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Petróleo, pandemia y cambio climático


El impacto global que ha tenido la pandemia COVID 19 sobre la industria petrolera en 2020 ha sido devastador. Durante el primer semestre del año la demanda de productos petroleros casi desapareció, con una velocidad muy superior a la reacción de la oferta, generando importantes excedentes de crudo y productos que debieron ser almacenados saturando las instalaciones existentes.

La demanda global de petróleo cayó en 2020 a 91 millones de barriles/día, un 10% menor que el año anteriory los precios se derrumbaron. El precio promedio para el WTI en 2020 fue de 39,55 u$s/barril y del Brent de 43,33 u$s/barril1.

La Agencia Internacional de Energía2 proyecta que recién en 2023 se recuperarían los niveles de demanda de 2019, y que tanto las trayectorias de la demanda petrolera como del PBI no recuperarán los niveles pre-COVID.

Este comportamiento del mercado internacional de petróleo obligó a un conjunto de países productores (liderados por Arabia Saudita y Rusia en la OPEP+) decidieran un inédito corte de la producción de10 millones de barriles/día en septiembre, que continua hasta el día de hoy, para permitir la recuperación de los precios quese ubican transitoriamente en los 60 u$s/barril. En Estados Unidos la producción de shaleoil se redujo además casi en 2 millones de barriles/día.

Pero la pandemia y el confinamiento global revelaron la segunda dimensión de este fenómeno, y es que se puso en evidencia el problema ambiental, y los compromisos de reducción de las emisiones de gases de efectos invernadero, causa principal del cambio climático.

Es en este contexto que el informe mencionado (IEA, 2021) traza como escenarios futuros para la industria petrolera uno posible, pero poco probable, que consiste en la recuperación de la demanda a 102 millones de barriles/día en 2026. El segundo escenario es el más probable y tiene en cuenta un proceso de desarrollo sostenible (IEA, WEO 202) en el cual la demanda de petróleo en 2030 sería de 86 millones de barriles/día, disminuyendo como consecuencia de los compromisos asumidos por los países en los Acuerdos de Paris para reducir sus emisiones de CO2. Sin embargo, este escenario es insuficiente para limitar el aumento de la temperatura media en 1, 5º C en 2050. Finalmente, un tercer escenario, ambicioso, tiene como objetivo emisiones netas cero en 2050 (Net Zero Emissions 2050), en el cual en 2030 la demanda de petróleo seria de 65 millones de barriles/día.

A nadie se le escapa que los dos últimos escenarios de reducción de demanda producirán una gran presión a la baja sobre los precios, y los países productores tendrán una feroz competencia para colocar en los mercados los crudos de menor costo, con gran ventaja para la producción en Medio Oriente y Rusia, y la amenaza hacia los productores con reservas de alto costo de producción, sobre todo el shale y el off shore profundo.

En este contexto, ¿qué pasó en la Argentina? Como en el resto del mundo, caída de producción, paralización de la actividad en yacimientos, pero, con carácter específico,se mantuvo la permanente lucha por lograr precios que permitan que la industria sobreviva en este contexto, ya sea a través de subsidios o fijación de precios fuera del mercado3. El proyecto Vaca Muerta, ante la incertidumbre por el comportamiento de los mercados internacionales, presenta grandes dificultades para encontrar su lugar. Con precios promedio de 50 u$s/barril para el crudo y menos de 3 u$s/Mbtu en boca de pozo, el proyecto exportador de Vaca Muerta no es viable4, por lo que parece imprescindible replantearlo.

En el último Informe de Tendencias del IAE5 se registra que la caída en la producción total de petróleo y gas natural fue en 2020 del 6,8% en el primer caso y del 10,8% en el segundo caso, en términos interanuales. Las operaciones en Vaca Muerta se detuvieron totalmente en abril, y si bien pareciera que se van recuperando a niveles pre pandemia, estrían consumiendo stocks con fracturasen completando los pozos llamados DUC (drilled butun completed wells), pero no se están perforando nuevos pozos verticales, por lo que la producción en el mediano plazo seguiría cayendo.

Un reciente estudio (Drucaroff, Farina, Rivas, CIPPEC 2021) muestra que la producción de hidrocarburos no convencionales, tanto para la alimentación de centrales térmicas como para su uso en combustibles o para su transformación en la industria petroquímica, representa la masa de recursos energéticos de mayor potencial para nuestro país, con una cadena de valor de alto potencial de crecimiento6.En este contexto, proponen desarrollar un plan industrial para la inversión en centrales de generación eléctrica de ciclo combinado que tendrán una preeminencia considerable en su participación energética en las próximas décadas, junto con la energía eólica, y donde el gas de Vaca Muerta juega un papel central, promoviendo la generación de empleo y la continuidad de empresas proveedoras de servicios con alta capacidad técnica.


1Oil Energy Intelligence.
2International Energy Agency; Oil 2021, Analysis and Forecast to 2026.
3La Argentina destinó 125.000 millones de u$s a subsidios a la energía entre 2010 y 2020 y acumuló un déficit comercial de 35.000 millones de u$s, transformando a la energía en una verdadera pesadilla para la política económica nacional (ver Informe de Hidrocarburos 2020, IAE).
4Rabinovich, Gerardo: “Petrole et gaz de schiste en Argentine: le cas de Vaca Muerta“, Revue de l’EnergieNº 53, Noviembre-DIciembre 2020.
5Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, Informe de Tendencias Marzo 2021, y Rojo, Julian: Informe de Hidrocarburos 2020, Departamento Técnico del IAE, 2021, www.iae.org.ar
6Drucaroff, Sergio; Farina, Paulo, Rivas, Diego: “Oportunidades y desafíos para el desarrollo productivo en el marco de la transición energética argentina”, Documento de Trabajo #199, CIPPEC, Buenos Aires, diciembre 2020.



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