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07/08/2017 | Enfoque: Hacia la reconstrucción de la industria petrolera

İlke Toygür

La mayoría de los expertos están de acuerdo en que el futuro del petróleo no es brillante en absoluto. Justo antes que los precios cayeran de sus máximos a más de 110 dólares por barril a mediados de 2014, la sabiduría común entre los mismos expertos fue que se esperaba que los precios se mantuvieran altos durante un tiempo. Pero casi tres años más tarde, todavía están en una gama relativamente baja de más de 40 dólares y menos de 50 dólares por barril.

 

Pueden permanecer bajos durante un tiempo considerable, ya que los productores shale en Estados Unidos se han ajustado a este entorno. A pesar que los precios podrían reactivarse a corto y mediano plazo, a largo plazo (por eso me refiero tan pronto como a finales de 2020), el petróleo comenzará a perder su brillo.

Esta última era del petróleo vendrá cuando la revolución del transporte desplace el papel importante del petróleo como combustible para transporte, especialmente en vehículos a motor. Una revolución energética se está desarrollando justo delante de nosotros. La Agencia Internacional de la Energía proyecta una gran disminución en el uso mundial de carbón y petróleo en energía, ya que son reemplazados por el gas natural y las renovables.

El costo de la producción de los paneles solares, las baterías y eólicas ha disminuido sustancialmente desde mediados del año 2000. Más importante aún, las energías renovables y los vehículos eléctricos se están expandiendo rápidamente, no sólo en los países avanzados, sino también en los emergentes. Por ejemplo, China fue un líder mundial en capacidad instalada de energía solar y el mayor mercado de vehículos eléctricos en 2015. Las economías emergentes se están adaptando rápidamente para hacer frente a los desafíos de la contaminación y la congestión.

El advenimiento de los vehículos eléctricos es un game-changer para el futuro del mercado de petróleo. Como aproximadamente la mitad del mercado global de petróleo es el transporte por carretera (y cerca de dos tercios en Estados Unidos), el papel exclusivo del petróleo en el transporte de combustible podría desaparecer para siempre. En las secuelas, el petróleo se convertiría en una fuente de energía ampliamente disponible compitiendo con el carbón, el gas natural, la energía nuclear y los renovables para la generación de electricidad.

Muchos todavía sostienen que les llevará mucho tiempo desplazar los vehículos eléctricos. Bloomberg New Energy Finance proyecta alrededor del 25% de los autos serían eléctricos en 2040. La OPEP aumentó su proyección de la cuota de vehículos eléctricos en el mundo de 6 a 22% para 2040 en su 2016 World Oil Outlook. Un informe de Carbon Tracker y el Grantham Institute en el Imperial College London pronostican que los autos eléctricos incluirían más de la mitad del stock global de automóviles en 2040.

Dada la reciente aceleración de la adopción y la disminución de los costos, es probable que la adopción del auto eléctrico se acelere en los años venideros y que los autos eléctricos dominen el parque automovilístico en 2040.

Utilizando un paralelo de desplazamiento de caballos por los autos durante unos 25 años en Estados Unidos, a principios del siglo 20, un documento de trabajo del FMI "Riding the Energy Transition" muestra que la cuota de autos eléctricos podría llegar al 90% en 2040 en este escenario "fast-adoption".

Esto puede parecer exagerado, pero muchos problemas que obstaculizan la adopción, como el alto costo, la falta de infraestructura y el corto alcance de los vehículos está mejorando rápidamente. La AIE y otros proyectan que el desplazamiento del petróleo en el mundo avanzado será más que compensado por la creciente demanda de petróleo en los mercados emergentes. Aunque esto podría ser el caso en los próximos 10 años, los patrones de adopción de tecnología sugieren que los países emergentes harían lo mismo rápidamente.

La rápida adopción de smartphones en el mundo que desplazan a los teléfonos móviles convencionales a pesar de los precios mucho más altos es un gran ejemplo de lo que podría suceder. La diversificación económica es más importante que nunca en los países exportadores de petróleo, ya que se necesita mucho tiempo para diversificar la economía, tal como se argumentan algunos especialistas del FMI en el libro Breaking the Oil Spell.

El desplazamiento de vehículos a motor tiene implicaciones prometedoras para la lucha contra el cambio climático. Dado que la mayor parte del petróleo se utiliza para el transporte, un desplazamiento rápido apoyaría los acuerdos del cambio climático y evitaría que la temperatura global aumentara en más de 2 grados Celsius.

Esto requiere un fuerte apoyo gubernamental para la adopción de vehículos eléctricos y renovables. También pide una fuerte colaboración internacional, especialmente entre economías avanzadas y emergentes en términos de transferencia de tecnologías a unas verdes. Esta podría ser la última era del petróleo, pero también podría ser el comienzo de una nueva era de desarrollo sostenible y de colaboración en todo el mundo.

El problema de los costos en la industria petrolera global

 

Los productores convencionales de petróleo y gas están aprobando nuevos proyectos a la tasa más rápida desde el colapso del precio del petróleo hace tres años en un signo de que las "big oil" están luchando contra la competencia de los productores del shale estadounidenses en medio de los bajos precios del crudo. Más nuevos yacimientos de petróleo y gas dieron el visto bueno en la primera mitad de este año que en todo el año 2016 con empresas como ExxonMobil, Royal Dutch Shell y BP en proyectos de re-ingeniería para reducir los costos y acelerar la velocidad de desarrollo.

Los costos de desarrollo promedio han caído un 40% desde 2014, según Wood Mackenzie, la consultora de energía, alentando a las empresas a reactivar la inversión a pesar de la continua debilidad del mercado petrolero. Pero lo están haciendo de una manera altamente selectiva, con sólo los proyectos más atractivos que vayan adelante. "Han tratado casi tres años en llegar a esta etapa, porque en 2015 mucha gente pensó que la caída del precio del petróleo era sólo una desviación temporal de la tendencia general", dijo Readul Islam, analista de Rystad Energy, una empresa noruega de investigación. "La industria tomó un tiempo para obtener su mente colectiva en torno a la idea de "más bajo por más tiempo" y ahora la gente se está acostumbrando a que bajé por más tiempo aún".

En los primeros seis meses de este año, 15 proyectos convencionales de petróleo y gas recibieron luz verde, con reservas de alrededor de 8 billones de barriles de petróleo y petróleo equivalente, según WoodMac. Esto se compara con los 12 proyectos aprobados en todo el año 2016, que contienen alrededor de 8.8 billones de barriles. Sin embargo, la actividad sigue siendo muy inferior a la media de 40 nuevos desarrollos aprobados anualmente entre 2007 y 2013 y, con los precios del crudo de alrededor de 50 dólares por barril, dicen los analistas que la economía del os proyectos convencionales siguen siendo precarias.

Los productores convencionales saben que necesitan afinar las operaciones para mantenerse competitivos frente a la creciente oferta de recursos shale de Estados Unidos, que pueden ser puestos en marcha más rápidamente y a menor costo. Las amenazas de largo plazo derivadas del aumento de las energías renovables, y los autos eléctricos en particular, están planteando nuevas preguntas sobre la viabilidad comercial en gran parte del petróleo y el gas no desarrollados en las carteras de las compañías.

En este entorno, los proyectos más arriesgados o económicamente marginales están siendo cancelados, dejando a miles de millones de barriles de recursos inexplotados "varados" mientras persistan los precios débiles. En cambio, los productores tratan de imitar el modelo de "short cycle" de las compañías estadounidenses shale, centrándose en los recursos que se pueden desarrollar al menor costo en el menor tiempo posible.

Casi tres cuartas partes de los proyectos convencionales aprobados este año han sido expansiones "brownfield" de campos existentes o desarrollados de satélites conectados plataformas y tuberías existentes a través de los llamados tie-backs. "Estos proyectos no sólo son menos riesgosos que los desarrollos greenfield, también tienden a ser menos intensivos en capital y son más rápidos para poner en marcha, ofreciendo una recuperación más rápida y mejores retornos de los dólares de desarrollo", agregó Angus Rodger, director investigador de WoodMac.

Los ejemplos incluyen Shell que se adelanta en febrero con su proyecto de Kaikias en el Golfo de México. La producción del campo se alimentará en el hub de producción Ursa del grupo, limitando la cantidad de nueva infraestructura requerida. Los costos de desarrollos se redujeron a la mitad de las estimaciones originales, lo que permitió a Kaikias alcanzar una rentabilidad incluso por debajo de los 40 dólares por barril.

Gran parte de los ahorros provienen de un "squeeze" en las empresas de servicios petroleros que proporcionan equipos y construyen infraestructura. Islam dijo que la aprobación de ExxonMobil el mes pasado para su proyecto Liza frente a la costa de Guyana fue cronometrada por el grupo estadounidenses para beneficiarse de las "tasas más bajas" para las plataformas de perforación y otros servicios. Malcolm Dickson, director de investigación de WoodMac, dijo que los costos de los servicios han caído "lo más bajo posible", pero no espera que se recuperen porque la demanda sigue siendo lenta y el mercado todavía está ensombrecido con exceso de capacidad.

Esto separa el petróleo y gas convencional de la industria shale estadounidense, que está comenzando a experimentar la inflación de costos debido al resurgimiento de la perforación.

Los productores convencionales están tratando de reducir aún más la ventaja de los costos shale mediante la adopción de un enfoque "sin extras" para el desarrollo. La mentalidad "big is better" de la era del petróleo a 100 dólares ha dado paso a proyectos más pequeños y simplificados, a menudo involucrando menos pozos de los que originalmente se planeaba y avanzaba en fases, en lugar de hacerlo a la vez. Dickson cita el proyecto de Buckskin en el Golfo de México, que originalmente implicaba el desarrollo de 350 millones de barriles de petróleo a un precio break-even de 90 dólares por barril. Ahora está siendo impulsada por LLOG, una empresa privada estadounidense, con el objetivo de desarrollar 140 millones de barriles con un break-even de 50 dólares por barril.

La ejecución del proyecto también está mostrando signos de mejora en una industria notoria por retrasos y excesos presupuestarios. El aumento de la disciplina de costos combinada con un fácil acceso a equipo, servicios y mano de obra exclusivamente suministrados ayudó a que el campo del Delta del Nilo Occidental de BP en Egipto entrara en funcionamiento en mayo ocho meses antes y fuera del presupuesto.

Iain Reid, analista de Macquarie, predice que los "enormes esfuerzos" para reducir los costos se reflejarán en mejores ganancias interanuales cuando los "supermajors" reporten los resultados del segundo trimestre en los próximos días, comenzando con Shell y Total.

Sin embargo, se espera que los balances se mantengan bajo presión de los precios débiles y de los grandes compromisos de dividendos. Esto garantiza que los gastos de capital se mantendrán bajo control estricto. Más de 100 proyectos listo para el desarrollo se han retrasado desde 2014, según Rystad, y la recuperación de este año apenas ha afectado el retraso.

Sin embargo, se espera que los balances se mantengan bajo la presión de los precios débiles y de los grandes compromisos de dividendos. Esto garantiza que los gastos de capital se mantendrán bajo estricto control. Más de 100 proyectos listos para el desarrollo se han retrasado desde 2014, según Rystad, y la recuperación de este año apenas ha afectado el retraso. WoodMac dice que la mitad de todos los proyectos convencionales greenfield que esperan luz verde no lograrían un 15% de retorno de la inversión a precios de petróleo a largo plazo de 60 dólares por barril, lo que plantearía "serias dudas" sobre sus perspectivas de desarrollo. Con esta medida, hay dos veces más petróleo shale subdesarrollados capaz de ganar dinero a 60 dólares por barril que los recursos convencionales.

Esto explica por qué ExxonMobil y Chevron han estado inclinando la inversión hacia el shale, y destaca el desafío para las majors tradicionales europeas como Shell, BP y Total para mantener los driving costs más bajos en el futuro.

A fines de julio, ExxonMobil y Chevron dijeron que planean llevar más plataformas de perforación a la cada vez más concurrida Permian Basin, logrando los objetivos en las 75.000 millas cuadradas llenas de petróleo en el oeste de Texas y Nuevo México, donde los perforadores pueden bombear más crudo a costos más bajos que la mayoría de los lugares. Pero el foco en Permian de las dos más grandes compañías estadounidenses, que reportaron fuertes ganancias en el segundo semestre, subrayó que la recuperación de la industria energética después del largo y costoso bust de petróleo sigue siendo desigual, y estrechamente enfocado en West Texas.

Otros shale plays han quedado muy atrás, incluyendo el Eagle Ford en South Texas y Bakken en North Dakota, dos zonas petroleras una vez codiciados por los inversionistas de Wall Street y los ministros de petróleo de Medio Oriente por igual.

Los prospectos offshore son más sombríos. Los perforadores han luchado para despertar cualquier interés en proyectos grandes y arriesgados que sólo pueden volver a comenzar después que los precios del crudo rompan hacia los 60 dólares. Las empresas con importantes negocios en el extranjero están despidiendo trabajadores. "Vas a poner tu dinero donde están los mejores retornos, y ese es Permian", dijo Brian Youngberg, analista en Edward Jones en St. Louis.

Casi la mitad de la actividad de perforación en Estados Unidos se concentra en Permian. En mayo del año pasado, el recuento de la plataforma estadounidense ascendió a alrededor de 400, menos de la cuarta parte de su pico de 1900 aparejos en 2014. Desde entonces, el país ha añadido más de 550 plataformas, de las cuales 240 van a Permian. En contraste, Eagle Ford ha agregado apenas 45 durante el año; Cana Woodford, en Oklahoma, 34.

Pero incluso cuando Permian está en un boom, y algunas compañías de servicios petroleros muestran fuertes resultados allí, no es suficiente para sostener el sector. Los fabricantes de equipos offshore, por ejemplo, que emplean a miles de trabajadores en Houston, están sufriendo.

TechnipFMC cortó más de 1.000 trabajadores de su fuerza de trabajo global este año y National Oilwell Varco recortó cerca de 1.500 empleos. Clay Williams, CEO de National Oilwell Varco, advirtió que la demanda de sus clientes onshore se está enfriando con los precios del petróleo por debajo de los 50 dólares por barril. Varias compañías de exploración y producción, incluyendo ConocoPhillips de Houston y Anadarko Petroleum, dijeron que están reduciendo los gastos planeados en 200 y 300 millones de dólares respectivamente porque los precios del petróleo se han mantenido por bajo de lo esperado.

Los precios se han mantenido bajos en parte debido a la creciente producción en Permian, lo que ha frenado el proceso de drenaje del exceso de petróleo global que hizo caer los precios hace casi tres años, dijo Jim Wicklund, analista de energía en la compañía de servicios financieros Credit Suisse en Dallas. Si los precios permanecen bajo, dijo, la industria podría estar encabezando una leve recesión que podría significar nuevas rondas de despidos. "Somos responsables del exceso", dijo Wicklund. "Es demasiado, demasiado".

 

Una mirada a los recuentos de plataformas en Estados Unidos.

Exxon y Chevron, por su parte, no muestran signos de desaceleración en Permian. Ambas compañías dijeron que la perforación en la región se encuentra entre sus proyectos más importantes en todo el mundo. Exxon planea enviar tres plataformas más a su flota de 16 a finales de agosto, y ha aumentado su producción de petróleo y gas en un 20% en el último año, a 165.000 barriles diarios. En la Delaware Basin, una parte de Permian que Exxon pagó 5.6 billones de dólares para entrar este año, recientemente perforó su primer pozo, con una sección horizontal de 2.4 millas de largo, mucho más tiempo que el pozo típico. Y mientras aprende más, planea ampliar aún más esos pozos, dijo Jeff Woodbury, un portavoz de la compañía petrolera Irving. "A medida que la actividad continúa aumentando, continuaremos capturando eficiencias", dijo.

Chevron espera poner más de siete plataformas en Permian a fines del próximo año, lo que llevaría su plataforma a contar con sus 2 millones de acres de allí a 20. La producción del proyecto Permian de Chevron ha subido casi un tercio a cerca de 180.000 barriles diarios. "Los pozos que perforamos hoy son más eficientes que los pozos que perforamos el año pasado y el año anterior", dijo Jay Johnson, vicepresidente ejecutivo de upstream para Chevron.

Chevron reportó una ganancia del segundo trimestre de 1.5 billones de dólares, o 77 centavos por acción, de abril a junio, en comparación con una pérdida de 1.5 billones de dólares con respecto al mismo período del año pasado. Los ingresos aumentaron de 29 billones a 35 billones de dólares, y la producción de petróleo y gas aumentó un 10%.

Para las empresas que suministran a Exxon y Chevron con equipos y personal para perforar y fracturar pozos, Permian ha jugado un papel clave en su recuperación después de la brutal desaceleración que provocó miles de millones de dólares en pérdidas y decenas de miles de despidos. Los mayores operadores de servicios petroleros onshore, Halliburton y Schlumberger, vieron sus ingresos en Norteamérica aumentar en un 24% y 18%, respectivamente, desde el primer trimestre del año. Sin embargo, apenas se benefician o pierden dinero porque la actividad de perforación más allá de Permian es plana o está hundida. Y cuánto tiempo continuará dependerá de cuándo la demanda global y la producción natural declinen en otras partes del mundo, compensando el crecimiento de la producción estadounidense.

El CEO de Schlumberger, Paal Kibsgaard, dijo que los rápidos incrementos en la producción estadounidenses han "asustado a los inversionistas del mercado petrolero para que crean que los barriles rápidos procedentes de Estados Unidos inundarán el mercado", y evitó que los precios subieran. El presidente ejecutivo de Halliburton, Dabe Lesar, advirtió que el aumento constante de las plataformas de perforación activas en Estados Unidos está llegando a una meseta ya que los precios se mantienen bajos y los productores de petróleo están "tocando los frenos".

La competitividad de las oil-sands canadiense en la volatilidad de Venezuela, México y Colombia

El difícil mercado petrolero de Canadá ha encontrado algo de salvavidas cuando los traders luchan por el crudo pesado debido a los recortes de producción de la OPEP y la caída de la producción latinoamericana. La producción ha caído en los países latinoamericanos de la OPEP y no-OPEP como México y Colombia, lo que ha llevado a las refinerías tan lejanas como China a buscar las oil sands de Alberta para llenar el vacío.

El interés ha impulsado el precio del petróleo heavy Western Canada Select (WCS), que está dentro del rango de su más ajustado descuento en crudo estadounidense.

El petróleo pesado canadiense es un sustituto fácil de las calidades de Medio Oriente y América Latina, y la creciente demanda representa poco común bright spot para las arenas bituminosas, que han sido duramente golpeadas por la caída de los precios y el alto costo de producir y mezclar el betún pesado de Alberta. "Hemos estado viendo un cambio estructural (en el mercado) desde que la OPEP cortó los medium sours, y el heavy canadiense se justa muy bien allí", dijo un trader de una empresa de arenas petroleras. La OPEP está tratando de reequilibrar los mercados mundiales mediante la reducción de la producción de crudo sour, manteniendo los barriles light sweet con los productores de shale estadounidenses están bombeando a niveles récord.

La producción en Venezuela, un miembro de la OPEP, cayó un 11% en los primeros cinco meses del año a un mínimo de 27 años debido a la falta de inversión y problemas de infraestructura. Y a medida que se agita la crisis política, Estados Unidos podría imponer sanciones que obstaculizarían la capacidad de Venezuela de vender crudo.

La producción de México cayó un 8% en los primeros cinco meses de 2017 respecto a hace un año como resultado de las declinaciones de la producción natural a largo plazo en los yacimientos de petróleo envejecidos. El colombiano cayó un 11.5% como consecuencia de los ataques de los rebeldes contra los oleoductos. Venezuela, México y Colombia producen cerca de 5.3 millones de barriles por día, mientras que la OPEP ha recortado cerca de 1.8 millones de barriles por día en el suministro, el mayor parte crudo sour.

Las refinerías de la Costa del Golfo están pagando más por la producción canadiense para reemplazar estos barriles, empujando el descuento por el petróleo canadiense entregado al centro de almacenamiento estadounidense en Cushing, Oklahoma, al alrededor de 5 dólares el barril por debajo del crudo estadounidense. A niveles actuales que pondrían el precio absoluto de WCS en Cushing a poco menos de 45 dólares por barril. El diferencial más estrecho en Cushing fue de 4.10 dólares por barril por debajo del crudo estadounidense a mediados de 2015.

Canadá exporta más de 3 millones de barriles diarios de crudo a Estados Unidos, su principal cliente, según datos del U.S. Energy Department. Los barriles canadienses podrían suministrar refinerías en Sweeney, Texas, y St. Charles, Louisiana, donde Venezuela representa la mayoría de las importaciones.

Los principales beneficiarios serían los productores con capacidad comprometida en las tuberías de Enbridge Inc. que canalizan el crudo hacia el Golfo, como Suncor Energy y MEG Energy, porque disfrutan de tasas más bajas que las de los enviados spot. El envío de más petróleo canadiense a Estados Unidos puede ser difícil debido a las restricciones del gasoducto, aunque más petróleo podría ser enviado por ferrocarril, aunque a un precio más alto. Los altos costos y los malos resultados impulsaron a las empresas energéticas internacionales a vender alrededor de 22.5 billones de dólares en activos canadienses este año.

Con los recortes de la OPEP ahora comenzando a morder en Asia, los traders dijeron que la demanda de barriles amargos estaba aumentando en una región que históricamente obtuvo petróleo de Medio Oriente y Rusia. Dos traders en Calgary dijeron que sus compañías recibían más llamadas de potenciales compradores chinos, y la disminución de las tarifas de flete significó que más crudo canadiense podría llegar a Asia.

Indian Oil Corp, empresa estatal, compró su primera carga de crudo pesado estadounidense y canadiense en julio, y 1 millón de barriles de crudo canadiense fueron a China en el primer trimestre. "Muchos tankers están ahí afuera buscando trabajo que no sería sorprendente que alguien consiga un sweetheart deal para llevarlo a Asia", dijo el analista Michael Tran de RBC. Sin embargo, la falta de tuberías en el país hacia la costa hace que las exportaciones a Asia sean considerables, dijo.

Reducción de costos en la otrora pletórica Alberta

Los operadores de las arenas petrolíferas de Canadá están progresando en la eliminación de su imagen de productores de alto costo destinados a fracasar en un mundo de bajo precio. Suncor Energy Inc., Cenovus Energy Inc. y MEG Energy Corp. todos subieron después de mostrar avances en la reducción de costos en sus operaciones en el norte de Alberta. Esas reducciones ayudaron a que sus resultados del segundo trimestre hicieran que el crudo se metiera en el territorio del mercado bear durante el período.

Mientras que las tar sands -que poseen las terceras mayores reservas de petróleo del mundo- fueron vistas como activos valiosos durante la subida del precio del petróleo hace una década, el sentimiento de los inversores se ha agriado con el recurso con boom del shale estadounidense envió los precios de crudo por debajo de los 60 dólares el barril en los últimos años.

El temor era que las enormes inversiones iniciales que las operaciones requerían, así como el costo de extraer o cocer al vapor la arena removida de hidrocarburos del suelo, les harían incapaces de competir contra productores de shale más ágiles. Esa imagen puede estar cambiando. "Una de las cosas que la industria ha tenido que darse cuenta es que, con 50 dólares de petróleo, usted tiene que ser brutal en cómo usted ataca sus costos", dijo Justin Bouchard, analista de Desjardins Securities. "Y estamos viendo que básicamente todos están bajando sus costos".

Suncor redujo sus costos operacionales de efectivo de las oil-sands 41% a 27.80 dólares canadienses por barril, ayudado por el aumento de la producción.

Cenovus dijo que ahora puede cubrir todos los costos de operar sus operaciones de arenas petrolíferas con el crudo West Texas Intermediate en un rango medio de 30 dólares. Y MEG recortó su costo operativo neto de 7.42 dólares canadiense por barril en el segundo trimestre, una reducción de 12% desde el primer trimestre, y redujo su pronóstico para los costos de operación no energética para el año.

Las acciones de Cenovus subieron hasta 12% a 11.10 dólares canadienses en Toronto, y MEG subió hasta 9.1% a 5.17 dólares canadienses. Incluso Suncor, que perdió las estimaciones de ganancias debido a un corte en su planta de Syncrude, subió hasta 1,7% a 39,63 dólares canadienses.

Los recortes de costos vienen en una variedad de formas. Las empresas están reduciendo el tamaño de sus almohadillas de pozo y reducir la cantidad de equipo que utilizan. Otros están trabajando para reducir la cantidad de vapor que necesitan para sacar las arenas del suelo a través del uso de solventes. Y han mejorado la fiabilidad de sus instalaciones, lo que aumenta la producción más rápido que los gastos.

Las compañías de oil-sands todavía tienen sus desafíos. MEG está llevando una carga de deuda que Bouchard dijo que eclipsa sus resultados operacionales, y Suncor está en dispuesta con su socio Total SA sobre el costo de la mina de arenas de Fort Hills. Las acciones de Cenovus han sido golpeadas este año después de que la empresa debilitó su balance para financiar la adquisición de los activos de ConocoPhillips de oil sand y Deep Basin en 13.3 billones de dólares. Estos problemas sólo hacen que la reducción de costos sea mucho más importante. "si te enfrentar a un prolongado mundo de 50 dólares por petróleo, vas a encontrar maneras de hacerlo funcionar, o vas a cerrar la tienda", dijo Bouchard.

 

Venezuela: sanciones y venta de petróleo

 

El tanker Paramount Helsinki atracó en Pascagoula, Mississippi, a fines de julio llevando al alma de la refinería de Chevron Corp.: 532.000 barriles de petróleo venezolano. Su llegada el 23 de julio, a medida que la democracia venezolana pasó a lo que puede ser su crisis final, subraya la intranquila alianza que la industria petrolera estadounidense ha entrado con una nación que teme marchar hacia una dictadura.

Desde New Jersey hasta Texas, las empresas petroleras han llegado a depender de la inmensidad de Venezuela para alimentar sus refinerías masivas. Sólo el año pasado, más de 270 millones de barriles por valor de unos 10 billones de dólares fueron a las costas estadounidenses -lo suficiente para producir unos 5 billones de galones de gasolina. Ahora que el flujo vital podría ser detenido si, como temen los líderes de la industria, la administración Trump impone un embargo a las importaciones para presionar a Nicolás Maduro. La perspectiva de una respuesta estadounidense que corta el crudo ha sido particularmente inquietante para Chevron, Phillips 66 y Valero Energy Corp., que han gastado miles de millones de dólares calibrando sus plantas para manejar el petróleo de Venezuela, fangoso pero abundante.

"La razón por la que Trump no ha tomado decisiones inmediatamente es porque hay muchos intereses en el medio", destacó Sandy Fielden, directora de investigación de materias primas de Morningstar Ing, en Chicago. "Un montón de diferentes partes se verán afectadas". Estados Unidos congelaron los activos estadounidenses propiedad de Maduro, una medida en gran parte simbólica. Los funcionarios de la Casa Blanca han preparado un menú de posibles sanciones adicionales, pero están divididos sobre si restringir las ventas de crudo.

 

Un embargo de petróleo de Venezuela, el tercer mayor proveedor de Estados Unidos, podría forzar una desaceleración de la producción en las refinerías de la Costa del Golfo y al menos un repunte temporal de los precios de la gasolina. Eso podría ser sensible para Trump, quien atacó repetidamente a Barack Obama por los precios en el surtidor. Gas prices are at crazy levels--fire Obama!” tuiteó en 2012. Las refinerías estadounidenses procesan un tercio de todo el petróleo venezolano. Washington está sopesando las "dudas inciertas" de que una prohibición podría destituir a Maduro de "perspectivas significativas de mayores costos de materias primas y márgenes más estrechos para las refinerías del Golfo de México", dijo Kevin Book, director gerente de Clearview Energy Partners, en una nota a los clientes.

Sólo lo que una prohibición elevaría los precios depende de la rapidez con que los refinadores podrían encontrar reemplazos, pero el impacto probablemente será de corta duración, dijo John Auers, de Turner Mason & Co., una consultora de energía con sede en Dallas. Aun así, los refinadores sentirían el pinchazo. Auers estimó que la industria ha gastado más de 50 billones de dólares en las últimas décadas preparando las plantas para el crudo de alta densidad y alto contenido en azufre de Venezuela y otros lugares.

Chevron, Valero y otras compañías han presionado a la administración Trump por precaución. El American Fuel & Petrochemical Manufacturers, un trade group, argumentó en una carta del 6 de julio que las sanciones podrían tener "un efecto negativo significativo en los refinadores estadounidenses, los consumidores y la economía de nuestra nación".

Aunque las compañías han estado recortando las importaciones venezolanas durante meses, la nación sigue siendo un proveedor clave para algunas de las mayores refinerías de Estados Unidos. El mes pasado, el país representó más de una cuarta parte de la capacidad en el complejo Port. Arthur de Valero en Texas, de acuerdo con los datos compilados por el portal Bloomberg. Fue el 43% en las instalaciones de Chevron en Pascagoula, la ciudad de la costa del Golfo, donde Paramount Helsinki, con la bandera de la Isla de Man, descargó.

Con tanto en juego, un embargo total probablemente esté cerca del fondo del plan de batalla de la administración Trump, dijo Clearview’s Book. La Casa Blanca es probable que comience con restricciones a los 100.000 barriles por día de petróleo ligero y otros productos derivados de petróleo que Venezuela recibe de Estados Unidos para reforzar sus propias refinerías disfuncionales, escribió.

 

Si Estados Unidos decide bloquear las importaciones venezolanas, podría intentar frenar el impacto de los precios liberando petróleo de una reserva de emergencia, el Strategic Petroleum Reserve. Sin embargo, esos suministros no serían una combinación perfecta para las refinerías que operan con crudo pesado de Venezuela, sin embargo.

La idea sería una "solución a corto plazo", dijo Joe McMonigle, analista senior de política energética de HedgeEye Research y ex-jefe de personal del U.S. Energy Department. “Pero creo que la Casa Blanca se da cuenta del gran impacto potencial aquí. Están tratando de encontrar posibles remedios".

Arabia Saudita y el sueño occidental de la apertura petrolera

Digamos que usted es el titular de las reservas más grandes del mundo de crudo convencional y de bajo costo y cree que las perspectivas de oferta son cada vez más preocupantes debido a la falta de inversión. El aumento de la capacidad de producción para cobrar cuando los precios se disparan parecería una buena idea. Aparentemente no si eres Saudi Aramco.

El CEO de Saudi Arabian Oil Co. Amin Nasser habló en el World Petroleum Congress en Estambul a principios de julio y describió los planes de su compañía de invertir 300 billones de dólares en la próxima década. Pero ese dinero no servirá para aumentar la tasa a la que Arabia Saudita puede sacar el petróleo del suelo, aunque podrían necesitar 20 millones de barriles por día de nueva producción en los próximos cinco años para compensar la creciente demanda y el natural declive de los campos que se encuentran actualmente en producción. En su lugar, ese dinero se utilizará para mantener la capacidad actual y duplicar la producción de gas.

¿Estamos solo viendo esto como una respuesta extraña a la crisis de suministro que Nasser ve apareciendo?

Arabia Saudita se encuentra en la cima de 266.5 billones de barriles de reservas probadas de petróleo. Eso es más que cualquier otro país, si excluye el crudo extra-pesado en el cinturón del Orinoco venezolano. Con menos de 9 dólares por barril, el costo de producción en efectivo es el más bajo del mundo, según los consultores de Rystad Energy. Al parecer se escucha el grito "drill, baby, drill."

Desde la city, quieren ir más lejos y argumentan que Arabia Saudita debería abrir su sector petrolero upstream a los inversionistas privados extranjeros o locales, bajo condiciones cuidadosamente controladas, por supuesto. Si México puede hacer después de casi 80 años, ¿por qué no Arabia Saudita? Sí, hay problemas de orgullo nacional y los recuerdos sobre los términos de concesión desfavorables de los años 30, 40 y 50, pero éstas son batallas del pasado, no de la nación dinámica y con visión de futuro que el príncipe heredero Prince Mohammed bin Salman quiere construir.

Basta con ver el impacto que la inversión extranjera ha tenido en Irak, y pensar en lo que la oportunidad de invertir en Arabia Saudita haría para el atractivo de las alternativas en Irán. ¿Por qué Arabia Saudita no se posicionaría para cosechar los frutos de la incapacidad de la industria para invertir en el aumento de la capacidad de producción de petróleo?

Hay un número de posibilidades. No puede permitirse el lujo de aumentar la capacidad de producción en la parte superior de sus planes. Esto parecería improbable. Si bien Arabia Saudita ciertamente ha sido perjudicada por la reducción a la mitad de los precios del petróleo desde 2014, las reservas financieras siguen siendo abundantes y podría reorientar parte de su presupuesto de inversión previsto a desarrollar las reservas de petróleo conocidas.

Las reservas no son tan grandes como se informó. Esta es una afirmación de largo plazo por parte de quienes señalan los grandes saltos en las reservas de petróleo revelados por los países de la OPEP en los años ochenta cuando eran un factor utilizado para determinar las cuotas de producción. No esperen que el IPO de Aramco arroje luz sobre el asunto, tampoco. Con el petróleo en el suelo siguiendo como propiedad de la Corona, no habrá nada como una auditoria completa de las reservas de petróleo saudí en el futuro previsible.

Las tasas de disminución en los campos existentes son tan empinadas que Aramco de correr lo más rápido que pueda para quedarse quieto. Este fue ciertamente un tema popular hace una década o más cuando Matt Simmons publicó su libro Twilight in the Desert, pero uno que ha encontrado pocos partidarios en los últimos años.

Tal vaz Nasser no crea que su propia historia de una futura escasez de petróleo y si la necesidad de capacidad adicional de Arabia Saudita no existe, entonces no tiene sentido invertir en ella. No estaría solo en ese punto de vista. La "nueva normalidad ha surgido", dijo el ministro del petróleo de la India, Dharmendra Pradhan en una entrevista en el mismo evento en Estambul. "Este es un precio razonable para todos". No tengo ni idea de cuál de los anteriores es el más cercano a la verdad. Pero estoy seguro que todo el mundo tendrá su propio favorito, y probablemente mucho más, además.

Offnews.info (Argentina)

 


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31/12/1969


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