Dilema de industria petrolera: costoso parar y no hay almacenamiento

Ciudad de México (Benoît Pelegrini / AFP / Energía Hoy).- La industria petrolera sigue extrayendo crudo pese al desplome de los precios y la evaporación de la demanda, debido a la parálisis provocada por la pandemia del coronavirus, y hace frente a importantes obstáculos financieros, técnicos y comerciales.

Detener la producción es “costoso ya que algunos trabajos de mantenimiento habituales siguen siendo indispensables” durante el periodo de cierre, explica a la AFP Chris Midgley, de S&P Global Platts.

“Es mejor intentar ralentizar la actividad”, declara a la AFP el director general de una empresa petrolera que pidió conservar el anonimato.

El oro negro, procedente de las arenas bituminosas de Canadá, por ejemplo, que necesita un proceso de calentamiento, puede perderse cuando la refinería se para y se enfría, según Raphaela Hein, analista de JBC Energy.

Los campos rusos situados en zonas donde la perforación solo es posible en invierno, atraviesan restricciones similares, según el analista independiente Peter Zeihan. “En caso de cierre, los pozos se congelan y su reapertura necesita una nueva perforación”, explica en una nota.

La suspensión de un pozo ruso “es mucho más compleja [y costosa] en el aspecto técnico que en Arabia Saudita”, confirma Louise Dickson, de Rystad Energy.

Bjarne Schieldrop, analista de SEB, cita igualmente el caso noruego, donde es frecuente que varios operadores intervengan en un mismo sitio de extracción. Una interrupción necesita un acuerdo común.

– “Nadie quiere cerrar” –

Es un círculo vicioso: ningún productor quiere ser el primero en cerrar el grifo para tratar de salvar cuotas de mercado. Los depósitos de almacenamiento están hasta los topes y agravan la crisis de todo el sector.

En Estados Unidos, primer productor mundial, “nadie quiere cerrar”, afirma Bart Melek, analista de TD Securities, “incluso si es casi seguro que todo el mundo pierde dinero” con los precios actuales, muy bajos.

“Esto es costoso para las compañías petroleras. Están reduciendo dividendos y los gastos de inversión se han desplomado”, añade Melek. Pero estos recortes atañen a los proyectos de producción futura, y la perforación de campos en explotación continúa.

“Algunos factores reguladores también pueden influir en Estados Unidos, donde los operadores corren el riesgo de perder sus contratos cuando dejan de producir”, insiste Heim, preguntado por la AFP, “lo que conduce a estados como Oklahoma a derogar temporalmente esta normativa”.

En el vecino Texas, el órgano de regulación del petróleo debate sobre posibles cuotas de producción que, por un lado apoyarían a los pequeños productores asfixiados financieramente, y por el otro obstaculizarían la libre competencia, topándose con trabas legales.

La Agencia de Información sobre la Energía, que publica semanalmente las cifras de la producción estadounidense, mostró signos de una disminución desde el máximo histórico de mediados de marzo.

– Capear el temporal –

La falta de clientes y la imposibilidad de almacenar el crudo “pesarán más en la producción que las restricciones puramente financieras”, estima Midgley, de S&P Global Platts.

De aquí a entonces, los productores se consuelan con la perspectiva de una reanudación de la actividad económica, a la vista en Asia pero todavía una ilusión en Europa y en Estados Unidos, dos de los lugares más afectados por las estrictas medidas de confinamiento.

Las políticas de los principales bancos centrales, que inyectan billones de dólares, podrán estimular un regreso de la demanda aún más sostenida.

Los precios de los contratos a futuros de los barriles de Brent y de WTI –las dos referencias del crudo en el mundo– más elevados a medida que avanzan las fechas del contrato, incitan a la industria a capear el temporal.

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