Petroleras, tocando fondo y en modo supervivencia

El agujero negro para la industria petrolera comenzará a hacerse más evidente a partir del segundo trimestre de 2020 y continuará hasta que se estabilice el mercado, luego de que la guerra de precios entre Rusia y Arabia Saudita, y el COVID-19 permitan la recuperación de la economía y una subida en el consumo.

El agujero negro para la industria petrolera comenzará a hacerse más evidente a partir del segundo trimestre de 2020 y continuará hasta que se estabilice el mercado, luego de que la guerra de precios entre Rusia y Arabia Saudita, y el COVID-19 permitan la recuperación de la economía y una subida en el consumo.

El sector petrolero está envuelto en una crisis, que a su vez está rodeada por otra crisis. En este escenario, la primera decisión tomada es cerrar los campos y pozos que se han tornado inviables con el actual nivel de cotización del crudo en el mercado internacional.

El viernes pasado, el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) publicó los datos de exportaciones para marzo de este año, que mostraron una importante caída de 28,5 %, que está vinculada principalmente a la baja en las ventas internacionales de combustibles y productos de las industrias extractivas. De acuerdo con los datos del DANE, de los grupos de productos analizados, este fue el único renglón que registró una variación negativa (-52 %).

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Con los precios actuales del Brent, bordeando los US$20 por barril, no es descabellado pensar que algunas empresas medianas y pequeñas consideren la bancarrota. Aunque Ecopetrol y otro puñado de petroleras con actividad exploratoria y de producción en el país están todavía lejos de estos terrenos.

Un Brent por debajo de un rango entre US$40 y US$45 por barril, durante este año, pone en riesgo la producción de unos 35.000 barriles diarios. Si la producción cayera en estos niveles a partir de abril, y teniendo en cuenta que en marzo ya se reportó un recorte de 11.000 barriles día, la producción promedio de 2020 sería de 850.000 barriles diarios, según análisis de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). Como consecuencia de estos dos factores, “se estima que 11 campos y 45 pozos fueron cerrados”, sostiene el gremio petrolero.

Pero no se descarta la presencia de un panorama más aciago. Según el gremio petrolero, si el Brent registra una caída sostenida durante todo este año por debajo de US$25 por barril, la menor producción del país sería de 100.000 barriles, “resultado del cierre de por lo menos entre 25 y 30 campos y 390 pozos”, sin contar con cifras de Ecopetrol.

Empresas como Gran Tierra Energy, Chevron, Frontera Energy, Chevron, Geopark Colombia, Occidental de Colombia, Mansarovar Energy, Parex Resources, Cepsa Colombia, Perenco, ONGC Videsh y Vetra, entre otras, con importante presencia en la producción de hidrocarburos, han dejado ver las intenciones de efectuar drásticos recortes en sus presupuestos.

Hasta el año pasado, el panorama contractual en el sector petrolero mostraba 65 contratos firmados por Ecopetrol: 50 de exploración y producción, 14 firmados por Hocol y uno con Equion. La canadiense Frontera Energy aparecía con 15; Parex Resources, con 10; Gran Tierra Colombia, con 6 y Cepsa Colombia, con 5, por mencionar algunos de los jugadores en este escenario.

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Los efectos de la tormenta perfecta en el sector se manifiestan de esta forma, según Gary Guidry, presidente de Gran Tierra (citado a través de un comunicado): “Hemos reducido las actividades operativas y nuestro programa de capital. Estamos revisando nuestro presupuesto de capital 2020 para un rango de mantenimiento de US$60 a US$80 millones y estamos implementando reducciones en los costos operativos, gastos generales y administrativos”.

Muchas compañías han optado por adquirir deuda para atenuar los días difíciles. Lo han hecho las grandes multinacionales petroleras como Exxon, BP, Shell. Ecopetrol no se ha quedado atrás en este campo y recientemente concretó la emisión de bonos de deuda pública externa en el mercado internacional por US$2.000 millones.

Es probable que la petrolera colombiana esté evaluando los costos de operación de algunos pozos para tomar la decisión de cerrar por lo menos 200, que no son rentables. Sobre campos, todos los que tiene a día de hoy le son beneficiosos con el precio promedio que el crudo tiene actualmente.

A principios de año, Ecopetrol señaló que requiere un precio promedio del Brent de US$ 29,9 por barril para dar utilidades. Aunque en los últimos días el precio ha rondado los US$ 20, el promedio en lo corrido del año está en US$ 45.

El plan de inversiones de la petrolera colombiana para este año fue recortado en US$1.200 millones y se ubicó en un nuevo rango de entre US$3.300 y US$4.300 millones. “Se siguen evaluando los escenarios para definir si son necesarios ajustes adicionales”, dice la empresa.

Gran Tierra destacó que se enfoca en evaluar rigurosamente la economía del proyecto y no desplegará capital si los precios no respaldan suficientes retornos. Un punto a favor de las compañías petroleras con sede en Estados Unidos o Canadá, que les ha ayudado a aliviar la carga financiera, es la depreciación del peso, que ha disminuido en poco más de 15 % frente al dólar.

Los directivos de la estadounidense Chevron consideran que “si bien las fluctuaciones en el precio internacional de los hidrocarburos efectivamente afectan los mercados, el gas natural durante los últimos años ha mostrado una baja correlación con los precios de comercialización del crudo”; la compañía concentra sus actividades de producción de hidrocarburos en la extracción de gas natural en La Guajira.

Insiste Chevron que “en este momento nuestras actividades comerciales en el país no se ven directamente afectadas por la crisis internacional de los precios del petróleo, pero en el mediano y largo plazo, de llegar a mantenerse la tendencia de bajas cotizaciones, esta situación podría revertirse y tener un efecto directo en los planes de evaluación e inversión de la compañía en otros proyectos en el país”.

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Jorge Linero, presidente de Gas de Canacol Energy, admitió que las empresas productoras de gas están viviendo un tema coyuntural por la cuarentena derivada de la expansión del COVID-19, y que el impacto en el sector será producto de las medidas que tome el Gobierno, las que esperan no debiliten a las compañías.

Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), señaló que se ha permitido la flexibilización contractual con ampliación de plazos en todas las etapas de exploración, lo mismo que en la vigencia de las garantías y en sus porcentajes.

Como resultado de estas decisiones se han presentado solicitudes en las reducciones de garantías por US$55 millones. Este es un alivio muy importante para que las petroleras puedan liberar efectivo para continuar con las operaciones y evitar que suspendan esas actividades, que sería el peor de los escenarios, dijo Zamora.

Igualmente, se han registrado dos solicitudes de traslado de 800 kilómetros de sísmica por US$20 millones y 12 peticiones para extender plazos de 14 pozos por US$135 millones y aplazamiento de inversiones en desarrollos por US$10 millones. “Son inversiones que esperamos sean realizadas en períodos posteriores y no aplazadas”, destacó el presidente de la ANH.

Orlando Cabrales, presidente de Naturgás, considera que “es necesario que el país trabaje en mejorar la competitividad de su industria, pues aún es muy costoso operar en el país”.

Para el primer trimestre de 2020 se proyectaba explorar uno de dos pozos costa afuera, pero el recrudecimiento de la crisis y el alargue en las medidas de aislamiento por el COVID-19 obligaron a suspender las inversiones. En total, las inversiones costa afuera estaban presupuestadas entre US$250 y US$260 millones.