La caída del consumo del petróleo en todo el mundo generó una sobreabundancia de oferta que los productores no saben donde colocar. Esto derivó en una caída abrupta del precio y en un aumento proporcional en la demanda de tanques de almacenaje, que hizo disparar los valores de alquiler de buques de carga.
La Argentina no tiene capacidad de almacenamiento, ya que su infraestructura está adaptada para el transporte y la exportación. Además, en los últimos años, el consumo fue mayor a la oferta, por lo cual no había excedente para almacenar. Recién el año pasado, el país volvió a tener una balanza energética casi en equilibrio. Pero esta situación inédita de freno de la actividad y caída del consumo generó una necesidad sin precedente de almacenar el crudo.
En la industria, el principal lugar de almacenaje son las plantas de tratamiento de productos procesados que tienen las refinadoras YPF, Raízen (opera las estaciones de servicio de Shell), Axion y Trafigura (Puma Energy). Por lo general, la capacidad de almacenamiento alcanza para el procesamiento de crudo de 15 a 20 días.
Cuando las refinerías están al tope de su capacidad disminuyen su compra de petróleo, exportan parte de lo procesado y almacenan otro poco en buques de carga. Se calcula que actualmente hay amarrados cinco barcos de los llamados Panamax, con una capacidad de almacenaje de 500.000 barriles.
En un contexto de normalidad, las negociaciones con el armador (quien tiene la concesión del buque) se establecen con base en el transporte de combustible de un puerto a otro; por ejemplo, del sur argentino a Bahía Blanca, donde están los oleoductos que transportan el crudo a las distintas refinerías en La Plata, Dock Sud y Campana. Sin embargo, en esta situación, las empresas negocian contratos de largo plazo para que el buque almacene el crudo por un plazo mínimo de seis meses.
Por la mayor demanda, en el último mes, el precio de alquiler aumentó de US$30.000 a US$55.000 por día para los buques que almacenan hasta 500.000 barriles (US$0,11 por barril). Hace cuatro meses, de hecho, el mercado estaba invertido, es decir, el consumo era mayor a la oferta, y el costo del almacenamiento era nulo porque directamente no había demanda por este servicio.
Las empresas que tienen contratos con estos buques son Raízen, Pluspetrol, Trafigura y Vista (comparten uno) e YPF, que tiene dos, luego de que fracasara el intento de exportar petróleo medanito -el que se extrae en Vaca Muerta-, porque no era económicamente viable con precios internacionales tan bajos y un tipo de crudo poco conocido en el exterior.
A la Argentina no llegan los buques de carga VLCC, que son los más grande del mundo con una capacidad para transportar 2 millones de barriles y un costo actual de US$140.000 por día (US$0,07 por barril). Le siguen en tamaño los Suezmax, con capacidad de almacenamiento de un millón de barriles, y los LR2, con 750.000 barriles. Para poner en perspectiva, antes de la crisis, la Argentina producía 540.000 barriles por día, que abastecían prácticamente todo el consumo interno, y la oferta mundial eran 100 millones de barriles diarios (hoy cayó a 70 millones).
«El precio de los VLCC aumentó 625%, los Suezmax subieron 238% y los LR2 aumentaron un 345%. Estos buques tanqueros tienen costos operativos y financieros fijos de alrededor de entre US$14.000 y US$20.000 por día, dependiendo del tipo de activo y el apalancamiento específico. Por lo tanto, los flujos de efectivo reales están más cerca de US$30 millones para VLCC, US$10 millones para Suezmax y casi US$15 millones para LR2s», explica una nota de J Mintzmyer, especialista en mercado marítimo, en Seeking Alpha.
«Esto significa que un VLCC en este mercado puede ganar más flujo de efectivo en una sola ruta de 60 y 80 días, que en casi cinco años de operaciones normales», agrega el artículo.
Cerrar pozos, la última opción
Otras alternativas para almacenar el crudo son los frac tanks, que son parecidos a los contenedores y tiene la misma capacidad de almacenaje que un camión de combustible; es decir, entre 25.000 y 30.000 litros, aunque se utilizan de forma temporal, ya que son muy chicos en relación con la producción total.
Sin embargo, no todos los tipos de petróleo son fácil de almacenar por tanto tiempo. Por ejemplo, los más pesados y viscosos, como el escalante que se extrae del Golfo de San Jorge, si se deja quieto mucho tiempo en un tanque a bajas temperaturas (como sucederá en el invierno), se puede poner duro y después es difícil de sacar de la planta de almacenamiento.
Una vez que todas estas alternativas de acopio son abordadas, el último eslabón del sector es cerrar los pozos de producción. Es la decisión más costosa para las operadoras porque, si bien varía por yacimiento y tipo de pozo, una vez que se corta el flujo, luego pueden haber problemas geológicos que hacen que ese pozo no vuelva a tener la misma productividad.
Si bien a partir de mayo se espera un leve crecimiento de la demanda, por la flexibilización de la cuarentena, en la industria ya anticipan una menor actividad en los campos petroleros, debido a que no hay más lugar de almacenaje y a que las exportaciones no son posibles con precios del Brent en torno a los US$20, a los cuales hay que restarle las retenciones y el costo logístico.
«La tendencia es que el precio de los buques seguirá subiendo hasta que no se contenga el virus y la demanda no repunte. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció una caída de la oferta para los próximos meses, pero igualmente los barcos ya están todos llenos», indicó un analista del sector.
Fuente: La Nación
