Esta semana el mercado internacional petrolero se vio sacudido por la escalada militar en Medio Oriente. Los precios del petróleo aumentaron este viernes a medida que un número cada vez mayor de petroleros desviaron su rumbo desde el Mar Rojo luego de los ataques aéreos y marítimos nocturnos de Estados Unidos y Gran Bretaña contra objetivos hutíes en Yemen en represalia a los ataques a la navegación por parte de este grupo en Yemen.
Los ataques de Estados Unidos y el Reino Unido se desencadenaron en represalia por los ataques de los hutíes viene llevando desde octubre contra buques comerciales en el Mar Rojo, en una muestra de apoyo de los hutíes al grupo palestino Hamás en su lucha contra Israel.
Durante este viernes el Brent había aumentado más de U$S 3/barril, superando los U$S 80/barril, El WTI también había superado los U$S 75/barril. Si bien se esperaba que los desvíos de los petroleros aumenten el costo y el tiempo del transporte del crudo, el impacto en los mercados físicos del petróleo es acotado, hasta ahora, lo que retrotrajo el precio durante la jornada. El desvío de buques por Sudáfrica también aumentará las tarifas de flete a medida que estos buques tomen rutas más largas. El Mar Rojo, una ruta clave entre Europa y Asia, representa alrededor del 15% del tráfico marítimo mundial.
Si el conflicto se extendiera al otro lado de la península arábiga, el mercado petrolero podría reaccionar de manera mucho más significativa.
Esta escalada militar ha alimentado el temor de que la guerra entre Israel y Hamas pueda convertirse en un conflicto más amplio en el Medio Oriente, alterando el suministro de petróleo. Este jueves, Irán capturó al sur del estrecho un petrolero que transportaba crudo iraquí con destino a Turquía. Este viernes, los hutíes también atacaron por error un petrolero que transportaba petróleo ruso en un ataque con misiles frente a Yemen.
Esto impactará directamente en los precios de exportación de petróleo argentino que están referenciadas en el Brent. No olvidemos que las exportaciones de crudo en los primeros 11 meses del 2023 superaron los U$S 3.000 millones. Y desde que se rehabilitó OTASA, en junio hasta noviembre del 2023, las exportaciones a Chile alcanzaron los U$S 486 millones.
Habrá que seguir de cerca, las ventas externas de Medanito que se produce en Neuquén, que en noviembre tuvo un precio promedio de U$S 75/barril para el Medanito exportado y el Brent cotizó U$S 82/barril en promedio ese mes. Mientras que el Medanito en el mercado local se comercializó en promedio a U$S 58,60/barril (a noviembre no se puede ver el traslado al crudo del aumento de los combustibles de los últimos dos meses).
Y volviendo a poner en foco en el mercado local, la producción nacional de crudo en noviembre del 2023 aumentó 13.000 barriles diarios comparado con octubre, finalizando en 666.500 barriles diarios (siendo la mayor producción argentina desde noviembre del 2008), superando por más de 57.300 barriles diarios la producción del año pasado.
A nivel país, la producción de noviembre 2023 registra un aumento sólo en Neuquén, que sigue siendo el principal motor del crecimiento con más de 362.300 barriles diarios (más de 65.600 barriles más que en noviembre del 2022, un 22% de aumento interanual).
Es el mejor registro de Neuquén, superando los 315.000 barriles/día registrados en noviembre de 1997. En noviembre 3 de cada 5 barriles producidos en Argentina fue Medanito.
A nivel país, en noviembre 2023, caben destacar los aumentos interanuales de YPF con 47.100 barriles diarios, Petrolera Aconcagua (con las áreas convencionales compradas a Vista) con 6.300 barriles diarios y Total con 3.100 barriles diarios, fueron las principales operadoras que han impulsado la producción al compararlo con noviembre 2022.
Al compararlo con octubre, la producción de petróleo no convencional aumentó unos 15.600 barriles diarios, pero el convencional cayó -2.600 barriles diarios (noviembre finalizó con 344.800 barriles diarios de no convencional vs 321.700 barriles diarios de convencional). Desde octubre 2023 la producción de petróleo no convencional en Argentina supera al convencional.
Con respecto a la región con mejor performance de producción, La Pampa, Neuquén y Río Negro, alcanzó una producción de 395.500 barriles diarios de crudo, lo que equivale al 59% de la producción de petróleo del país. Cabe destacar que en noviembre 2023 el 94% de la producción de petróleo de Neuquén correspondió a no convencional. Y en Río Negro el no convencional ya representa casi el 10% de su producción de crudo y en Salta el 7%.
Al comparar la producción de noviembre 2023 con noviembre 2022, las concesiones con mayor crecimiento del país, las 5 están en Neuquén:
- Amarga Chica (YPF – Petronas) + 21.600 barriles diarios
- Bandurria Sur (YPF – Equinor&Shell) + 18.800 barriles diarios
- Aguada del Chañar (YPF) + 7.500 barriles diarios
- Bajada del Palo Oeste (Vista) + 7.100 barriles diarios
- La Escalonada (Total) + 4.100 barriles diarios
Loma Campana y la Amarga Chica obtuvieron los beneficios de libre disponibilidad del 20% de su producción (Decreto 929/2013). Desde agosto 2022, Loma Campana se convirtió en la concesión con mayor producción de petróleo en Argentina, superando a Anticlinal Grande-Cerro Dragón. En noviembre 2023 Loma Campana produjo 78.000 barriles diarios.
En el otro extremo se destacan 3 concesiones, con -2.700 barriles diarios Sierras Blancas (Shell-Neuquén), El Tordillo (Tecpetrol-Chubut) con -2.400 barriles diarios y Bajada de Añelo (Shell-Neuquén) que no declara producción ni de petróleo ni de gas desde enero 2023 (a pesar de tener prevista este año una inversión de U$S 140 millones en Baterías y Plantas de Deshidratación y/o Desalado y otros U$S 57 millones en pozos productores de gas).
Por último, la cotización internacional del gas y el GNL del jueves de esta semana fue, en el caso del GNL, el precio al contado para febrero en el noreste de Asia continuo en caída cerrando a U$S 10,10/MMBtu, debido a los altos niveles de almacenamiento de GNL en el noreste de Asia. En Japón, el segundo importador mundial de GNL, el Ministerio de Economía, Comercio e Industria informaba que los stocks de GNL de las principales empresas eléctricas de Japón se encontraban un 24% por encima del promedio de enero de los últimos 5 años. Y Corea del Sur, el tercer mayor importador de GNL, con un stock 27% mayor que el de diciembre del 2022.
Al igual que en Europa, el TTF cayó 80 centavos a U$S 9,90/MMbtu, con un diferencial de U$S 0,80 con respecto al precio en las terminales de GNL europeas. A pesar del clima frío en Europa, los precios del gas natural continuaron cayendo, ya que se estima que la ola de frío terminará pronto y siguen manteniendo altos niveles de almacenamiento de gas para esta época del año, adecuados para satisfacer el resto de lo queda de demanda invernal (hemisferio norte).
La semana que viene seguimos con el mercado internacional y local del gas natural y el GNL.
