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21/05/2015 | Enfoque: Canadá como síntoma de la industria petrolera global

De Nuestra Redacción

Durante años, los depósitos de betún alquitranados de Alberta atrajeron miles de millones en inversiones de los gigantes mundiales de petróleo. El vasto recurso fue vendido a los inversores como la Arabia Saudita de América del Norte, hogar de más de la mitad de las reservas mundiales de petróleo global no controlados por gobiernos soberanos.

 

Esos días se han ido. Hoy, el sector se tambalea en medio de una crisis de los precios que han minado miles de millones de los presupuestos de las empresas y obligaron a un replanteamiento dramático sobre el papel de las empresas en los mercados mundiales de energía.

Según una estimación, hasta 1.2 millones de barriles por día de la futura capacidad de producción ha quedado en suspenso desde que la recesión comenzó el verano pasado, lo que representa decenas de miles de millones de dólares en inversiones abortadas. Algunos analistas dicen que sólo una fracción de la misma será resucitada, con las compañías teniendo una creciente aprensión acerca de la reactivación de los costoso blueprints de cara a los rápidamente cambiantes patrones de la oferta y la demanda, costos obstinadamente altos y las persistentes restricciones a la exportación.

Al mismo tiempo, las oil sands han perdido terreno con las nuevas tecnologías que descorcharon una inundación de petróleo shale barato en Estados Unidos y Arabia Saudita, el kingpin de la OPEP sigue bombeando volúmenes récord de crudo de bajo costo, lo que agrava la superabundancia mundial. "El tema fundamental es que el entorno competitivo ha cambiado drásticamente en los últimos cinco años", dijo Samir Kayande, analista de ITG Investment Research en Calgary.

El cambio tiene implicaciones de largo alcance. Para Alberta, esto apunta a un cooling market para todo desde el trabajo a los materiales de construcción, una inversión fuerte que se destaca para reforzar los retornos de las arenas bituminosas después de años de escalada de costos y retrasos en los proyectos.

En el largo plazo, según los analistas, una perspectiva de producción más delgada aliviará la demanda de las multimillonarias tuberías diseñadas para transportar volúmenes cada vez más grandes de crudo a las costas de Canadá, lo que podría retrasar proyectos como el Northern Gateway de Enbridge Inc o Energy East de TransCanada Corp., para bien entrado el próximo decenio.

Sin duda, las empresas siguen bombeando enormes sumas en las arenas petrolíferas. Hay preguntas, también, acerca de la viabilidad a largo plazo de la producción shale, que requiere una inversión constante para compensar las tasas de declive de la producción. Los precios del petróleo también se han estabilizado por encima de los 60 dólares estadounidenses en las últimas semanas, lo que alimentó las esperanzas de una tentativa recuperación.

Pero el colapso de los precios desde el pasado verano ha sacudido la confianza en el norte de Alberta, acelerando un slowdown dijeron los analistas que ha estado construyendo durante años con la inversión en Estados Unidos del petróleo shale cobró impulso y la grandes empresas se centrar en obtener la rentabilidad para los accionistas sobre los mega proyectos.

La inversión en las arenas petrolíferas de este año se espera que descienda en alrededor de un cuarto de los niveles de hace un año, a 25 billones de dólares (canadienses), según los pronósticos de la industria. Liderados por las arenas petrolíferas se espera que el flujo de caja para todo el sector después de los impuesto se sumerja en dos tercios a 21.5 mil millones de dólares, según ARC Financial Corp.

Algunas de las empresas petroleras más grandes del mundo están repentinamente cautelosas, poniendo obstáculos a las inversiones futuras ya que el gasto tira abajo las expansiones en las que han estado trabajando durante años. Otras, como ConocoPhillips, han vendido sus holdings. Imperial Oil Ltd. dijo que el gasto en los tres primeros meses del año se redujo en 15%, o aproximadamente 200 millones de dólares de hace un año con el trabajo en su proyecto Nabiye de 2 billones de dólares (estadounidenses) y la expansión multimillonaria de la mina Kearl, que se acercaba a su conclusión. No se han tomado decisiones sobre el próximo proyecto en el radar de la empresa, el desarrollo llamado Aspen, de una cifra cercana a los 7 billones de dólares (canadienses).

"Es que la próxima fase de crecimiento que va a ser realmente la pregunta para nosotros en cualquier entorno empresarial que enfrentamos en los próximos años", dijo el presidente ejecutivo Rich Kruger en abril. Imperial es mayormente controlada por Exxon Mobil Corp. Tal precaución refleja, en parte, la lucha continua de la industria por recuperar los costos -una preocupación perenne que llevó a la francesa Total y a la noruega Statoil a mothball (expresión que significa almacenar para un posible uso en el futuro) los proyectos mucho antes de que los precios del petróleo alcanzaran los patines el año pasado.

Las estimaciones varían pero algunos observadores de la industria esperan que el costo break-even de petróleo de las arenas de Alberta podrá caer por al menos 15% con la cadena de suministros del sector ajustándose por los bajos precios. Suncor Energy Inc. dijo en abril que sus costos operacionales cayeron con fuerza en el primer trimestre, hasta un 20% y espera captar más ahorros en el tiempo.

Aún así, la industria está, en gran medida, jugando a ponerse al día. "Hay una gran cantidad de ineficiencias en el sistema que no se deja corregir tan pronto como se hacen los ajustes de los desarrollos petroleros", dijo Chris Cox, analista de Raymond James en Calgary. "No se dan cuenta que 20 a 30% de los ahorros de costo en un año, como estamos viene en estos momentos por el costo de perforación de pozos en Estados Unidos".

De hecho, Royal Dutch Shell ahora espera comenzar a bombear petróleo de su proyecto de arenas bituminosas Carmon Creek en 2019, dos años más tarde de lo previsto inicialmente. El retraso se produce después que la compañía desechó los planes para un venture minero y muestra que los proyectos lower-cost están bajo el microscopio. Un portavoz dijo que el proyecto sigue siendo una prioridad para Shell. "Todavía estamos lo suficientemente temprano en el calendario para hacer ajustes para asegurar la competitividad en el largo plazo de un proyecto que en última instancia tiene una vida útil de más de 30 años", dijo Cameron Yost. "Esta revisión debería dar lugar a una estructura de costos mejorada y es probable que postergue el proyecto un par de años".

Shell anunció los planes para avanzar con Carmon Creek en octubre de 2013. No se ha dado a conocer el costo de capital, pero acontecimientos similares han sumado ya varios miles de millones de gastos en los últimos años. Las primeras dos fases del proyecto están diseñadas para bombear 80.000 barriles por día. La decisión de retrasar la producción inicial marca otra pausa para Shell en el norte de Alberta ya que se centra en mejorar el desempeño en sus activos existentes.

Estos movimientos se suman a un abrupto cambio en la marcha para una región considerada una vez un motor clave para el crecimiento de la producción de América del Norte, con un poco de la predicha producción en alrededor de los 3 millones de barriles por día para finales de la década -muy por debajo de las previsiones alcistas hizo antes del advenimiento de las tecnologías del shale.

"Creo que desde una perspectiva más amplia, las arenas bituminosas son una vez más muy marginales en términos de tasas de rentabilidad", dijo Cox. Eso significa que los nuevos proyectos tendrán cada vez que coincidir con la economía del petróleo tight estadounidenses, que ha socavado rápidamente una de las ventajas históricas de las oil sands. "No es el tamaño lo que importan", dijo Kayande de ITG. "Las empresas que ganan son las que pueden desplegar un capital competitivo".




Más proyectos cancelados

Más de 100 billones de dólares del gasto en nuevos proyectos por parte de empresas de energía del mundo se ha desacelerado, aplazado o despedido a raíz a la caída del precio del petróleo, la evidencia de la acción de la industria drástica que reducir la producción en los próximos años. Las empresas como Royal Dutch Shell, BP, ConocoPhillips y Statoil han llevado a moverse para reducir el gasto de capital en 26 grandes proyectos en todo el mundo.

A juzgar por el ritmo al que los grupos energéticos han reducido el gasto y retrasado sus nuevos proyectos, la situación de 2015 recuerda a la de 1986.

Hace casi 30 años, Arabia Saudí provocó una caída en picado de los precios del crudo en su intento por captar una mayor cuota de mercado, lo que llevó a los grupos occidentales a reducir drásticamente el gasto. Ahora la industria energética se está viendo obligada a adoptar medidas similares después de que el cartel de la OPEP encabezado por Arabia Saudí, decidiera mantener su ritmo de producción para combatir el aumento de suministro de sus competidores. La decisión provocó el colapso de los precios del crudo.

Según un análisis de los proyectos de gas y petróleo llevado a cabo por la consultora noruega Rystad Energy, las empresas del sector energético han reducido el gasto en 100.000 millones de dólares. En total se han visto afectados 26 grandes proyectos. Según los analistas de Morgan Stanley, que han analizado el gasto de 121 grupos del sector en 2015, estos grupos tienen previsto invertir un total de 129.000 millones de dólares, es decir, un 25% menos que el año pasado.

Este repliegue se ha extendido a todos los países. Desde principios de año, países como Canadá han recortado miles de millones de dólares que se destinan a la extracción de petróleo de arenas bituminosas; además, la industria del país ha sufrido muchos despidos debido sobre todo al retraso de los proyectos más costosos. Lo mismo ha ocurrido en Australia, Noruega, Irak, Angola, Ecuador, China y las islas Malvinas. Los efectos de los recortes no tardarán en percibirse. Al posponer los proyectos, es probable que los productores de crudo decidan reducir el reparto de dividendos. Además, la decisión de esperar provocará un descenso de los precios que cobran los suministradores. Por su parte, los grandes grupos como Royal Dutch Shell, Chevron y BP al final obtendrán sustanciosos beneficios derivados de la deflación y, con el tiempo, de la recuperación de los precios del petróleo.


"El sector está viviendo dos tendencias que no suelen coincidir: la subida de los precios y la caída de los costes", explica Martijn Rats, analista de Morgan Stanley. Algunas empresas anuncian abiertamente los recortes de costes mientras que otras intentan camuflar la información en sus informes anuales.



Rystad ha intentado hacer una distinción entre los proyectos que han sufrido una ralentización a raíz de la caída de los precios del crudo de los que han sufrido retrasos por motivos burocráticos o políticos. Aunque Shell ha seguido invirtiendo en estos meses, en febrero decidió acabar con sus planes de explotar una mina al norte de Alberta, en Canadá. También ha retrasado el comienzo de otro proyecto en arenas bituminosas. En Australia el grupo ha descartado un Proyecto de gas natural licuado (GNL) valorado en más de 20.000 millones de dólares.

BP ha aplazado la decisión final de invertir en la segunda fase del desarrollo de Mad Dog en aguas profundas del Golfo de México, aspirando a reducir su gasto previsto de 14.000 millones de dólares. Statoil ha aplazado la decisión en su yacimiento Johan Castberg, en el ártico noruego, hasta 2016.

En Kazajistán, un alto cargo en la empresa que comparte proyecto con Chevron, Tengizchevroil, sostuvo que se habían aplazado los planes de ampliación y recortado los gastos previstos este año en respuesta al descenso de los precios del petróleo.

Las consecuencias para el mercado se harán notar, aunque no de forma inmediata. Magnus Nysveen, jefe de análisis en Rystad, sostiene que: "Estamos viendo un fuerte recorte del gasto, pero no creemos que la producción vaya a descender antes del próximo año".

Los efectos de los recortes del gasto podrían tardar varios años en filtrarse. Canadá, Australia y Noruega justifican casi tres cuartos del gasto de capital total atrasado que Rystad ha detectado. No hay coincidencias. Las arenas bituminosas, los proyectos de gas natural licuado y las labores de exploración en el Ártico requieren una considerable inversión inicial y la amortización de esos proyectos tarda tiempo en dar sus frutos. Lo más lógico es esperar, renegociar contratos con los proveedores y recoger los beneficios de los costes de la deflación.

Mientras muchos de los 26 proyectos detectados por Rystad podrían seguir adelante, el rendimiento llegará mucho más tarde de lo esperado. Algunos de los 500.000 b/d de producción anticipada estarán disponibles en 2022 en vez de en 2020.

De su máximo registrado en 2014 hasta el 2016, Rystad estima que el gasto de los países fuera de la Opep caerá cerca de los 200.000 millones de dólares.

Todo esto son buenas noticias para Arabia Saudí, cuyos costes de producción son mucho más bajos que para los países que no pertenecen a la OPEP. De hecho, con una demanda global que continúa siendo alta, Rystad estima que el cártel podría ganar 2.000 b/d de cuota de mercado en cinco años como resultado de los recortes del gasto. Riad podría acabar ganando esta batalla.


Offnews.info (Argentina)

 


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