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12/07/2013 | Análisis: La ‘inseguridad’ de los precios del petróleo

De Nuestra Redacción

Los escritores del Genésis entienden que el ciclo de los commodities va muy bien. Cuando el faraón soñó con siete vacas gordas que se comen siete flacas, era una advertencia para prepararse en los buenos tiempos para los días más duros del futuro.

 

Es una lección bíblica de que los responsables de la política energética harían bien en aprender nuevamente. En el mercado mundial de petróleo, estamos en los años de vacas gordas. No sólo está disfrutando Estados Unidos de la bonanza petrolera en toda regla, pero la producción está destinada a crecer en Canadá, Kazajstán, Irak y Brasil. Es tentador pensar que estamos entrando en una "era de abundancia", en el que las preocupaciones sobre la seguridad del petróleo está detrás en nuestras prioridades. El reciente surge en el precio del barril de crudo estadounidense a 104 dólares, impulsado por las preocupaciones sobre el Canal de Suez, ha sido un recordatorio de que esa actitud es peligrosamente complaciente.

En Estados Unidos, las nuevas reservas abiertas recientemente son menos productivas que los shales en Dakota del Norte y el sur de Texas que han impulsado el boom hasta ahora. En Irak, los pobres términos contractuales y la infraestructura son elementos de disuasión para la inversión extranjera. En Brasil y Kazajstán, los yacimientos petroleros son más desafiantes que nada de lo que la industria ha enfrentado antes. 

Con la demanda de los mercados emergentes creciendo, con el tiempo los mercados de petróleo se apretarán. Cuando el ciclo se vuelvo de nuevo de la abundancia a la escasez de nuevo, la transición será más fácil si los países consumidores de petróleo están preparados para ello. En primer lugar, lo que significa el desarrollo de su propia producción. Si bien el record estadounidense es excepcional, Europa es muy débil. El shale oil no puede despegar en Europa, pero las políticas confusas y obstructivas están ahogando cualquier posibilidad que pudiera tener.

Segundo, significa presionar por una mayor eficiencia de combustible. Los entusiastas de la eficiencia pueden a menudo exagerar sus beneficios, pero la evidencia es clara de que la economía de combustible puede reducir el consumo de petróleo.

En tercer lugar, significa respaldo a las alternativas al petróleo. Los biocombustibles pueden haber resultado ser un callejón sin salida, pero los vehículos a gas natural y eléctrico tienen mucho camino por recorrer. Desde una perspectiva de largo plazo eso significa apoyar a la energía renovable y nuclear, aun cuando en el corto plazo son poco competitivas frente a los combustibles fósiles. La estrategia energética en ese sentido sería tanto ayudar a frenar las emisiones de gases de efecto invernadero y reducir el impacto económico de las próximas crisis del petróleo. Cuando los años de vacas flacas vienen una vez más -que lo harán- los gobiernos no serán perdonados por haber ignorado el sueño del faraón.

Gracias a Petrobras, que está llevando a cabo el programa de gastos de capital empresarial más grande del mundo por valor de 237 billones (millones de millones) de dólares en cinco años hasta 2017, las cosas están tan ocupadas que no alcanza el personal.

Desde su descubrimiento en 2006-07, el potencial de los campos pre-sal "ha cautivado el sector energético mundial. Pero ahora son algo más que una promesa. Los resultados de la producción temprana han sido alentadores.  A esto hay que añadir el hecho de que Brasil está a la espera de siete u ocho bidding groups para batallar por los derechos de co-desarrollo del campo Libra en una licitación que se celebrará en octubre, y parece ser una de las fronteras desafiantes que finalmente se está abriendo. "Lo que Petrobras está planeando hacer esta década en las aguas profundas se ha intentado por una sólo compañía en cualquier lugar, siempre. Realmente es en una escala diferente", dijo Ruaraidh Montgomery, consultor de energía de Wood Mackenzie.

Sin embargo, añade que es operacional y financiero -más que los elementos técnicos de la empresa- que es probable que sea lo más difícil. "Cuando miramos el pre-sal, la perforación y los resultados de la producción hasta la fecha han sido en general muy positivos. El gran riesgo como lo vemos, el gran reto para el ritmo de crecimiento, por lo tanto, está por encima del suelo en lugar de debajo de la tierra".

 

 

La implosión en las recientes semanas del impero de Eike Batista, el magnate que se convirtió brevemente en el hombre más rico de Brasil, sobre la base de la compañía OGX, no ha amortiguado el entusiasmo de los analistas de los findings de Petrobras.

La industria proveedora de bienes y servicios para el sector de petróleo y gas recibió con un mixto de optimismo y cautela las reglas para la primera licitaciones de reparto de la producción en el pre-sal. Los astilleros están optimistas con la posibilidad de que el campo de Libra garantice la ocupación de las instalaciones de construcción naval en horizonte además de 2020. Pero segmentos de la industria, como lo de máquinas y de electrónicos, consideran que será preciso esperar la definición de los proyectos y de las financiaciones de las plataformas que serán usadas en ese megacampo, el mayor del pre-sal, para saber si la industria nacional podrá tener mayor participación en los encargos de Libra.

"Tenemos esperanza de aumentar la participación de la industria electrónica en los proyectos del régimen de concesión, pero también en aquellos relacionados al reparto de la producción, como es el caso del campo de Libra", dijo Paulo Sérgio Galvão, coordinador del área de crudo y gas de la Asociación Brasileña de la Industria Eléctrica y Electrónica (Abinee). Él afirmó que el sector suministra cinco sistemas para la industria de petróleo y gas: automatización, instrumentación y control, medición fiscal, sistemas eléctricos y de telecomunicación.

"Hasta ahora, sin embargo, suministramos poco en relación al valor total de los proyectos, porque el cálculo del contenido local venía siendo hecho encima del valor total de la iniciativa. En el caso de una plataforma, la participación del sector es un 2% o un 3% del valor total", dijo Galvão. Él afirmó que las compras que van a comenzar ahora, relacionadas a la 7ª ronda del régimen de concesión, tendrán que comprobar el contenido local por sistemas de familias de productos, además del contenido total de la iniciativa. La sistemática, extensiva al reparto, abre, según él, la perspectiva de una mayor participación de la industria brasileña en el suministro de productos para las plataformas. Abinee y la Asociación Brasileña de la Industria de Máquinas y Equipamientos (Abimaq) evalúan que un factor que ha limitado la participación de la industria en el sector de petróleo es la decisión de los constructores de las plataformas, contratados por Petrobras, de negociar paquetes cerrados de equipamientos en el exterior asociados a créditos de agencias de los países proveedores.

Alberto Machado, director ejecutivo de petróleo y gas de  Abimaq, dijo que la participación de la industria en Libra va a depender del tipo de tecnología y de la financiación para la construcción de los equipamientos. "A partir de esos factores, la participación de la industria puede hacerse más fácil o más difícil."  Afirmó que es importante que las informaciones sobre los encargos lleguen con tiempo hábil para la industria poder invertir y producir los bienes. La minuta del contrato de la primera licitación del reparto detalló los porcentuales de contenido local exigidos por subsistemas en las fases de explotación y de desarrollo de la producción. Pero para Machado será preciso cruzar esas informaciones con la cartilla de contenido local de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) para tener más certeza sobre las oportunidades para la industria. Fuente del sector manifestó preocupación de que el contenido local no sea transformado en reserva de mercado.

Augusto Mendonça, presidente de la Asociación Brasileña de las Empresas de Construcción Naval y Offshore (Abenav), evaluó que los porcentuales de contenido local definidos en las minutas del contrato y del edicto de la licitación de Libra van a garantizar la continuidad de la ocupación de los astilleros además de 2020.

"Un proyecto de ese tamaño, como el campo de Libra, va a garantizar una continuidad importante [de encargos] para el mercado nacional", dijo Mendonça. "El sector [de la construcción naval y offshore] no va a ser un cuello de botella", afirmó. Una plataforma lleva, en promedio, cuatro años para ser construida. "La construcción de las plataformas para Libra puede comenzar en 2016, cuando parte de los astilleros va a iniciar una fase de declive en la cartera actual de encargos", dijo Mendonça. Datos de Abenav muestran que los astilleros brasileños tienen en cartera la construcción de 30 sondas de perforación para la empresa Siete Brasil. Esas unidades tienen previsión de comenzar a ser entregas en 2015 con la última unidad siendo concluida en 2020. Hay aún 18 navíos-plataforma de producción para  Petrobras, con contratos de entrega hasta 2017.

Kazajstán y las rutas alternativas

El gobierno de Kazajstán anunció el 2 de julio que venderá una participación del 8,4% en Kashagan, el supe gigante yacimiento petrolero, al China National Petroleum Corporation (CNPC).  El grupo chino prevaleció sobre la india Videsh, la rama de operaciones externas de la india controlada por el estado Oil & Natural Gas Corporation, en la contienda por la participación de Kashagan. El dueño de la participación, ConocoPhilips, está vendiendo su parte.

North Caspian Operating Company (NCOC), que está desarrollando el campo de Kashagan, incluye a la kazaja KazMunaiGaz, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, la francesa Total, y la italiana Agip (subsidiaria de Eni), cada uno con un 16,8% de las participaciones; ConocoPhillips con 8,4% y la japonesa Inpex con 7,56%. El gobierno de Kazajstán espera que la producción comercial en Kashagan comience en septiembre de este año o poco después.

Bajo el acuerdo del consorcio, en caso que cualquier accionista decida vender su participación en Kashagan, los cinco grandes accionistas gozan de los derechos de preferencia para comprar esa participación, sujeto a la aprobación de Kazajstán. En noviembre de 2012, Conoco anuncio que vendería su participación a Videsh de la India por 5 billones de dólares. En enero del año pasado, los cuatro mayores stakeholders occidentales en Kashagan renunciaron a sus derechos de preferencia. Kazajstán tomó cinco meses para deliberar sobre su decisión.

El 2 de julio, el Ministerio de gas y petróleo notificó a Conoco que Kazajstán ha decidido ejercer su derecho  de preemption, autorizando a  KazMunaiGaz a comprar la participación de Conoco en Kashagan por el mismo precio de 5 billones de dólares. En una transacción back-to-back, Kazajstán venderá su participación de Conoco a CNPC de China, por un precio cercano a los 5.4 billones de dólares. Conoco anunció que da la bienvenida a este resultado.

 

 

 

Esta es la segunda vez que China ha prevalecido sobre la India en el concurso para el acceso a los suministros de petróleo de Kazajstán. En 2005, una asociación ad hoc de Videsh y Lakshmi Mittal había tratado de adquirir PetroKazakhstan (en la cuenca de Turgai, en el sur de Kazajstán) de los inversionistas canadienses y otros internacionales y locales. CNPC, sin embargo, superó la oferta de los indios por PetroKazajstán. Esto fue anunciado en su momento como la adquisición más cara de China en activos energéticos en el extranjero (KazMunaiGaz posteriormente se convirtió en un accionista minoritario en PetroKazakhstan).

Desde el punto de vista de Kazajstán (y posiblemente la de otros socios de Kashagan), la entrada de CNPC en Kashagan conlleva ciertas ventajas significativas para el proyecto. El precio de compra pagado a KazMunaiGaz en esta operación a tres bandas se puede traducir en una inyección de capital en el proyecto Kashagan. Esto no habría sido el caso de un acuerdo bilateral entre Videsh y Conoco, ya que Conoco está saliendo de este proyecto.

La entrada de CNPC aporta sinergias con el oleoducto de exportación de petróleo a China, el punto de inicio onshore que en Atyrau es el más cercano al campo offshore de Kashagan. La capacidad de la tubería se está ampliando y algunos accionistas de Kashagan están considerando usarlo para iniciar ventas de petróleo a China.

La empresa india, de haber ganado el concurso, parecía probable que enviaría esta participación de petróleo desde Kazajstán vía Rusia. Por el contrario, las empresas petroleras chinas en Kazajstán (subsidiarios de CNPC) están utilizando el oleoducto Atyrau-Alashankou desde Kazajstán a China. Lanzado en 2006, construido y operado por el joint venture CNPC-KazMunayGaz, esta tubería va desde la fuente de abastecimiento para el país consumidor directamente, sin tener que cruzar ningún país de tránsito. La ruta a China lleva por lo menos un grado de diversificación a las opciones de exportación del petróleo de Kazajstán, que de otra forma dependen en gran medida del tránsito a través de los oleoductos y puertos rusos a los mercados internacionales.

Las empresas chinas que operan a través de empresas conjuntas cuentan con 22% de la producción de petróleo de Kazajstán, según el Ministerio de petróleo y gas kazajo. Algunas empresas occidentales que operan en Kazajstán, incluyendo a Total y Eni, están en conversaciones con China sobre posibles suministros de petróleo a ese país a partir de la producción futura de Kashagan. China y Kazajstán planean duplicar la capacidad del oleoducto Atyrau-Alashankou, de aproximadamente 12 millones de toneladas anuales a 20 millones de toneladas anuales (o de unos 240.000 barriles por día a 400.000 b/d) en 2015. Por otra parte, con la entrada de CNPC en el proyecto Kashagan, el consumo por parte de China del petróleo kazajo parece seguro que aumentará en los próximos años.

Sin embargo, el Caspian Pipeline Consortium (CPC) planea aumentar la capacidad de su ducto, Tengiz (Kazajstán)-Novorossiysk (Rusia), de 34 millones de toneladas anualmente de 2012 a 65 millones de toneladas anuales en 2016 en adelante. Esto aumentaría aún más la dependencia de Kazajstán (y de las empresas internacionales operantes allí) sobre el tránsito ruso. Si se expande como estaba previsto, el oleoducto CPC absorbería una parte desproporcionadamente grande de las exportaciones de petróleo de los campos más prolíficos de Kazajstán, que incluye al menos la primera fase de producción de Kashagan.

Al mismo tiempo, se supo que la petrolera estatal de Kazajstán está planeando hacer un big push en Europa, con el campeón nacional de rápido crecimiento expandiéndose  en el downstream y persiguiendo una mayor cuota de mercado para el mercado retail de gasolina en la región. Daniyat Berlibayev, vicepresidente de KazMunaiGas, dijo que la compañía planifica hace un movimiento a Ucrania y Turquía, y contempla estaciones de servicio, terminales de importación y puntos de distribución en los dos países del Mar Negro. "Estamos expandiéndonos a nivel internacional, que va desde el pozo hasta la rueda", dijo en una entrevista en Astana, la capital kazaja.

Offnews.info (Argentina)

 


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