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Empresas de servicio reducen salarios y ofrecen retiros voluntarios. También se registraron suspensiones.

Salarios en cuotas, programa de retiros voluntarios, suspensiones y reducción de haberes son algunas de las medidas que comenzaron a aplicar y a ofrecer a sus empleados varias empresas vinculadas al sector energético, comenta RioNegro.

La semana que pasó dejó más malas noticias que alivios para los trabajadores de la industria del petróleo y gas. Desde el sindicato de Petroleros Privados aseguraron que más de 5.000 trabajadores cobraron sus haberes de marzo en cuotas. “La falta de caja” es el argumento que señalaron las compañías servicios involucradas.

Algunas empresas de servicios quedaron en el eje huracán como EDVSA, Schlumberger, Geoservices y Cameron. El lunes se filtró un documento interno que circuló en la empresa especialista de ingeniería, obras y mantenimiento de superficie en yacimientos, EDVSA, en el que se les comunicó a algunos trabajadores un programa de suspensiones de hasta 6 meses y reducción de sueldos de un 85 por ciento.

La firma argumentó que lo se buscaba era “minimizar el impacto” de la caída en la actividad en el nivel de empleo. En primer lugar, se apuntó contra las operadoras por no tener actividad, sin embargo, la compañía no solo notificó a personal de campo, sino también administrativo.

En diálogo con este medio, uno de los empleados de la empresa que fue notificado detalló que, además de los suspendidos, hay un grupo que seguirá operando con reducción de horario y salario, mientras que los que estaban en período de prueba fueron desvinculados.

En números

100%adicional sobre el monto de la indemnización por antigüedad es lo que ofreció SLB a quienes apliquen al retiro voluntario.

En noviembre del año pasado, Schlumberger abrió un programa de retiros voluntarios exclusivo para la Cuenca Neuquina. Ocurrió meses antes de vender el porcentaje de participación en la operación que tenía en un área de Vaca Muerta.

El martes, la empresa de servicios especiales más grande del mundo, junto con Cameron y Geoservicies abrieron otro programa de retiros voluntarios, con la diferencia que esta vez fue a nivel país.

La otra gran diferencia fue que aquella vez ofrecieron un 30 por ciento adicional a la liquidación final y la antigüedad. Esta vez la oferta fue un 100 por ciento adicional para quienes accedan al programa. Un claro ejemplo que para las empresas es más económico pagar indemnizaciones altas a que mantener operarios.

Según trascendió, Halliburton, otra de las gigantes empresas de servicios petroleros, comenzará con un plan de reducción similar en todos los países donde tiene operaciones y Argentina podría estar incluida.

La última vez que el petróleo cotizó tan bajo, en 2016, las empresas petroleras de Estados Unidos entraron en un modo de supervivencia, recortando costos, recortando trabajos y optimizando los procesos de perforación. Esta vez, no queda mucho por cortar.

Cuando los precios del crudo bajaron en 2014-2016, ocurrió gradualmente, esta vez se está presentando en cuestión de semanas y su desenlace podría ser más destructivo. Según predicciones de IHS Markit, se espera que el exceso de petróleo sea de 2 a 4 veces mayor que en 2015-2016. Incluso algunos analistas creen que esta sería la disminución más dramática de la historia.

Según Bloomberg, el jefe de fondos de cobertura Pierre Andurand, “esta pandemia global es algo que el mundo no ha presenciado desde 1918”. Por otro lado, Trafigura, uno de los mayores comerciantes independientes de petróleo en el mundo, incluso espera que el consumo de petróleo caiga unos 10 millones de barriles por día hasta mayo, lo que refleja una caída del 10% en la demanda global total, lo que significa un escenario fatalista para el mercado del petróleo.

La drástica reducción de costos se reflejaría, según Morgan Stanley, en que la mayoría de las empresas revisarán su orientación presupuestaria a la baja aproximadamente un 25%, mientras que Matt Johnson, director ejecutivo de Primary Vision, dice que el gasto en exploración y producción podría reducirse un 40% antes de fin de año.

No sólo las operaciones de perforación actuales ha sido las damnificadas, también se han visto afectados proyectos a largo plazo o en curso. Es poco probable que megaproyectos tengan luz verde. Kallanish Energy informó que los proyectos térmicos Lloydminister de Husky Enerfy “han sido pausados y serán reconsiderados a medida que mejores las condiciones del mercado”, pero no sólo se ha visto suspendido ese proyecto, sino que Husky ha hecho lo mismo con proyectos en la costa de China y el desarrollo en Indonesia del campo de gas natural MDA-MBH.

El derrumbe del precio de las acciones en la bolsa es muy fuerte. En el mundo se registra un clima de fuerte incertidumbre y el 90 por ciento de las firmas argentinas que operan en el mercado de Nueva York pierden capitalización bursátil en 2020.

La empresa que lidera la lista es YPF con un retroceso de 33 por ciento. La acción cerró el viernes a 7,30 dólares por papel. Es el valor más bajo de su historia. En la crisis de 2001 la compañía llegó a ofrecerse a 9 dólares y en el proceso de recuperación estatal en 2012 a 10. La petrolera había marcado un pico de cotización en 68 dólares por acción a finales de 2005.

La caída del precio internacional del petróleo en las últimas semanas es uno de los motivos que permite explicar esa floja performance. La brasileña Petrobras también perdió capitalización bursátil este año pero se mantiene lejos de sus mínimos. Esto implica que la situación de la petrolera argentina no puede vincularse únicamente a la baja en el valor del crudo. Los balances entregados a la bolsa el jueves pasado lo dejan claro: la firma registró una pérdida de 33 mil millones de pesos en 2019, equivalente a 500 millones de dólares.

El informe que envió la petrolera a la Comisión Nacional de Valores tiene datos precisos para poder entender el deterioro productivo de la empresa en los últimos años. Las estadísticas de este informe no son sólo financieras sino que tiene un resumen de las variables físicas (o sea datos de la operación medidos en cantidades). En la página 34 del documento aparece uno de cuadros más relevantes con el título de Principales Magnitudes.

El cuadro muestra la situación de estancamiento en los pozos de petróleo en 2019. Entre los resultados se destaca que la producción de crudo fue 400 mil barriles menos respecto de la de 2018 y que las caídas se replicaron en la producción de gas y gas licuado natural. Los productos refinados para consumo del mercado interno como los despachos de gasoil fueron otro de los reglones en los que se computaron disminuciones de las cantidades ofrecidas. Lo mismo ocurrió con la venta de productos químicos como metanol.

Los indicadores de la empresa en el plano financiero tampoco fueron buenos. El balance consolidado al cierre del año pasado muestra que la deuda de la petrolera en concepto de préstamos se elevó de 270 a 419 mil millones de pesos entre 2018 y 2019. Estas cifras están incluidas dentro del pasivo no corriente de la compañía. A su vez los préstamos computados en el pasivo corriente se elevaron de 64 a 107 mil millones de pesos.

La petrolera en los últimos años no escapó a las lógicas de endeudamiento de la economía y buena parte de sus pasivos se encuentran en moneda extranjera. Las estimaciones del mercado indican que tanto en 2020 como en 2021 deberán desembolsarse más de 1000 millones de dólares por año para cumplir con los vencimientos de deuda con acreedores privados. La cifra resulta elevada para una empresa con capitalización bursátil menor a los 3000 millones de dólares y en la que deben reactivarse proyectos claves como el de la explotación del shale.

La tarea de recuperar el equilibrio tanto productivo como financiero de la empresa para los próximos años no parece sencilla. Pero tiene que ser una de las apuestas estratégicas de la economía para garantizar no sólo el autoabastecimiento en materia de energía sino una nueva fuente de exportaciones y generación de divisas. Esto debe escapar a las lógicas de especulación del mercado con los activos argentinos. Se trata de una de las prioridades de la política económica en la que no puede importar si la acción cuesta 8, 15 o 25 dólares.

La petrolera YPF planea invertir en 2020 alrededor de US$ 2.800 millones, una cifra que representa una merma de 20% respecto al año anterior, debido a los inconvenientes que la compañía y el sector enfrentaron en 2019.

Además, la petrolera tiene un cronograma de vencimientos para los próximos doce meses por un monto estimado en US$ 1.500 millones, que buscará refinanciar.

Así se desprende del presupuesto elaborado por la compañía para este año, que su CEO, Daniel González, se encargó de transmitir a los inversores a través de una teleconferencia realizada el viernes último.

Allí, el directivo dijo que YPF cuenta con “un plan consistente y realista para 2020” que permitirá sortear los problemas que la petrolera afrontó en 2019 a raíz de la situación macroeconómica, la caída de los precios del gas y las regulaciones del sector.

La realidad ya era anticipada por los directivos de la petrolera desde septiembre, cuando comenzaba a preverse la necesidad de una reducción de su actividad de 2020, en particular, por efecto del congelamiento de precios y por las dificultades de financiamiento que impone la coyuntura en el país.

Esa mirada hoy se concreta con el anuncio de que YPF invertirá este año en sus operaciones alrededor de US$ 2.800 millones -US$ 700 millones menos que en 2019-, de los cuales US$ 1.800 millones se concentrarán en tres áreas de la ventana de oil de Vaca Muerta: Loma Campana, Amarga Chica y Bandurria Sur.

“Pondremos el enfoque en acelerar los desarrollos de shale oil desde el núcleo central con 101 nuevos pozos, una producción bruta de 155 kboe/d de petróleo y 11 equipos de perforación” planteó González a los inversores.

Según los números que manejan en YPF, la producción de crudo en 2020 crecerá 2% mientras que la de gas caerá 8%.

Durante el contacto con los inversores, González dijo que “este año tendremos un nivel de actividad más bajo en el ‘upstream’”, y aclaró que la empresa hará “foco en el desarrollo del shail oil mientras toma un ´wait and see´ (esperar y ver) para analizar los proyectos de gas natural hasta que este mercado se estabilice y empiece a crecer nuevamente”.

La idea de la empresa es “estar preparados para reaccionar rápidamente cuando las condiciones mejoren y crezcan pronto” tanto en materia de precios como de demanda.

YPF, en los resultados del último trimestre de 2019 enviado a la Bolsa el jueves pasado,

informó una pérdida operativa superior a los $ 33.000 millones; una reducción en la producción de hidrocarburos de 3%.

Además del congelamiento de los precios dispuesto por el gobierno de Mauricio Macri en agosto por un plazo de 90 días, el mercado del gas también marcó fuertemente el rojo operativo de 2019, con una menor demanda que obligó a ralentizar la producción de pozos y por la caída de precios de US$ 4,5 por mbtu que promedió en 2018 a US$ 3,6.

Sumado a la necesidad de financiamiento que enfrenta la petrolera, en un contexto más que complejo de deuda soberana y corporativa, YPF tiene la decisión de ‘rollovear’ o refinanciar compromisos por US$ 1.557 millones para 2020.

El acercamiento de nuevos socios estratégicos para las áreas que tiene titularidad en Vaca Muerta es la clave para atraer los dólares que Vaca Muerta e YPF necesitan, y esa será la continuidad de una estrategia ya comprobada con las alianzas con Chevrón, Exxon, Total, Equinor, Petronas, entre grandes jugadores internacionales.

La caída internacional de precios por el efecto del coronavirus en la economía global también aporta complejidad al panorama local, ya que con un ‘brent’ a US$ 45 el barril -y en tendencia descendente- anticipa que se viene “un año de menos exploración e investigación”, según estimó González.

No obstante, la empresa logró significativas mejoras en su ‘break even’ -o precio de equilibrio por pozo-, respecto de lo cual, dentro de la posibilidad de controlar el precio del ‘commodity’, se destaca una combinación del incremento de la productividad y una reducción en el capex que YPF encabeza en Vaca Muerta.

La petrolera también ratificó su apuesta a los recursos convencionales, y la inversión que lleva adelante en recuperación secundaria y terciaria con el desarrollo de 10 plantas de inyección de polímeros que permitirá sacar provecho de los pozos maduros.

“La compañía se desenvolvió durante 2019 en muy difíciles circunstancias pero tenemos un plan consistente y realista para 2020”, fue el mensaje final que transmitió el CEO de la petrolera a los inversores.

Hubo un solo veto en la ley de Solidaridad y Reactivación Productiva que se promulgó esta tarde y tiene que ver con las regalías que pagan los productores de hidrocarburos. En la ley que sancionó el Congreso, las empresas productoras debían pagarle regalías a las provincias por el monto total del valor de crudo, cuando, en realidad, la ley de hidrocarburos fija que las regalías se pagan en base al monto neto que perciben los productores; es decir, luego de descontar el valor que retiene el Estado por derechos de exportación.

Cuando el proyecto entró en el Congreso, se agregó en el artículo 52 del capítulo V que «en ningún caso el derecho de exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras».

Pero el Poder Ejecutivo lo vetó considerando que «con la limitación introducida se desvirtúa tanto el método de cálculo basado en el precio real obtenido por el productor en sus operaciones de comercialización en el mercado externo, como la finalidad de no afectación de las inversiones en la explotación y producción hidrocarburíferas, habida cuenta que el resultado de dicha incorporación incrementa el monto real de las regalías hidrocarburíferas, lo que lleva al encarecimiento del valor de las exportaciones para las operaciones de comercio exterior y de los costos de extracción y producción para las operaciones en el mercado interno».

«Se eliminó la doble imposición a las empresas, que podía acarrear un conflicto judicial y podía hacer que las empresas trasladaran ese sobrecosto a las refinerías. Esto hubiera generado una presión mayor sobre el precio del combustible en surtidor», explicaron en otras palabras en el Gobierno.

Con la ley promulgada, los hidrocarburos deberán pagar un 8% de retenciones. Esto fue un guiño del Gobierno al sector, que las bajó del 12% que se había dispuesto antes. Si bien la Argentina todavía no exporta grandes volúmenes de petróleo y gas, la doble imposición hubiera desincentivado la producción.

«La expectativa del Gobierno es tener un saldo exportable, y esta ley iba a ir en contra de ese objetivo, porque le ponía un cargo adicional. Además iba en contra de la propia ley de hidrocarburos», indicaron en una petrolera.

La idea de agregar ese apartado fue del diputado de Tierra del Fuego Federico Frigerio. «Cómo fueguino es muy importante velar por la no afectación de la recaudación de regalías de mi provincia y de todas las provincias hidrocarburiferas, es por esto que quiero proponer incorporar la modificación que garantice que en ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras». La propuesta de Frigerio fue aprobada unánimemente por el Frente de Todos, según dijeron en su entorno el viernes pasado, luego de aprobarse la media sanción en Diputados.

Los productores pagan entre 12% y 15% de regalías a las provincias, dependiendo si la producción es convencional o no convencional (como la que hay en Vaca Muerta), señaló Clarín.

Un gerente petrolero de Chile, que trabaja en la la filial argentina de ENAP, compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, recibió una denuncia tras haber manifestado insultos xenófobos a los trabajadores argentinos del yacimiento.

El gerente de la empresa petrolera ENAP SIPETROL recibió una denuncia tras haber manifestado insultaos xenófobos a los trabajadores argentinos del yacimiento, siendo éste de nacionalidad chilena.

El hecho sucedió el pasado 8 de marzo del corriente año en el comedor de BRM, según indicó a La Opinión Austral, el delegado de Pecom del Sindicato de Petróleo y Gas Privados, Daniel Bark.

«Nos insultó, nos dijo ‘argentinos de mierda, con razón tienen el país que tienen», detalló el trabajador sobre los dichos de la máxima autoridad del yacimiento, Alberto Damianovic. Bark fue el que radicó la denuncia ante el Comité de Ética, «no como delegado sino como un ciudadano argentino», indicó.

Tras el correspondiente proceso investigativo, que consistió en entrevistas con los denunciantes, terceros, y el denunciado en cuestión, el Comité de ENAP SIPETROL Argentina resolvió realizar un apercibimiento verbal «con la finalidad de que este tipo de hechos no vuelva a repetirse en el futuro», considerando que sigue desarrollando su cargo en la empresa, además de solicitarle que ofrezca un pedido de disculpas público en el mismo comedor donde ocurrió el hecho.

Sin embargo, para Bark la resolución no fue lo suficientemente severa para Damianovic, teniendo en cuenta que seguirá siendo quien esté a cargo de los trabajadores: «Es una vergüenza», señaló ADN SUR.

La acciones fueron mayoritariamente suscriptas por sauditas. Grandes inversores extranjeros, en cambio, tienen dudas sobre el manejo de la empresa.

La petrolera estatal saudita Aramco lanzó este jueves su oferta inicial de acciones y recogió 25.600 millones de dólares, dijeron dos fuentes a la AFP.

Esa cantidad supera los 25.000 millones de dólares recogidos por la empresa china de comercio en línea Alibaba cuando entró en Wall Street en 2014.

El estreno de Aramco en los mercados le otorga un valor de mercado de 1,7 billones de dólares que la deja a la cabeza del club de gigantes: Apple (1,2 billones de dólares) y Microsoft y Alibaba (1,1 billones).

Las acciones comenzarán a transarse desde el día 12 en la bolsa de Riad con un valor de 32 riales cada una (8,53 dólares).

Esa cotización está en el techo del rango de precios de introducción al mercado que fue establecido entre 30 y 32 riales. Grandes bancos instaron a ser cautelosos para reducir de ese modo la volatilidad en los primeros días.

La acciones fueron mayoritariamente suscriptas por saudíes. Grandes inversores extranjeros, en cambio, tienen dudas sobre la gobernanza de la empresa, su capacidad para proteger sus instalaciones y su horizonte de ganancias que parece opacado por políticas ambientales cada vez más estrictas en todo el mundo.

El debut bursátil de Aramco ayuda al intento de Arabia Saudí de diversificar su economía que actualmente depende casi totalmente del crudo.

La compañía espera colocar en el mercado el 1,5% de su paquete accionario.

Aramco nació de un acuerdo de concesión firmado en 1933 entre el gobierno saudita y la Standard Oil Company of California.

Las prospecciones arrancaron en 1935 y tres años más tarde el petróleo empezó a salir a raudales.

En 1949 la producción alcanzó un nivel récord de 500.000 barriles al día y siguió aumentando tras el descubrimiento de nuevos campos petroleros como el de Ghawar, el más grande del mundo, con unos 60.000 millones de barriles de reservas.

En 1973, en plena subida del precio del barril por el embargo que los productores árabes impusieron a Estados Unidos por su apoyo a Israel, el gobierno saudita compró otro 25% de Aramco, lo que llevó su parte al 60% y se convirtió así en el principal accionista.

En 1980, la empresa fue nacionalizada y ocho años más tarde cambió de nombre a Saudi Arabian Oil Company (o Saudi Aramco).

Desde los años 1990, Aramco invirtió miles de millones de dólares en proyectos de expansión que llevaron su capacidad de producción a más de 12 millones de barriles al día.

Actualmente Aramco tiene unos 260.000 millones de reservas probadas, lo que sitúa a Arabia Saudita como segundo país con más reservas del mundo, por detrás de Venezuela, informó Clarín.

El Gobierno Nacional otorgó hoy a la petrolera Vista Oil & Gas Argentina, que conduce Miguel Galuccio, la concesión por 35 años de transporte de petróleo para un oleoducto que construirá  entre las provincias de Neuquén y Río Negro, y que le permitirá llevar la producción de Vaca Muerta al sistema troncal.

La resolución 735/19 de la Secretaría de Energía, publicada hoy en el Boletín Oficial,  señala que el ducto se extenderá desde el yacimiento Borde Montuoso, en el área Bajada de Palo Oeste (provincia del Neuquén), hasta la estación de bombeo La Escondida, correspondiente al oleoducto Allen-Puerto Rosales (provincia de Río Negro), operado Oldelval.

El plazo de la concesión de transporte se extenderá hasta el 19 de diciembre de 2053 y permitirá a Vista evacuar su producción de las áreas Bajada de Palo Este y Oeste, Charco del Palenque y Entre Lomas.

La extensión total del oleoducto será de 49 kilómetros y su capacidad máxima de transporte será de 5000 metros cúbicos de petróleo por día.

Vista cederá el 100% de la concesión a su subsidiaria Aleph Midstream Sociedad Anónima, empresa creada meses atrás para incursionar en obras de transporte en Vaca Muerta.

La petrolera de Galuccio garantizó ante la Secretaría de Energía que proveerá de respaldo financiero a Aleph para el cumplimiento de sus obligaciones como transportista hasta tanto pueda acreditar la solvencia financiera requerida.