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21/10/2012 | Análisis: Competencia de los nuevos (y viejos) recursos energéticos

De Nuestra Redacción

Hay una revolución en curso en el mundo del petróleo. No se trata de una Primavera Árabe, ni de inflamadas protestas anti-americanas en países islámicos. Son, en verdad, las nuevas fronteras de explotación y producción, llamadas no convencionales, y que colocan a América en el foco de las atenciones.

 

En esta lista, están el tight oil y el shale gas americano –ambos extraídos de rocas, el petróleo de las arenas bituminosas de Canadá, el pre-sal brasileño y el petróleo extra pesado de Venezuela. El éxito de esas explotaciones puede hacer, a mediano plazo, los mayores consumidores de energía –Estados Unidos y China- menos dependientes de petróleo de regiones conflagradas y marcadas por la inestabilidad, como Medio Oriente. Si el petróleo es un recurso finito, esas nuevas fuentes muestran que el final de las reservas está en un horizonte además de la planificación de las empresas y las personas. Sólo de tight oil, los analistas americanos estiman una producción de tres millones de barriles diarios en 2020.

El petróleo aún estará ahí por más de cien años, considerando los recursos no convencionales. Pero no todos son explorados aún, pues dependen de innovaciones tecnológicas que viabilicen la ecuación costo de la empresa-precio del producto. El caso de Venezuela es uno de los que exigen elevadas inversiones, pero las arenas canadiense y el gas y petróleo de las rocas en Estados Unidos ya hicieron de la elevación de la producción una realidad. En los próximos veinte años, el petróleo crecerá menos –entre un 1% a un 2% anual, estirado por los países emergentes, que otras fuentes de energía, pero esas no son suficientes para tomar mucho espacio del petróleo. No hay sustituto para derivados como la gasolina a escala mundial.

Estados Unidos –cuya producción no convencional derrumbó los precios del gas y del petróleo leve americano WTI en relación al barril Brent, referencia del mercado internacional –como el país de mayor crecimiento en la producción de petróleo en los próximos diez años, caminando para ser el segundo productor mundial hasta 2020. Arabia Saudita quedará primera, seguido por Estados Unidos y Rusia –que viene disputando el liderazgo con los sauditas y quedó en el tope en 2011, según la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP). En tercer lugar vendría Irak, pero la inestabilidad local hace del futuro del país una incógnita. En la quinta posición surgirá Canadá y en sexto lugar, Brasil, con las perspectivas de Petrobras de alcanzar una producción de cerca de cinco millones de barriles/día, incluyendo parte considerable del pre-sal.

Leonardo Maugeri, analista del sector y ex director de la petrolera Eni, es autor de un estudio sobre el futuro del petróleo realizado en la Universidad de Harvard. En él, dice que la capacidad de producción del mundo va a llegar a 110 millones de barriles por día en 2020, superando la demanda. Hoy esta capacidad es de 93 millones y hay ociosidad de cerca de cinco millones de barriles diarios. El alza ya está siendo estirada por las fuentes no convencionales, pero para que eso se mantenga, el barril necesita de un precio mayor que 70 dólares, nivel actualmente superado, ya que está girando por encima de los 100 dólares. Algunas estimaciones del precio es la franja de los 100 dólares, tomando en cuenta las proyecciones de la oferta y la demanda para el año próximo.

 

 

Ya considerando los problemas políticos en Medio Oriente y el embargo a Irán, las estimaciones muestran una elevación en la disponibilidad de petróleo. Ya la demanda debe tener un crecimiento lento, en función de la desaceleración económica en los países centrales. El precio por encima de los 100 dólares fue generado por problemas que afectaron a la oferta, como la pérdida de producción en el Mar del Norte, los conflictos en Siria y cuestiones políticas que involucraron la separación de Sudán en dos países.  Para algunos analistas, la producción de los países tradicionales en el ramo viene perdiendo fuerza, sea por la disminución de las reservas –caso de Arabia Saudita- o por la falta de inversiones, como en el caso de México.

Además de las nuevas fronteras, como el pre-sal, que exigen grandes inversiones, las presiones ambientales contra la industria del petróleo están creciendo en el mundo. La explotación y producción de las reservas no convencionales, como las arenas bituminosas y el gas shale, tienen un alto poder contaminante y están bajo ataque de los ambientalistas. Si por un lado las grandes petroleras también apuestan en energías renovables, por otro el costo de la explotación de petróleo aumenta para la atención de la seguridad ambiental. Los combustibles de fuentes renovables, que podrían forzar alguna caída en el precio del petróleo, no están aumentando la producción. Lo que podría bajar el precio del petróleo sería una reducción del consumo vía sustitución por el gas natural. Aunque, hay que matizar, Estados Unidos estuvo cincuenta años para viabilizar una tecnología económicamente viable para explorar el shale gas.

Y, con el aumento de la producción previsto, el mundo podrá ver un nuevo ajedrez geopolítico: los americanos exportando gas a Europa, dejando a Rusia, gran proveedor de los europeos, teniendo que enfrentar un competidor de peso. Para cambiar el cuadro de petróleo en los próximos 50 años sería preciso un salto tecnológico que viabilizara, por ejemplo, el auto eléctrico de forma masificada. El divisor de aguas de los últimos años fue justamente el surgimiento de la tecnología para hacer la producción de petróleo y gas de las rocas en Estados Unidos en una realidad capaz de menear con la economía. El gas de Medio Oriente era barato como subproducto del petróleo. Ahora Estados Unidos tiene como abaratar su suministro de energía. Y eso ya está permitiendo a los americanos una mayor competitividad en varios sectores industriales intensivos en energía, como la petroquímica, por ejemplo.

 

Gas shale vs Pre-sal

Descubiertas en 2007, las reservas de petróleo en la capa del pre-sal, fueron vistas como el milagro necesario para lanzar a Brasil rumbo al desarrollo, o como “uma dádiva de Deus” (una dádiva de dios), como afirmó el entonces presidente Lula en la época, aún no están siendo aprovechadas. Con las licitaciones para la exploración de los nuevos campos completamente interrumpidos hasta que el Congreso llegue a un acuerdo sobre los royalties que serán aplicados en el nuevo régimen de reparto, el pre-sal es realidad sólo en los campos de Petrobras ya en operación. La tardanza en las definiciones es más complicada para una exploración compleja, en un área extremadamente distante y profunda del océano.

La lentitud también dificulta prever con exactitud el escenario en que ocurrirá, finalmente, el beneficio que el país puede tener con el pre-sal. La alta complejidad tecnológica y el costo de producción dejarían el precio del barril competitivo sólo en un escenario de petróleo valorado. Sin embargo, la perspectiva que ahora surge es que cuando Brasil pasa a figurar en la escena geopolítica como gran exportador de la commodity, la demanda mundial por el combustible más codiciado del último siglo puede no ser la misma. El cambio aparece justamente porque Estados Unidos –el mayor consumidor e importador de petróleo del planeta – vive una revolución en su matriz energética con el perfeccionamiento de las técnicas para la producción de gas y petróleo provenientes de fuentes no convencionales a través de la fracción de hidrocarburos.

Adam Sieminski, jefe de la agencia americana de información energética (Energy Information Administration, EIA), afirma que los diversos factores contribuyen para un cambio radical en el escenario geopolítico. Una de ellas es la estabilización de la demanda energética en los países desarrollados. Según él, el crecimiento de la demanda va a darse en países no pertenecientes a la OCDE, como India y China. Los consumidores tradicionales, como Estados Unidos, Europa y Japón estabilizaron la demanda. Estados Unidos, por ejemplo, tuvo un aumento significativo en la eficiencia energética, una vez que a lo largo de años la industria se esforzó para innovar y desarrollar tecnologías que utilizaran menos combustible. El otro factor que alivia la presión americana por energía es justamente la variación de fuentes. Es ahí que entran los combustibles no convencionales.

Sieminski apunta a dos formaciones rocosas en Estados Unidos. Bakken, en el estado de Dakota del Norte, y Eagle Ford, en Texas. En 2005, un 60% del petróleo de Estados Unidos procedía de las importaciones. El porcentual cayó a un 49% en 2010 y las estimaciones de la EIA para 2035 varían del 14% a un 36%. En ambos escenarios, la demanda americana de aquí a 23 años sería completamente suplida por las exportaciones canadiense y mexicanas. El fenómeno es tratado por los especialistas como la autosuficiencia de América del Norte. “Creo que Estados Unidos pueden incluso hacerse exportadores de petróleo. Eso sería muy curioso, porque tenemos una ley federal que no permite exportar”, dijo Sieminski. "La oportunidad para Brasil, si el país pueda aumentar su producción, puede acabar siendo destinada a otros mercados", afirmó.

Dividiendo la mesa con Sieminiski en Río &Gas, Helder Queiroz, director de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) se mostró más optimista con las proyecciones del pre-sal.  Según él, Brasil es capaz de alcanzar los 4,5 millones de barriles de petróleo al día en 2020 –lo que permitiría una exportación variando de 1,5 millones a 2 millones de barriles de petróleo al día. Giovani Machado, superintendente de petróleo y gas natural de la Empresa de Investigación Energética (EPE), destaca que la estabilización en las importaciones de petróleo por países desarrollados, tanto por el aumento de la eficiencia energética cuanto por el efecto de la crisis económica mundial, implica en un escenario totalmente diverso para la actuación de Brasil como exportador. "No sólo Brasil tendrá que colocar los excedentes de petróleo en un mercado más distante, como va a necesitar llegar allá con un barril competitivo, al mismo tiempo en que otros países productores estarán perdiendo mercado. Habrá una doble dificultad para ser competitivo", dijo.

Helder Queirzo dijo no creer, sin embargo, que Brasil estaría corriendo riesgo elevado para producir en el pre-sal, en un escenario de bajos precios del petróleo. “El fin del petróleo barato se traduce en el hecho de que las mejores reservas ya fueron descubiertas. Hoy quedará cada vez más difícil encontrar reservas de costo muy bajo”, afirmó. Sin embargo, Queiroz admite que habría problemas de viabilidad, si el valor del barril quedara debajo de los 50 dólares. “No existe riesgo cero en la industria del petróleo. Algunas de las posibilidades quedan más consolidadas a medida que usted aumenta el conocimiento y tiene resultados positivos. Usted mejora la posición de riesgo, pero no llega a ser cero. Sabemos que el pre-sal queda lejos del a costa, a 7 mil metros de profundidad”, afirmó.

Petrobras pierde 65 mil millones de reales desde la mega oferta

Dos años después de la capitalización de Petrobras, que aumentó la base accionaria de la compañía en un 48%, hay pocos motivos para conmemoración entre los inversores. El valor de mercado de la empresa ahora es de 303 mil millones de reales, 65 mil millones de reales  menos que en 27 de septiembre de 2010, cuando se realizó la ceremonia de lanzamiento de los nuevos papeles en la bolsa. Para que Petrobras recupere su mayor valor de mercado histórico, del día 21 de mayo de 2008, cuando valía 510 mil millones de reales, las acciones preferentes necesitan subir un 53% a partir del nivel actual y las ordinarias, un 80%. Para los accionistas, la distancia es aún mayor. Los papeles preferentes acumulan una caída del 19% desde 31 de agosto de 2009, cuando la mega oferta fue anunciada, mientras las acciones ordinarias se desvalorizan un 31% en el mismo periodo.

Desde el día en que reestrenaran en el mercado, después de la capitalización, la baja es más amena: del 7% para las acciones preferentes, más líquidas y sin derecho a voto, y del 15% para las ordinarias.

La devaluación es aún más preocupante considerando que la perspectiva de producción de más de un millón de barriles por día en el pre-sal a partir de 2017 está, al menos parcialmente, incorporada al precio de la acción. "Somos conocidos en el mundo como los mayores descubridores de reservas en áreas profundas", comentó la presidente Maria de las Gracias Foster, la semana pasada, en testimonio en la Cámara de los Diputados. Petrobras ya hizo 63 notificaciones de descubrimientos en el pre-sal y tiene otros 189 descubrimientos en otras áreas, según Gracia. El potencial recuperable totaliza 31,5 mil millones de barriles de crudo equivalente.

 

 

En términos de reservas, ninguna otra compañía mundial posee nada parecido con Petrobras, recuerda Mauro Rodrigues de la Cuña, presidente de la Asociación de Inversores en el Mercado de Capitales (Amec). Las acumulaciones en la capa rocosa de siete mil metros de profundidad, que ocupa una franja de 800 kilómetros del litoral de Santa Catarina a Espírito Santo, representan un tercio de los descubrimientos de petróleo en el mundo en los últimos cinco años. Actualmente, el crudo extraído del pre-sal corresponde a un 5% de la producción de la compañía, equivalente 192 mil barriles por día, pero debe responder por un 31% del total en 2016, informó Petrobras en panel en Río Oil y Gas.

Para alcanzar el aumento de producción, el actual plan de inversiones, revisado anualmente, prevé desembolsos de 236,5 mil millones de dólares entre 2012 y 2016. Las inversiones son un 5,2% superiores en relación al proyecto para 2011 a 2015, pero las metas de producción de petróleo y gas son menores. Petrobras espera extraer 3,3 millones de barriles de crudo equivalente por día en 2016, un 18% menos que los 4 millones de barriles diarios previstos para 2015. Gracia dice que la empresa "aprendió algunas lecciones" y que el nuevo plan es más realista que los anteriores. Pero aún vale cuestionar si, no fuera la compañía controlada por el gobierno, el tamaño sería menor, sugiere un informe de la Generación Futuro.

Los temores de que Petrobras mantenga su plan de inversiones inalterado, independientemente del escenario económico y sectorial, así como de la situación financiera de la empresa, perjudican el valor de las acciones de la estatal en Bovespa”, dijo la corredora. “El perjuicio a los inversores nace en la capitalización y sigue en otras cuestiones, con pérdidas financieras y de credibilidad”, nota Cunha, de Amec. El desfase en el repase de precios de productos refinados, la producción estancada e inversiones más altas que se imaginaba alejaron las inversiones, que hace algunos años reconocieron en Brasil una gran oportunidad.

Al mismo tiempo, la intervención del gobierno, que usó la capitalización para aumentar la propia participación en la estatal –y que continúa interfiriendo en políticas de precios de derivados, por ejemplo, perjudica a los extranjeros y minoritarios, al diluir su participación y alejarlos de las principales decisiones de la compañía. Un ejemplo de la politización del sector es la construcción de la refinería Abreu y Lima. Proyectada para refinar también el petróleo de Venezuela, no recibió las inversiones del país hasta hoy. Mientras, Petrobras costeó sola el proyecto, cuyo presupuesto previsto en 2,3 mil millones de dólares pasó a más de 20 mil millones de dólares.

Mientras las acciones de Petrobras patinan, los papeles de las petroleras americanas ExxonMobil y Chevron, que actúan en el país y poseen participaciones en bloques del pre-sal en Brasil .ExxonMobil abandonó el único bloque que poseía en la Cuenca de Santos en abril, después de encontrar un pozo seco y dos con crudo, avanzan un 55% en dos años, en la cotización en dólares. Los papeles preferentes de Petrobras, en dólares, en el mismo periodo, cayeron un 21.5%. El fondo de índice SPDR S&P Oil & Gas Exploration & Production, que compila lo retorno al accionista de las principales petroleras mundiales, avanza un 56% desde el primer anuncio de la capitalización y un 32,8% desde el estreno de los nuevos papeles en el mercado, en 27 de septiembre de 2010. El desempeño revela el peso de los problemas de credibilidad de la estatal en relación a las otras compañías del sector.

Los perjuicios se extienden al Ibovespa. La acción preferente de Petrobras, en la actual cartera, posee el segundo mayor peso en la composición del índice, del 8,22%, atrás sólo de Vale, cuyo peso es del 9,13%. En la época del estreno de las acciones de la capitalización, el peso de la petrolífera era aún mayor en el Ibovespa, del 9,77%. La cartera es revisada trimestralmente. El principal índice de la bolsa brasileña recula un 7% desde septiembre de 2009, y se cae un 11,3% en relación a dos años atrás. Petrobras recaudó 120,36 mil millones de reales (siendo 40 mil millones de reales en dinero) con la emisión de 4,27 mil millones de acciones. Sin embargo, volvió al mercado de deuda diversas veces después, para financiar sus proyectos.

 

Offnews.info (Argentina)

 


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