar el año sin ningún pozo perforado.
La compañía opera 6 bloques en la Cuenca Neuquina. (Foto: Gentileza)
“Nosotros tuvimos aportes propios, nuestra casa matriz nos soportó hasta cierto momento. En el pico más fuerte, que fue en abril, nuestra casa matriz nos ayudó a transitarlo, esa fue nuestra clave”, aseguró el vicepresidente y CEO de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, en diálogo con este medio.
Todo lo que estaba asociado a inversiones lo frenaron y los aportes que recibieron fueron destinados para cubrir los gastos fijos y transitar la situación. La empresa solo realizó reparaciones a principio de año y las planeadas para el 2020 se postergaron para el próximo año.
El precio promedio de venta de crudo la compañía osciló entre los 33 y 35 dólares lo que significó que a nivel interanual el precio promedio tuvo una caída de 10 dólares.
“Hoy llegamos a septiembre, donde tenemos un Brent que está debajo de los 40 dólares el barril, tenemos gente en el 223, el sindicato pidiendo recomposición salarial y una producción que declinó y cuando queremos ir a tomar deuda para financiar el desarrollo el mercado argentino está cerrado. El escenario es complejo”, concluyó Bonatto.
La incertidumbre de cuándo se normalizará el mercado es muy grande. Primero que nada porque está atado a una reactivación de la economía en general y, a su vez, eso está directamente vinculado con la vacuna que frene el avance de la pandemia.
En un mes las petroleras se sentarán a discutir los planes de inversión para el 2021, por ahora esperan volver a los niveles previos a la pandemia al cierre del primer trimestre del año, pero nada está confirmado.
