El negro y oscuro Petroleo

10 06 2008

petroleo

Por encima de 131 dólares por barril (y subiendo), el precio del petróleo se ha más que duplicado en un año y, según estimaciones de Goldman Sachs, podría llegar a 200 dólares en los próximos seis meses a dos años. ¿Pura especulación? Lamentablemente no, porque esta vez la explicación es de las más básicas: un desajuste cada vez más estructural entre oferta y demanda.

 

El petróleo es un recurso finito y el “alimento base” del sistema mundial de transporte. Así, a medida que los países se desarrollan y sus flotas de vehículos aumentan, sus consumos se disparan. Una curva que no tiene otro rumbo que subir. Tome nota: Estados Unidos tiene 250 millones de vehículos en sus caminos y China sólo 37 millones. Como se ve, no hay que ser brujo para saber hacia dónde irán la demanda y el precio.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE, la entidad al alero de la OCDE para el estudio de asuntos energéticos) calcula que las necesidades energéticas básicas del mundo aumentarán en 55% entre 2005 y 2030, a una tasa media anual de 1,8%. Alrededor de la mitad del incremento de la demanda global corresponderá a la producción de energía eléctrica; una quinta parte, al transporte, incremento que casi en su totalidad estará asociado a combustibles basados en el petróleo.

La misma agencia planteaba en su último Panorama Energético Mundial, publicado en noviembre, que aunque se espera un aumento en la capacidad de producción de petróleo en los próximos cinco años, no es seguro que este incremento alcance a compensar el declive de la producción en campos petroleros ya existentes ni a satisfacer la mayor demanda. “Desde el punto de vista del suministro, no se puede descartar una situación de escasez en el período comprendido entre el presente momento y el año 2015, que lleve consigo una brusca subida de los precios del petróleo”, señala el texto.
 

 

 

 

 

 

PRODUCCION AL LIMITE

 

La respuesta habitual en casos de alza estructural de la demanda es un aumento importante de la oferta, cosa que no está pasando. Y la respuesta a ello no tiene que ver con que estemos en un proceso de aumento del precio de carácter especulativo o de toma de posiciones defensivas, porque en tales casos se vería un aumento en los inventarios, cosa que tampoco ocurre.Estas evidencias tienen a los defensores de la teoría del peak oil preparándose para gritar a los cuatro vientos “¡se los dije!”. Esta teoría se basa en el trabajo realizado en los años 50 por Marion King Hubbert, un geólogo de Shell que concluyó en que la producción de crudo alcanzaría un máximo y a continuaciónentraría en una espiral descendente. Hubbert predijo en 1956 (correctamente) que la producción de crudo en Estados Unidos tocaría techo entre 1965 y 1970.
Desde entonces, muchos expertos y observadores han lanzado sus propias fechas para el momento en que la producción mundial alcanzará su nivel máximo para, luego, comenzar a declinar. Ojo, no es que tras alcanzar ese punto de inflexión el petróleo se acabe de un día para otro: la teoría habla de una curva en forma de campana, o curva de Hubbert.

Claro que, como otras teorías, ésta también tiene detractores, quienes señalan que el modelo subestima las reservas restantes, minimiza los avances tecnológicos e ignora el papel de las fuerzas del mercado. El tiempo dirá…

Con todo, ¿por qué volvió a aparecer la teoría ahora? En abril, la producción petrolera rusa declinó en casi medio punto porcentual, la primera baja en una década y sorpresiva para un país cuya producción crecía al 12% hace sólo cinco años. Los mal pensados pueden creer que la nacionalización de Yukos, antes la mayor petrolera privada del país, pudo tener algo que ver, pero los ejecutivos rusos no lo ven así. Leonid Fedun, vicepresidente de Lukoil, dijo a Financial Times que la producción rusa puede haber llegado a su apogeo; algo que sin duda es malo para el precio, considerando que se contaba con un incremento sostenido.

 
 

 

 

 Pero las malas noticias no se quedaron ahí. Días después, el ministro del petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, confirmó que el país –el mayor productor de petróleo del mundo y lejos el mayor exportador – había suspendido los planes para incrementar la capacidad productiva del mundo. La explicación de Al-Naimi es que las proyecciones de demanda no justifican el aumento de la capacidad más allá de los 12,5 millones de barriles diarios que los campos sauditas alcanzarán el próximo año. Pero la mayoría de las proyecciones apuntan a que sí se necesitará más petróleo saudita. Entonces, ¿en qué quedamos?El hermetismo que caracteriza a los países del Golfo cuando se trata de su industria petrolera hace muy difícil saber lo que ocurre en Arabia Saudita. Un artículo de Financial Times cuenta que analistas de la consultora Sanford Bernstein optaron por monitorear vía satélite la actividad extractiva en Ghawar, el campo petrolero más grande del mundo. Su conclusión: Arabia Saudita tiene que trabajar más duro que lo que los expertos del país anticipaban en 2004 para extraer el crudo en la parte norte del campo.
Matthew Simmons, un banquero de inversión en energía, cree que el anuncio de la no expansión confirma su creencia de que el reino intenta postergar el colapso de sus campos. Simmons, autor del libro Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy, de 2005, tiene ahora un rango objetivo para el precio del petróleo de entre 200 dólares a, lea bien, 500 dólares por barril en los próximos seis meses a cuatro años. De terror.

Y es que para encontrar petróleo no es cosa de picar por aquí o por allá hasta que mane a borbotones.

El crudo se formó hace millones de años por procesos geológicos y, por lo general, se encuentra en reservorios subterráneos de tamaños muy diferentes, a distintas profundidades y con características variables. Los mayores campos petroleros se conocen como “supergigantes” y la mayoría se descubrió en Medio Oriente. Por su tamaño, entre otras cosas, son los más fáciles de encontrar, los más económicos de desarrollar y los de más larga vida. Los últimos campos supergigantes del mundo se detectaron en los 60 y desde entonces sólo se han hallado campos más pequeños en regiones “propensas”.

Alegría, entonces, cuando Brasil anunció el hallazgo de Tupi, un campo petrolero con entre 5 y 8 mil millones de barriles, y el director de la Agencia Nacional de Petróleo dijo que Carioca, otro campo, tendría unos 33 mil millones de barriles, lo que lo haría el tercero más grande alguna vez descubierto. Lástima que Petrobras haya desmentido lo de Carioca al día siguiente, diciendo que el área aún está en estudio. Pero el presidente Luiz Inácio Lula da Silva hasta ha hablado de ingresar a la OPEP para abogar desde adentro para bajar el precio.

 
 

 

 MAGROS RESULTADOS

 

El problema con Tupi es que se encuentra a miles de metros bajo el mar, debajo de una gruesa capa de basalto. Incluso si la tecnología lo permitiera, extraer petróleo de ahí será caro. Es el mismo problema de las arenas bituminosas de Alberta, Canadá: contienen 175 mil millones de barriles de reservas comprobadas, pero la producción de un barril de petróleo cuesta 15 dólares, lejos de los 2 dólares que cuesta producir un barril de crudo en Arabia Saudita. También se trabaja en procesos que permiten convertir el carbón (que no es nuevo: Alemania y Japón lo usaron durante la segunda guerra mundial) y el gas natural en combustibles líquidos, que son los que se usan en transporte.Es cierto que, con el precio actual, estas fuentes “no convencionales” se hacen más atractivas. Pero los procesos desarrollados hasta ahora siguen siendo poco rentables y hay preocupaciones medioambientales importantes, ya que las técnicas desarrolladas hasta ahora, por ejemplo, para la explotación de arenas bituminosas generan una cantidad enorme de gases de invernadero y consumen grandes cantidades de agua.

No es que esto ocurra porque las empresas no hayan invertido; aunque, según el Fondo Monetario Internacional, la respuesta a las señales de precios ha sido lenta. Según el FMI, la inversión nominal se elevó a 250 mil millones de dólares en 2006 desde unos 80 mil millones de dólares a comienzos de los 90. La escasez de mano de obra calificada y de plataformas petroleras ha hecho subir los costos, lo que explica que la mayor inversión no se haya traducido en incrementos en la producción. Es el equivalente a correr para seguir en el mismo lugar. Según datos de Deutsche Bank, los costos de exploración y desarrollo para las petroleras internacionales estadounidenses han subido desde 5,4 dólares por barril en 1995 a unos 22 dólares en 2007.

 
 

 

 

 

Otro problema que se agrega a la lista es que las grandes multinacionales, como Shell o ExxonMobil, se la jugaron por grandes proyectos muy prometedores que no salieron como se esperaba. En los 80 y 90, cuando los precios del crudo eran bajos (10 dólares en 1998), las grandes petroleras vendieron sus campos más viejos y de explotación más cara, luego de lo cual se fusionaron, recortaron costos y salieron a la caza de elefantes –grandes campos en Africa, Sudamérica y la ex Unión Soviética–. ¿Qué pasó? Las cosas se complicaron. Por ejemplo, la búsqueda de petróleo por parte de Shell en las cercanías de la isla Sakhalin, en Rusia, le reportó un gasto por casi el doble de lo presupuestado. Además, hay que decir que el resurgimiento del nacionalismo en los recursos (con gobiernos deseosos de obtener una tajada mayor de los ingresos petroleros) ha hecho que operaciones prometedoras terminen en nada. Venezuela y Rusia han renegociado los contratos, asignando un rol controlador a sus firmas estatales y reduciendo el protagonismo o, simplemente, echando a las firmas extranjeras.Se ha hecho más común el uso de tecnologías como la perforación horizontal para extraer más crudo de los campos existentes, y las multinacionales han vuelto a examinar petróleo de explotación más difícil.

El mercado está tan estrecho que ya hay una broma común en la industria: el mayor pozo se encuentra en Detroit, hogar de la industria automotriz estadounidense. Sí, porque si allí se pudiera aumentar la eficiencia energética se permitiría ahorrar millones de barriles. Se estima que un auto promedio en Alemania usa unos 8,1 litros por 100 kilómetros, mientras que uno estadounidense consume 16,2 litros.

 

AMPLIFICADORES

 

 En concreto, por la razón que sea, la producción no ha aumentado al mismo ritmo que la demanda y eso tiene al mercado algo más que nervioso y mucho más sensible a factores que, por sí solos, tendrían un impacto más acotado en los precios. La caída del dólar, por ejemplo, ha contribuido a la compra de commodities, ya que los inversionistas perciben los activos en dólares como relativamente baratos. Al mismo tiempo, ha reducido el poder adquisitivo de la OPEP y elevado el de consumidores que no tienen al dólar como moneda. Incluso, se estima que hay inversionistas que usan el petróleo, junto al oro, como cobertura ante la caída del dólar.El petróleo es sensible, además, a eventos geopolíticos. Irak no ha logrado volver a levantar su industria petrolera tras años de guerra, sanciones y escasa inversión. Los consumidores temen que en su pugna con Occidente por su programa nuclear, Irán, el cuarto exportador de petróleo del mundo, suspenda los envíos (el presidente iraní ha dicho que no están considerando esta medida). Y el suministro de Nigeria, el octavo exportador, ha bajado desde febrero de 2006 debido a los atentados contra la industria petrolera del país.
A pesar del sombrío panorama, el precio del crudo no puede seguir subiendo indefinidamente. Sólo lo hará hasta que, aplicando de nuevo la ley de oferta y demanda, el precio sea tan alto que la demanda se vea afectada.

Ya hay señales de eso. En países que subsidian el combustible, como Indonesia, los gobiernos están descubriendo que no pueden seguir pagando el costo de los subsidios y están permitiendo que el mayor costo llegue a los consumidores.

La AIE estimó en abril que las importaciones estadounidenses de petróleo y derivados declinarán ligeramente en los próximos 22 años, debido a una mayor eficiencia en los autos, una menor demanda causada por la desaceleración de la economía, el mayor uso de biocombustibles y un incremento en la producción del Golfo de México de un millón de barriles/día para 2012, gracias a la extracción en aguas profundas y a la perforación horizontal.

Igual que con los alimentos, ya no vivimos en una era de abundancia. No se puede descartar que surja un gran descubrimiento, de un nuevo campo o una nueva tecnología, que revierta esta situación. Pero, al mismo tiempo, hay que aceptar que la industrialización y mejora en los estándares de vida de miles de millones de personas nos obligan a compartir estos recursos, que ahora son más valiosos

 
 

 

 

 

 

 

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