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10/09/2017 | En la búsqueda de la consolidación de la reforma energética mexicana

De Nuestra Redacción

18 de marzo de 1938 vive en la historia de México como el día en que el presidente Lázaro Cárdenas nacionalizó los activos de las compañías petroleras extranjeras y, al hacerlo, inició un monopolio de 75 años sobre las riquezas de hidrocarburos del país por la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex). 12 de julio de 2017 podría muy bien quedar como el día que la industria petrolera internacional firmemente se reinserta en México.

 

Mientras que el gobierno ha reformado drásticamente el sector para permitir la inversión extranjera, las noticias de enormes descubrimientos extraterritoriales el 12 de julio es, hasta la fecha, las manifestaciones más grandes y más significativas de esas reformas. Es probable que sus impactos repercutan en la industria mexicana e impulsen la ya fuerte reputación del país entre los inversionistas de energía. Al mismo tiempo, son un claro recordatorio de los beneficios de las inversiones en energía abierta ya que México y Estados Unidos, junto con Canadá, se preparan para renegociar sus términos de intercambio.

El primer descubrimiento -por un consorcio de Talos Energy, con sede en Houston, el grupo local mexicano Sierra Oil & Gas, y Premier Oil del Reino Unido- está siendo descrito como uno de los mayores hallazgos de petróleo en aguas poco profundas de los últimos 20 años.

Talos, que opera el bloque frente a la costa del estado de Tabasco, ha indicado que el campo tiene una enorme cantidad, de 1.4 billones a 2 billones de barriles de petróleo. A los precios actuales del petróleo, los analistas calculan que el descubrimiento equivale a unos 500 millones de barriles de reservas potencialmente comerciales. Para poner eso en su contexto, la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México dijo en junio que la reserva total de reservas de petróleo "probadas y probables" del país fue de 12.8 billones de barriles. El hallazgo de Talos también es significativo por ser el primero en salir de las puertas después de las reformas energéticas de 2013 en México. El pozo que condujo al descubrimiento fue el primer pozo exploratorio en alta mar perforado por una empresa que no sea Pemex en el nuevo paisaje de México.

El mismo día, la petrolera italiana Eni anunció que había conseguido aún más petróleo y estaba incrementando sus estimaciones de reservas de un descubrimiento anterior. El campo de aguas poco profundas de Amoca, dice Eni, ahora tiene por lo menos 1.3billones de barriles de petróleo equivalente, aproximadamente el 90% de los cuales es petróleo crudo.

Por buenas razones, ambos desarrollos deben ser bienvenidos y celebrados por la industria energética de México. Hasta ahora, las reformas energéticas de México han sido elogiadas por la rapidez de su implementación -más de 40 contratos ascendentes firmados en sólo cuatro años- y el monto de las inversiones prometidas que han logrado atraer-35 billones de dólares en inversiones asociadas desde diciembre de 2016, a pesar de la sostenida caída de los precios del petróleo.

Pero hasta el 12 de julio, esos compromisos aún no se materializaron en retornos físicos. Las reformas energéticas ahora están dando sus frutos y están logrando su objetivo principal de atraer capital extranjero para desarrollar los recursos de gran escala que antes había eludido a Pemex, una empresa con escasos recursos y hambre tecnológica.

Sin duda, la industria petrolera mexicana todavía necesita el equivalente de muchos huertos para revertir más de una década de declinaciones de producción. Pemex, que sigue siendo el productor de petróleo dominante, espera que este año la producción registre menos de 2 millones de barriles por día -40% menos que su pico de 2004.

El primer petróleo de los proyectos de Talos y Eni no se espera hasta 2020 y 2019, respectivamente. Los expertos energéticos mexicanos señalan que el país todavía necesitaría de hasta 15 rondas de licitación más como la subasta de aguas profundas de diciembre de 2016 y cerca de 11 billones de barriles de reservas probadas para desarrollarse continuamente para volver a los niveles máximos de producción.

La tarea es ciertamente enorme, pero hay claras oportunidades de aprovechar los recientes descubrimientos para lograr ganancias sostenidas en términos económicos y de inversión. Los recursos energéticos de México han estado firmemente en el radar de los inversores extranjeros desde que el sector se abrió y los nuevos descubrimientos sólo afirman su atractivo. La superficie de aguas profundas se considera la "joya de la corona" de las perspectivas energéticas del país, pero vastos hallazgos de aguas poco profundas pueden tener efectos positivos en todos los campos offshore. Descubrimientos sobre la magnitud de Talos y Eni pueden subir la apuesta que los inversores potenciales están dispuestos a pagar en futuras licitaciones, generando mayores ingresos para el gobierno, a su vez.

La ganancia potencial para México es inmensa. Bajo su plan quinquenal, el Ministerio de Energía tiene la intención de subastas más de 500 bloques de exploración, concentrados principalmente en alta mar.

Desde el 12 de julio el gobierno ha estado anticipando un aumento de interés. La Comisión Nacional de Hidrocarburos ya ha retrasado la fecha de la próxima licitación de aguas profundas de México por un mes hasta enero de 2018 para permitir a las empresas más tiempo para analizar los bloques que se ofrecen. Las inversiones prometidas más grandes ocurrirían además de la porción ya grande de beneficios que van al gobierno de los proyectos nacionales de petróleo. En la actualidad, al tener en cuenta los impuestos y otras tasas, el gobierno mexicano recibirá el 80% de los beneficios de cada barril de petróleo producido a lo largo de la vida del descubrimiento de Talos.

México, que suministraba un cuarto de la producción mundial de petróleo en 1921, “está de vuelta en el mapa, sin duda”, dice Pablo Medina, analista de Wood Mackenzie, una consultoría de petróleo.

 

Los nuevos jugadores entrando en el mercado

 

Carlos Slim

Anteriormente el hombre más rico del mundo, Carlos Slim hizo su nombre y fortuna en las telecomunicaciones. Pero su conglomerado Carso tiene intereses expansivos, incluso en la construcción del nuevo aeropuerto de la Ciudad de México. Carso obtuvo dos bloques onshore el 12 de julio -uno, en un tiebreak, después de pagar 13 millones de dólares. Talos, Sierra y Carso apuestan juntos, sin éxito, en una subasta en 2015, perdiendo a Eni en el campo Amoco de ahora 1 billón de barriles. La empresa de Slim puede sentirse alentado de un principio de la guía de Carso: "El optimismo firme y paciente siempre vale la pena"

 

Dionisio Garza

El ex jefe del conglomerado mexicano Alfa, es un cazador agudo. Su empresa, Jaguar, ganó 11 bloques, cinco por su cuenta y seis más en asociación con Sun God Resources de Canadá. Su determinación -y los profundos bolsillos de su fondo de inversión Topaz- fueron claras: Jaguar ganó dos de los bloques después de los tiebreaks con ofertas en efectivo de 26 y 29 millones de dólares. La mayoría de las otras ofertas de tiebreak se encontraban en el rango de 2-4 millones de dólares. Para poner eso en contexto, el consorcio liderado por Talos ha invertido entre 40 y 50 millones de dólares hasta el momento en su importante descubrimiento. Garza no es ajeno a los grandes negocios: en 1994, consiguió una alianza de 1 billón de dólares con el grupo de telefonía estadounidense AT&T.

 

Florentino Pérez

El jugador de fútbol más conocido de México. Javier Hernández, alias Chicharito anotó nueve goles durante la temporada que jugó para el Real Madrid. Ahora, Florentino Pérez, presidente del club español, ha anotado en grande en México. Su empresa Iberoamericana de Hidrocarburos recolectó tres bloques onshore en colaboración con Servicios PJP4.

 

Miguel Galuccio

Cuando Talos Energy, Sierra Oil & Gas y Premier Oil anunciaron un shallow-water strike de 1.4 billones a 2 billones de barriles de petróleo light, un nombre estaba ausente en la lista: Riverstone. El fondo de capital privado centrado en la energía ha apostado mucho en México. Apoya a Talos y Sierra y se une con Miguel Galuccio, el ex jefe de YPF en Argentina, para crear Vista Oil & Gas. A principios de agosto, Vista ha entrado en la bolsa mexicana en una oferta pública inicial de gran éxito, prometiendo convertirse en un "campeón latinoamericano" en el sector energético. El venture recaudó 650 millones de dólares a través de la venta de 65 millones de unidades a 10 dólares por unidad, lo máximo permitido y muy por encima de las expectativas iniciales. En un principio, Vista esperaba recaudar 500 millones de dólares. Fue la tercera IPO en México desde 2015.

"Nuestra visión es construir una nueva raza de líder en energía latinoamericana. Los mercados financieros han apoyado la visión de Vista y nuestros nuevos accionistas han demostrado confianza en nuestra capacidad para hacerla realidad", dijo Galuccio. "Estamos muy satisfechos con los resultados de la oferta global. La calidad de los inversores institucionales, tanto en México como internacionalmente, que han depositado su confianza en nosotros, es una señal fuerte".

Vista es la primera compañía de petróleo y gas que cotiza en el mercado mexicano y abre una nueva clase de activos como el primer vehículo de adquisición de propósito especial del país, o SPAC. También es la primera lista SPAC en América Latina. Aproximadamente la mitad del respaldo provino de los inversionistas institucionales de México, en especial los fondos de pensiones, y el resto del exterior, especialmente Estados Unidos. El enfoque inicial de Vista se centrará en objetivos de adquisición en México, Argentina, Brasil y Colombia. No ha nombrado a ninguna compañía que esté interesada en comprar en esta etapa.

Producción local en largo plazo, exportación en el corto

México está comenzando a reconocer los beneficios de la inversión privada, y está abriendo su cuenca de Burgos al desarrollo de empresas privadas. Eso es notable ya que la cuenca de Burgos ha sido el dominio de la estatal Pemex desde 1938. La cuenca de Burgos se encuentra directamente al sur de Texas con la mayoría de los campos de gas natural. Desde que comenzó la exploración en 1942, Pemex ha descubierto alrededor de 225 campos en la zona. La cuenca también incluye la porción mexicana de Eagle Ford, que se extiende millas más allá de la frontera.

Según la EIA, la Cuenca de Burgos representa alrededor del 15% de toda la producción de gas natural mexicana y posee los mayores recursos sale no desarrollados del país. Sin embargo, la producción de la cuenca está disminuyendo. La gran mayoría de los pozos actuales apuntan a depósitos no-shale. La inversión en la cuenca ha disminuido drásticamente en los últimos años, pasando de cerca de 660 millones de dólares a sólo 51 millones de dólares en 2017.

Pemex ha tratado de desarrollar los depósitos de shale en la cuenca de Burgos, con un éxito limitado. La EIA informa que muchos pozos tempranos tenían bajas tasas de producción, y que las operaciones shale no están en producción comercial.

El gobierno mexicano está planeando abrir terrenos en Burgos y otros play de shale para empresas privadas antes de fines de 2018. Esto debería permitir que las empresas que ya tiene una comprensión de los plays del shale se muevan y exploren la cuenca. El gobierno mexicano espera que estas empresas privadas puedan repetir el asombroso aumento del shale en Estados Unidos, donde los no convencionales dominan las operaciones modernas.

El problema para que México desarrolle su base de recursos no convencional es el actual entorno de precios bajos. Los precios del gas mexicano están vinculados a los de Estados Unidos (particularmente el Houston Ship Channel) y los precios de Henry Hub han bajado casi el 70% en la era del shale a los actuales 3 dólares por millón de BTU. Se necesita mucha más información sobre la porción de México del Eagle Ford y potencialmente incluso Permian Basin -ambos plays de shale de enorme importancia porque producen enormes volúmenes tanto de petróleo como de gas.

Algunas empresas privadas han estado cartografiando, pero hay una línea de tiempo estricta para beneficiarse de la venta de esos datos a empresas de exploración y desarrollo. Eso es porque después de un período de 10 años, la Comisión Nacional de Hidrocarburos toma el control de los datos geológicos sobre las reservas de hidrocarburos.

Existen obstáculos claves para la producción de gas shale en México: la falta de conocimiento sobre la geología de los recursos no convencionales, costos más altos, una industria de servicios más pequeña, un pobre marco regulatorio, escasez de gasoductos, falta de seguridad por el narcotráfico, escasez de agua entre otros. Por no mencionar que las demostraciones masivas recientes contra el aumento de los costos del combustible: la desregulación se vendió a un público escéptico como el camino hacia "precios más bajos".

México necesita nueva producción, ya que la producción interna de gas natural está cayendo rápidamente. La generación de gas natural continúa expandiéndose y de acuerdo con la EIA, México agregará cerca de 25 giga watts de energía de gas natural de 2016 a 2029. Encontrar una forma de producir más gas natural podría ser la meta de energía más vital de México. Este país se ha estado alejando de la electricidad generada con gas oil y diesel, por lo que el gas representa el 60% de toda la generación de electricidad. La producción nacional de gas en México, sin embargo, ha continuado cayendo, sobre todo porque se produce como "gas asociado", que viene junto con la producción de petróleo. La producción de petróleo de México se redujo 30-35% en la última década.

El país está importante volúmenes cada vez mayores de gas natural de Estados Unidos, en una tendencia que no es probable que termine pronto. De hecho, la creciente necesidad de gas natural de México recientemente permitió a Estados Unidos ser un exportador neto de gas natural por primera vez desde 1958.

En un reporte del Departamento de Energía de Estados Unidos, se argumenta que los altos volúmenes de compras de gas natural que está haciendo México a los productores estadounidenses significan la salida de más del 50% de los excedentes que presenta este mercado. Incluso se espera que el estatus de exportador neto de Estados Unidos “continúe pasado 2018 debido a las crecientes exportaciones de gas natural a México, la disminución de las importaciones de gasoductos de Canadá y el aumento de las exportaciones de gas natural licuado”.

Tan sólo en los primeros cinco meses del año, según el reporte elaborado por Katie Dyl y Victoria Zaretkaya, analistas del Departamento, con fecha del 8 de agosto de 2017, los embarques de gas natural norteamericanos que salen por ductos hacia territorio mexicano alcanzaron niveles record, equivalentes a casi 4.04 mil millones de pies cúbicos diarios, un volumen superior a todo lo que producen los principales yacimientos de donde México obtiene el recurso.

Los especialistas pronostican que con el aumento -del doble- de la actual capacidad de los gasoductos de exportación de Estados Unidos a México, prevista para 2019, “es posible esperar que las exportaciones de gas natural de Estados Unidos aumenten, aunque deberán permanecer muy por debajo de la capacidad del gasoducto disponible”.

Citan que la Secretaria de Energía (el Sener) “espera incrementar la generación eléctrica a gas natural en casi el 50% entre 2016 y 2020”. La red doméstica de gasoductos de México está experimentando una impresionante expansión, principalmente para acomodarse a la nueva realidad del gas estadounidense.

Sin embargo, el ímpetu para la desregulación de México fue producir más, no importar más de Estados Unidos. Seamos claros: más producción de petróleo y gas se considera como el camino hacia la verdadera seguridad energética nacional, especialmente porque Estados Unidos tiene grandes planes para exportar mucho más petróleo y gas a otras naciones sedientas de energía en todo el mundo. Por ejemplo, para 2020, la capacidad de Estados Unidos para exportar GNL aumentará 5 veces hasta superar los 10 Bcf/d.

Colombia, caída de la producción de crudo y reducción de la inversión

La caída del precio internacional del petróleo no solo ha impactado en la marcha de la economía colombiana, sino que la industria petrolera del país se ha visto sometida a un fuerte ajuste que se ha manifestado en la caída de la producción del crudo y en la reducción de las actividades de inversión y exploración. Para el año 2016, el Ministerio de Minas y Energía fijó una meta de producción de petróleo de 921.000 barriles diario. Sin embargo, la producción registrada estuvo muy por debajo, 885.000 barriles. Para el presente año, el gobierno estableció una meta inicial de producción de curdo de 865.000 barriles. De partida, se reconoció que, en 2017, la producción de petróleo estaría por debajo de la obtenida el año pasado en 20.000 barriles diarios.

Con respecto a la producción, es normal que vaya decreciendo porque los pozos van declinando. Los pozos no son eternos y los campos petroleros grandes en Colombia están en sus últimas fases. Para volver a la producción de un millón de barriles diarios se deben encontrar nuevos campos. Se han encontrado pozos, pero pocos y pequeños. La industria del petróleo va a seguir contribuyendo a la economía en términos de impuestos, de exportaciones, aportándole a Colombia, pero salvo que se hagan grandes hallazgos, los números van hacia abajo.

Además de los problemas propios del mercado de petróleo a nivel mundial, según el gobierno y la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), la actividad petrolera se enfrenta a otras dificultades como son los atentados terroristas contra la infraestructura del sector y las protestas y los bloqueos populares contra la explotación del crudo. Durante años, la industria petrolera de Colombia ha sufrido el conflicto entre los gobiernos del país y las FARC. Esto ha retrasado la expansión de la industria petrolera del país, lo que habría ayudado a evitar el agotamiento en los antiguos campos, desalentando las inversiones en áreas controladas por la guerrilla.

A finales del año pasado, el gobierno y las FARC firmaron un tratado de paz que llevó a miles de guerrilleros a entregar sus armas y regresar a la vida civil, lo que es una buena noticia para la industria, en teoría. En la práctica, es probable que los posibles inversionistas esperen un poco y ven si el acuerdo de paz se mantiene, ya que los ataques de los militantes en la infraestructura petrolera continúan.

Luego hay oposición local a la perforación de petróleo y gas. En junio, la ACP advirtió que una serie de referendos locales dirigidos a la perforación de petróleo y gas podrían obstaculizar el desarrollo de la industria. A principios de agosto, los residentes de un municipio de la provincia de Meta votaron abrumadoramente a favor de un referéndum que buscaba prohibir la exploración de petróleo y gas en la zona. Hay 20 más programadas, según el jefe de la APC. Este será otro obstáculo para las nuevas inversiones, a pesar de los esfuerzos del gobierno para incentivar a los inversionistas, incluyendo incentivos fiscales y de impuestos y la asignación de tres zonas económicas especiales para la exploración de petróleo y gas.

Así mismo, el estado de la infraestructura de petróleo y gas en el país está lejos de ser ejemplar. De acuerdo con Global Risk Insights, la capacidad actual de la red de gasoductos de Colombia es de 1 millón de bpd, lo cual es más que la producción local actual, pero menos de lo que Colombia quiere producir. Las alternativas, carretera y ferrocarril, también están en una forma menos que perfecta, lo que aumenta los costos de transporte y seguridad.

Por otra parte, la creciente oposición que en ciertos sectores y regiones se tiene al desarrollo de la minería y la explotación petrolera ponen en riesgo la exploración de nuevos pozos y, por ende, la inversión en esta actividad que, en las actuales circunstancias, resulta de vital importancia.

Precisamente, según Ecopetrol, en 2016, las reservas probadas de crudo del país fueron de solo 1.665 millones de barriles. Esto significa que, en Colombia, la relación entre las reservas y la producción es apenas de 5,1 años. Para la Contraloría General de la República dicha relación es de sólo cuatro años.

En una entrevista con el diario colombiano el Portafolio, el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, indicó que, ante un nivel tan bajo de reservas petroleras, la empresa está empeñada en desarrollar los llamados yacimientos no convencionales. Ecopetrol enfocará sus esfuerzos en el centro y norte de Colombia, una zona con un alto potencial de crudos livianos, como parte de su estrategia para incrementar sus reservas. Paralelamente a la búsqueda de petróleo en yacimientos no convencionales, Ecopetrol continuará desarrollando sus campos maduros para aumentar el recobro, la exploración costa afuera en el Caribe colombiano, Estados Unidos, México y Brasil, además de la búsqueda de empresas para posibles compras.

Las labores de exploración de no convencionales se desarrollarán en el Magdalena Medio, una zona en donde convergen las formaciones geológicas La Luna y Tablazo que de acuerdo con los expertos podría tener 30.000 millones de barriles de petróleo original en sitio.

A principios de agosto ONGC Videsh, subsidiaria en el extranjero de la petrolera estatal india ONGC, hizo un hallazgo comercial de crudo pesado en el bloque CPO-5, área localizada al norte del departamento del Meta y sur de Casanare, y que opera al tener una participación del 70%. Tras haber reportado en mayo la presencia de cerca de 120 pies de crudo con el pozo Mariposa-1, el gerente de la compañía Narendra Verma, confirmó al diario indio The Economic Times, que esta perforación exploratoria inició una producción de prueba que fluyó a una tasa de 4.500 barriles por día.

El bloque CPO-05 tiene una extensión superior a las 199.000 hectáreas y abarca en el Meta la jurisdicción de los municipios de Puerto López, Cabuyaro y Barranca de Upía, así como las poblaciones de Villanueva y Tauramena en el Casanare. En Colombia, el grupo indio tiene presencia en seis bloques de exploración y producción y, en el caso de CPO-05, el 30% restante lo tiene la petrolera británica Amerisur Resources. Esto incluye un bloque productor, del que se extraen unos 35.000 barriles por día.

Exploración en aguas profundas

En mayo, Ecopetrol informó que el pozo exploratorio Gorgon-1 mostró presencia de gas en aguas profundas en el sur del Caribe colombiano, en zonas ubicadas entre los 3.675 y los 4.415 metros de profundidad bajo el nivel medio del mar. Este descubrimiento prueba la existencia de gas en una estructura localizada en el mismo tren geológico del campo Kronos, Gorgon-1 está ubicado a 27 kilómetros al norte del pozo Purple Angel-1, que recientemente confirmó la extensión del yacimiento de gas descubierto con el pozo Kronos-1 en agosto de 2015. Los tres pozos exitosos muestran para Ecopetrol la posible existencia de una provincia gasífera en esta zona del Caribe colombiano.

El pozo Gorgon-1 forma parte del bloque Purple Angel. Este bloque limita con los bloques Fuerte Sur (donde se descubrió Kronos-1), Col-5 y Fuerte Norte. Ecopetrol tiene 50% de participación de estos bloques, cuyo operador es Anadarko con el 50% restante. En total, los cuatro bloques cubren un área de 14.900 kilometros cuadrados.

Según el reporte de Anadarko, el pozo estableció un récord para Colombia, pues atravesó la mayor lámina de agua en la historia de la perforación costa afuera de Colombia, 2.316 metros. Fue perforado con un buque de alta tecnología llamado Bolette Dolphin. Entre los 3.675 y 4415 metros de profundidad (a más de 1,3 kilómetros por debajo del lecho marino), se encontraron intervalos de arena neta gasífera, que, de acuerdo con los resultados preliminares, suman entre 80 y 110 metros, equivalentes a la altura de un edificio de entre 26 y 36 pisos. Con la confirmación de la presencia de un conjunto de campos gasíferos en la zona, se abre la posibilidad para que Colombia desarrolle un “cluster” especializado en la producción de gas, que permitiría compartir facilidades y mejorar la rentabilidad y eficiencia de los proyectos.

La campaña exploratoria en el Caribe colombiano continúa con el pozo Siluro, actualmente en perforación junto a la española Repsol. En el segundo semestres se prevé la perforación de Molusco, primer pozo costa afuera operado por Ecopetrol, en sociedad con la india ONGC; y el pozo Brahma, cuyos socios son Petrobras, Ecopetrol, Repsol y Statoil.

Brasil se concentra en la innovación tecnológica en este ciclo de la industria

La perspectiva del mantenimiento de bajos precios del petróleo, con impacto en la facturación, combinada con la inestabilidad económica de Brasil, está apuntada por la industria petrolera como factor inhibidor de inversiones en investigación, desarrollo e innovación. Por otro lado, el mundo del petróleo sabe que sin metas de incorporación de PD&I no hay alternativa de negocio.

Aún más frente a los desafíos que se plantean por cambios en el patrón global de demanda. "La búsqueda por tecnología es la gran aliada del sector de petróleo y gas para acelerar la producción, reducir costos y ampliar la productividad", destaca el secretario general del Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Milton Costa Filho.

Según él, la preocupación del sector es mantener la vanguardia tecnológica conquistada por Brasil a lo largo de los años, con la exploración de aguas profundas y ultra-profundas liderada por Petrobras. Petrobras compara los resultados: hasta 2010, el tiempo promedio para la construcción de un pozo marítimo en el pre-sal de la Cuenca de Santos era de unos 310 días. Con la introducción de tecnologías de punta y el aumento de la eficiencia, en 2015, ese tiempo bajó a 128 días. Y en 2016, para 89 días, con una reducción del 71%. En apenas tres años, la disminución de costos de los pozos generó un ahorro de 1.96 billones de dólares.

Gracias a la tecnología intensiva, Petrobras alcanzó en julio la producción de 2.74 millones de barriles por día de petróleo, siendo 1.61 millones de barriles diarios de la capa del pre-sal. Es también en el pre-sal cinco soluciones tecnológicas pioneras están siendo aplicadas por la empresa en Teste de Longa Duração (TLD) de Libra (equipado con inyección total de gas), previsto para entrar en operación en el tercer trimestre de este año.

La estatal de petróleo prevé invertir 3 billones de dólares en I&D y en la infraestructura de Cenpes, el centro de investigación de la empresa, en el período del Plan de Negocios y Gestión 2017-2021. El valor se proyecta en función del crecimiento de la curva de producción. Esto se deriva de la actual regulación del sector, que prevé, a través de las cláusulas de los contratos de concesión, que las empresas petroleras inviertan en I&D un 1% del ingreso bruto de los campos en producción.

En el período 1998 hasta principios de 2017, el total para las inversiones por la cláusula de PD&I superó los 12 billones de reales. A partir de 2014 hubo una reducción de los valores, debido a la caída del precio del petróleo y del ingreso bruto de los campos. La expectativa es que los importes vuelvan a crecer con el aumento de la producción del pre-sal.

Frente a los crecientes desafíos, el gerente de tecnología e innovación del IBP, Melissa Fernandez, cree que la tendencia del sector será intensificar las alianzas para proyectos de P&DI, compartiendo costos y resultados. El modelo es seguido por Petrobras, en asociación con más de 100 universidades, instituciones de investigación y empresas. El objetivo es aprovechar oportunidades de negocios, como fue la reciente alianza con la petrolera francesa Total para proyectos conjuntos de I&D.

"En momentos de retracción económica y bajos precios del petróleo, el gran desafío de las empresas es ampliar la inversión en innovación para aumentar la competitividad", dijo el jefe del Departamento de Gás e Petróleo (Degap), del Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social, Luís André D'Oliveira. La cartera de financiamiento del banco para la innovación en el sector suma cerca de 900 millones de reales, la mayor parte para tecnología del pre-sal. Son proyectos de Petrobras, de MFX (cables umbilicales), de Aker, Flexibras (tubos flexibles), Radix (soluciones de la industria 4.0), entre otros.

A pesar del innegable potencial geológico de Brasil, las empresas que operan en el sector de petróleo y gas apuntaron a "viejos fantasmas" que afectan la competitividad del país en una investigación realizada por la consultora Accenture Strategy junto con FGV Energia. De los 74 entrevistados, más de la mitad citó como barreras la carga tributaria, infraestructura deficiente, falta de ambienta para la innovación, y la rigidez de las legislaciones laborales y ambientales.

La conclusión es que la existencia de una geología atractiva en el pre-sal brasileño, única región del mundo capaz de competir con el shale americano, no será suficiente para atraer inversiones internacionales, a pesar de ser un bueno comienzo. Los ejecutivos que respondieron la encuesta para "Monitor de Atratividade de Investimentos no Setor Petrolífero" trabajando en empresas proveedoras y petroleras. Ellos consideran que las licitaciones de 2017 serán marcos para la reanudación del sector, pero el 74% de los que respondieron creen necesario reducir la exigencia de contenido local, aunque se reduzca la participación de empresas brasileñas en las inversiones.

La evaluación general es que las multimillonarias inversiones esperadas a partir de las subastas de este año tendrán efecto sobre la reanudación de la actividad en el bienio 2019-20, y no 2018. Eso porque el inicio de la explotación de las áreas tardará cerca de dos años. "Es el ritmo normal de la industria", dijo Antônio Guimarães, secretario ejecutivo del Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).

Fernanda Delgado, investigadores de FGV Energia, agrega además que el ambiente inestable en Brasil deja a las empresas menos propensas a exponerse, lo que según ella patea para adelante las inversiones. "La inestabilidad política reduce el atractivo y de forma general, el ambiente sigue siendo desafiante", ponderó Fernanda, añadiendo que la reanudación en 2020 no tendrá el petróleo en el nivel de precios del pasado debido a los cambios que trae la producción de petróleo en el shale en Estados Unidos.

El director general de la ANP, Décio Oddone, enumeró medidas adoptadas por el gobierno, entre ellas cambios en el porcentaje de contenido local exigido y el perdón de las empresas que incumplieron los porcentuales (waiver). Pero también cree que "no hay milagro" y que las inversiones proporcionadas por el nuevo marco regulatorio no vendrán a corto plazo. Bruno Falcão, de Accenture Strategy mostró algunos efectos de la caída de la actividad exploratoria en Brasil, observando que el número de pozos offshore perforados actualmente en comparable sólo al verificado en la década de los 60. Ya el objetivo de la investigación, dijo, es saber cuándo se dará la recuperación y cómo sucederá.

Según los cálculos de Magda Chambriard, ex directora general de la ANP, Brasil perdió 20 mil millones de reales en inversiones que habrían sido realizadas si 41 bloques no hubieran sido retirados de la 9ª Ronda de licitaciones, realizada en 2007, tras el descubrimiento del pre-sal, que acabó siendo exclusiva para Petrobras en 2010. Algunos de estos bloques se están ofreciendo este año, ya que ya no existe la ley que obliga a la estatal a ser la única operadora.

Oddone observó que quien podría traer más velocidad para la diversificación de actores en el sector sería Petrobras, con la venta de activos. La desinversión de la estatal, considerada atractiva por el 85% de los entrevistados, es visto bajo riesgo de perder el "timing", debido a acciones judiciales y cobranzas de órganos fiscalizadores.

Como ejemplo del impacto sobre la explotación y producción onshore citó la venta de los campos incluidos en el Projeto Topázio, de la estatal. La producción de petróleo en tierra en Brasil cayó un 27% entre 2012 y 2017. Y excluido el pre-sal, la producción hoy es de 1.48 millones de barriles diarios, ante los 2.1 millones de barriles producidos en 2010. "Petrobras todavía tiene privilegios y creo que todavía debemos evolucionar un poco más para que las compañías tengan trato igualitario", dijo Oddone.

Petrobras modifica su política empresarial

Petrobras completó en agosto 40 años de producción en la Cuenca de Campos con un importante descubrimiento en la región. En el pre-sal del campo de Marlim Sul, promete alargar la vida útil de uno de los mayores activos de la estatal, en un momento en que la compañía se prepara para vender campos históricos y concentrar esfuerzos en el intento de contener el ritmo del declive de la cuenca, a partir de inversiones de 10 mil millones de dólares en nuevos proyectos y de alianzas en campos maduros.

La expectativa de la petrolera es anunciar en 2018 las primeras alianzas en la recuperación de áreas del post-sal. El gerente general de la unidad operativa de la cuenca de Campos, Marcelo Batalha, destaca que la tasa de declive del 6% al año, verificada por la empresa al final del primer semestre, es un "buen número", pero que el objetivo de Petrobras es "empujar ese límite cada vez más abajo".

"Conocemos mucho la cuenca de Campos, tenemos una experiencia en la producción en aguas profundas, que es una referencia en el mercado, pero hay aspectos específicos por los cuales algunas empresas en el mundo ya pasaron...Nuestra idea, principalmente en Campos, es tener socios estratégicos, traer a alguien que, con aporte de tecnología, pueda ayudarnos a que ese 6% [de tasa de declinación al año] pueda ser aún menor", dijo Batalha.

Concluir con el declive de la producción en la región es una misión que exige inversiones voluminosas. Según el gerente, Petrobras está hoy en fase de discusión con eventuales socios sobre qué activos y tipos de tecnología podrían ser involucrados en un futuro acuerdo. El año pasado, la compañía llegó a firmar un memorando de entendimiento con la noruega Statoil previendo potenciales alianzas tecnológicas en el aumento de la recuperación de la producción.

Este año, la producción promedio de Petrobras en Campos es de 1,25 millones de barriles/día, lo que representa una caída del 25% con respecto a 2010. Cuando la producción comenzó a caer más acentuadamente en 2012, la directora general de la Agência Nacional de Petróleo (ANP), Magda Chambriard, llegó a afirmar que la caída estaba "por debajo de lo razonable" y cobró inversiones por parte de la estatal.

Según Batalha, Petrobras tiene hoy en cartera 48 proyectos. En total, la empresa prevé construir hasta 2021, 80 pozos productores, más 29 inyectores. Estos pozos producirán 450.000 barriles diarios de petróleo y ayudarán a desacelerar el declive de la región, que concentra hoy el 60% de la producción nacional, pero que viene perdiendo espacio para el pre-sal de la Cuenca de Santos. Batalha destaca que estos proyectos, en el post-sal, son de rápida implementación, porque las reservas que son objeto de las nuevas inversiones están ubicadas cerca de plataformas que ya operan desde hace décadas en la región. La misma velocidad, según él, vale para los recientes descubrimientos en el pre-sal.

"Aunque no tengamos pre-sal en la cuenca de Campos en volúmenes como en la cuenca de Santos, en descubrimientos como Libra y Lula, tenemos las ventajas de, por términos de infraestructura ya instalada, rápidamente conseguimos desarrollar el proyecto. Con el mínimo de inversión en las plataformas ya existentes, conseguimos poner en producción en un plazo relativamente rápido", comentó.

Además de Poraquê Alto, Petrobras acumula, en Campos, otros descubrimientos en el pre-sal en fase de evaluación, como Brava (Marlim y Voador) y Forno (Albacora). La estatal está hoy, en fase en negociación de la extensión del contrato de Albacora y tiene la expectativa de que Forno ayude a sostener el proyecto de revitalización del campo. La petrolera ya obtuvo la aprobación de la ANP para la prórroga, hasta 2052, de la concesión de Marlim, que producirá más de 900 millones de barriles de petróleo equivalente.

Al mismo tiempo busca socios para la revitalización de los campos, la estatal también pretende reducir su cartera de concesiones en la región y anunció recientemente la inclusión de campos históricos, en aguas poco profundas, en el programa de venta de activos. Este es el caso de Enchova, primer campo a entrar en producción en la cuenca. Según Batalha, los tres polos de producción en aguas poco profundas de Campos que están en venta (Enchova, Pargo e Pampo) son activos con "una economía marginal" y que hoy “desentonan” en el portfolio de la estatal.

Por otra parte, la intención de Petrobras de deshacerse de sus activos en Paraguay representa un paso más de la compañía en la reducción de su presencia en el mercado sudamericano de distribución de combustibles. La estatal brasileña se deshizo de sus puestos en Argentina y Chile y, si se confirma la nueva desinversión, pasará a operar una red que representa sólo el 20% de la que tenía en 2016, antes de las ventas, en cinco países hasta el año pasado. Con la salida de Paraguay, la petrolera pasaría a concentrarse solamente en Colombia y Uruguay, que poseen una red de cerca de 200 puestos. Desde 2015, la estatal brasileña ya ha obtenido 1.7 billones de dólares con la venta de activos en el exterior.

En los últimos meses, ya ha señalado que pretende vender también la refinería de Pasadena, en Texas (Estados Unidos), y su porción del 50% en Petroáfrica. Con ello, va camino a reducir aún más su producción de petróleo y gas natural fuera de Brasil y retirarse por completo del mercado internacional de refinación, después de haber vendidos los activos Nansei Sekiyu (Japón) y Bahía Blanca (Argentina). Con la venta de PetroÁfrica, que concentra los activos de explotación y producción de la estatal en el continente africano, sobre todo en Nigeria, Petrobras puede tener sus actuales niveles de producción internacional reducidos en un 35% -a 43 mil barriles diarios de petróleo, casi la mitad de los niveles de 2016 y cerca de un tercio de los niveles de 2013.

Los activos internacionales son uno de los principales focos del programa de desinversiones de la estatal, que pretende recaudar 21 billones de dólares con la venta de activos en el bienio 2017-2018. Además de las operaciones ya anunciadas, la petrolera brasileña ya manifestó anteriormente la intención de vender parte de su campo de Saint Malo, ubicado en el Golfo de México, en Estados Unidos. A pesar de la reducción de su presencia internacional, Petrobras aún está presente en mercados como los de combustibles de Colombia y Uruguay; exploración y producción de petróleo y gas natural en Estados Unidos, Argentina y Bolivia, por ejemplo.

En el caso de Paraguay, la estatal está colocando a la venta el 100% de Paraguay Distribución Limited (PPDL), Petrobras Paraguay Operaciones y Logística (PPOL) y Petrobras Paraguay Gas (PPG). Estas compañías concentran participaciones en los mercados de distribución de combustibles y lubricantes y logística. Según la información suministrada por la propia compañía, Petrobras mantiene en Paraguay 197 estaciones de servicio, lo que representa un mercado compartido del 18%, el segundo mayor en el segmento automotriz del país vecino. En el segmento de lubricantes, la participación de mercado es del 12%. Petrobras tiene, además, 74 tiendas de conveniencia y 39 mini-mercados y tiene 32 clientes en el sector aéreo, con presencia en tres aeropuertos. También actúan en el área de logística y cuanta con una terminal propia de distribución en la ciudad de Villa Elisa.

Venezuela, entre el colapso de la industria petrolera y las sanciones

Para los mercados comerciales cada tragedia es una oportunidad de negocio. Ese es el espíritu en el cual partes del mercado petrolero están viendo el trauma continuo en Venezuela. La recién inventada Asamblea Constituyente ha despojado al Parlamento democráticamente elegido de sus poderes. La ex fiscal general Luisa Ortega Días ha huido para buscar asilo político en la vecina Colombia y se informa que está lista para exponer la corrupción del gobierno que ha dejado atrás. Las reservas de divisas del país han caída mientras que la deuda sigue aumentando. El gobierno de Estados Unidos ha dicho a las familias de su personal de la embajada que se vayan.

El país está a punto de convertirse en un estado fallido. Pero, ¿es probable que estos eventos provoquen el aumento de los precios del petróleo que los bulls en el mercado han estado esperando desde hace tiempo? ¿La implosión del régimen del presidente Nicolás Maduro y el conflicto civil abierto que podría seguir impulsando los precios del petróleo hasta 60, 70 dólares por barril o incluso más? no lo creo.

Venezuela es sin dudas un importante productor y exportador de petróleo. Miembro fundador de la OPEP y durante muchos años líder intelectual de la organización, Venezuela tiene más reservas de petróleo que cualquier otro país, aunque gran parte es petróleo pesado que no se puede producir económicamente a precios actuales. El país produjo 1.9 millones de barriles por día en julio -el último mes para el que se dispone de cifras. La mayor parte fue exportada, con unos 780.000 b/d a Estados Unidos en los primeros cuatro meses de este año.

La idea de que un corte de esos suministros desencadenará un fuerte aumento de los precios se basa en esos números. Hay buenas razones, sin embargo, por qué la realidad podría ser bastante diferente. En primer lugar, es extremadamente improbable un cese total de la producción y las exportaciones. Venezuela depende del petróleo para el 95% de sus ingresos de exportación. Proteger ese comercio y mantener la producción será la prioridad absoluta de cualquier gobierno, ya sea con el señor Maduro o su principal oponente, Henrique Capriles. Las instalaciones petroleras serán custodiadas por tropas si es necesario y la producción continuará.

Si algunas de las instalaciones de producción se mueven a un alto el impacto es probable que sea limitado. Podría haber un aumento en los precios, pero es probable que sea temporal. Venezuela ya no es el poder en el mercado de petróleo de hace una década, cuando produjo y exportó alrededor de 2.5 millones de barriles por día. Sus crudos eran una parte importante del mix para las refinerías en la costa del Golfo de Estados Unidos.

El descenso de la industria petrolera venezolana, en particular la entonces perversa empresa estatal PDVSA, ha dejado al país en una situación en la que ni siquiera tiene capacidad de producir al nivel permitido por su cuota de la OPEP. La producción está ahora en un mínimo de 27 años.

Una pérdida de producción de, digamos, medio millón de barriles por día sería un inconveniente para los refinadores acostumbrados a depender de los suministros del país y perjudicar a las compañías petroleras internacionales involucradas, como Repsol y Chevron, pero igualmente, tal déficit podría ser emparejado pronto por aumentos de los suministros en otros lugares. Muchos productores de la OPEP, incluyendo Nigeria, Irán, Argelia e Irán, están ansiosos por impulsar sus exportaciones. Las sanciones estadounidenses a las importaciones venezolanas serían perjudiciales, pero el mercado pronto se ajustaría.

Tampoco la producción quedaría cortada. Cualquier gobierno necesitará los ingresos de exportación y los que han invertido en Venezuela o han hecho préstamos a cambios de suministros de petróleo también tienen un interés director en mantener la producción. Eso incluye a China, que ha dejado de prestar nuevo dinero a Venezuela, pero en 2016 todavía tenía 20 billones de dólares en préstamos pendientes, y Rusia, que recientemente aumentó sus préstamos a través de la petrolera estatal Rosneft. Esa deuda está asegurada contra la filial comercial de PDVSA, Citgo. Ningún gobierno puede permitirse el lujo de alienar a tales poderosos acreedores.

Ya sea bajo la dirección democrática de Capriles o de uno de sus colegas o bajo el control de los militares, Venezuela tendría todo el incentivo para alentar nuevas inversiones y restaurar rápidamente la producción a niveles anteriores. La pobreza de lo que alguna vez fue uno de los países más prósperos de América Latina es chocante. Podría sostener fácilmente la producción de 3 millones de barriles por día o más y, dada la infraestructura existente y la experiencia en lo que queda de PDVSA, probablemente podría alcanzar ese nivel dentro de los 18 meses de una nueva administración.

Por supuesto que habrá volatilidad. Pero la historia sugiere que los cambios de régimen, por violentos que sean, no conducen a una destrucción duradera del comercio. En los países dependientes de los ingresos del petróleo, la producción y las exportaciones se convierten en los imperativos de un gobierno entrante -la forma en que los nuevos líderes pueden asegurar el poder. Venezuela hoy es un lugar triste y miserable, su población víctima de la dictadura y mala gestión de la economía. Pero el mercado estaría equivocado al ver lo que está sucediendo en las calles de Caracas como un indicador adelantado de la próxima ola ascendente de los precios del petróleo.

A medida que el clima político y económico en Venezuela continúa deteriorándose y la producción de petróleo se hunde a nuevos mínimos, se abre un vacío de producción en el Caribe. Los ministros de Finanzas y de Relaciones Exteriores de México están trabajando intensamente en un plan para convertirse en el nuevo productor de petróleo de la región.

El plan comienza en la cercana Cuba. Venezuela había estado proporcionando a Cuba un generoso subsidio de petróleo por más de una década, haciendo que la región dependiendo totalmente de acuerdos y alianzas con Caracas. Ahora México está considerando reemplazar estos subsidios a Cuba además de algunas otras naciones caribeñas, terminando potencialmente la alianza de 18 años entre Cuba y Venezuela. Si el plan llega a pasar, esto agravaría los problemas de Venezuela y el aislamiento, haciendo posible que Estados Unidos imponga sanciones aún más pesadas y sumar puntos para México en Washington DC.

Para reemplazar el acuerdo venezolano de subsidios petroleros, conocido como Petrocaribe, México tendría que abastecer a Cuba con 55.000 barriles por día y otros 39.000 barriles diarios a otras naciones de Petrocaribe en el Caribe y Centroamérica. Esto es en realidad una pequeña cantidad en comparación con lo que Venezuela estaba repartiendo antes de su producción entró en fuerte declive. Hace 5 años, Venezuela exportaba cerca de 100.000 barriles diarios a Cuba y otros 120.000 barriles diarios a Centroamérica y el Caribe. Si México continúa con el plan, será un paso audaz. La cantidad de envíos, especialmente a un precio subsidiado, sería una gran carga financiera para México. La medida podría mejorar las relaciones con Estados Unidos y darle a México un mejor apalancamiento en las negociaciones del TCLAN, pero es probable que sea políticamente impopular en un momento en que la producción interna de petróleo es menor que su mejor y la economía es volátil.

Offnews.info (Argentina)

 


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