China pierde
con Australia
China puede
presumir mayores reservas potenciales de gas shale, pero es probable que pierda
con Australia en la carrera por el segundo lugar detrás de Estados Unidos para
llevar una producción significativa a la venta. Si bien es claro que Estados
Unidos ha ganado, y continuará disfrutando, una ventaja en un primer
movimiento, también es probable que la próximo a producción de gas shale
encontrará que puede cosechar beneficios sustanciales.
Para China,
aumentar la producción doméstica de gas natural reduciría la dependencia de las
costosas importaciones en forma de gas natural licuado o gasoductos de Rusia y
Asia Central. En Australia, el desarrollo de una producción significativa de
shale podría sostener una nueva ronda de proyectos de GNL, ya sea en las
plantas existentes o greenfields, que
daría a la nación un liderazgo mundial indiscutible en el mercado del
combustible super-enfriado. Pero para ser claros, los planes de ambos países
con el shale están en su infancia y se enfrentan a retos importantes que en
gran medida ya han superado en Estados Unidos.
Si el gas shale
fuera un maratón, Estados Unidos ya estaría en la mitad del camino, corriendo a
un ritmo cómodo. Australia está a unos pocos cientos de metros en la carrera y
China apenas ha cruzado la línea de salida. La buena noticia es que el resto de
los corredores potenciales no están en ninguna parte de la imagen. Argentina y
México, que tienen el segundo y sexto más alto potencial de reservas, se
encuentran todavía en los vestuarios, como el octavo clasificado, Sudáfrica.
En esos tres países,
los riesgos políticos y de inversión significan que es poco probable que
empiecen a desarrollar el shale en el corto plazo, si sus gobiernos quisieran.
Otros países, como Gran Bretaña, sin embargo, tienen que decidir si se puede
correr la carrera, mientras que Francia se ha negado a entrar y Polonia parece
que se ha levantado lesionado.
Australia tiene
varias ventajas con respecto a China, cuando se trata de desarrollar las
reservas de gas shale, a pesar de su potencial de recursos, estimada en alrededor
de 437 trillones (en anglosajón) de pies cúbicos por el Energy Information Administration, siendo un
40% de los 1.115 trillones de pies cúbicos.
El principal de
ellos es que gran parte de las reservas shale se encuentran en las cuencas
remotas, lejos de los centros poblados. Esto significa que el potencial de la
oposición de los agricultores y ambientalistas se reduce y la perforación shale
es menos perjudicial para los demás sectores de la economía. A pesar que las
reservas se encuentran en áreas remotas, no hay infraestructura existente
disponible en algunas de estas áreas, como el central Australian Cooper Basin,
que tiene un amplio historial en la producción de petróleo y gas convencional.
Eso le da la producción de gas shale la capacidad de flujo desde el centro del
país hasta la costa este, en el que podría ser alimentado el ya existente, o
ampliado, las plantas de GNL.
Tres plantas de GNL
basado en el coal-seam gas están en
construcción en el estado de Queensland, pero la cuarta no puede continuar
debido a la preocupación por las suficientes reservas y la creciente dificultad
de ganar apoyo de las comunidades para los pozos coal-seam en tierras productivas. Santos, la segunda empresa de
energía de Australia, ha comenzado la producción de shale a escala comercial y
los planes para alimentar el gas con una planta de GNL que está construyendo
con la estatal malaya Petronas.
Otra ventaja
importante de Australia sobre China es que es un lugar fácil para las global
majors para invertir y hacer negocios. Los costos laborales son más altos y los
impuestos también, hay seguridad jurídica para los inversores en el largo plazo
y una tradición de inversión extranjera en el sector petrolero. Esto puede
ocurrir por la creciente participación de las grandes petrolers en el shale
australiano, con la última procedente de Chevron, que invirtió 349 millones de
dólares en febrero para comprar. Otros que se han instalado en el shale de
Australia incluyen ConocoPhillips, la francesa Tota, la japonesa Mitsubishi y
la india Bharat Petroleum.
Una de las personas
más ricas de Australia, el magnate del mineral de hierro Gina Rinehart, también
ha entrado en el negocio, la compra de Lakes Oil temprano este año. Por el
contrario, China parece haber sido reacio a permitir a las empresas extranjeras
a hacer incursiones significativa en sus reservas shale, aunque esto puede
estar cambiando. La estatal Petrochina y Sinopec han hecho algunos esfuerzos
para perforar pozos shale, pero los altos costos parecen haber moderado su entusiasmo.
Esto llevó a China a licencias de exploración para 16 empresas a finales de
2012, el problema era que ninguno de ellos había perforado un pozo shale antes.
Hasta ahora, sólo
un puñado de pozos se han perforado y se fracturó en la cuenca más prometedora
del país Sichuan/Chongqing, y ninguno ha dado lugar a la producción comercial.
Las empresas extranjeras están cada vez más implicadas en China, con Hess Corp,
entrando en un acuerdo para desarrollar un bloque con PetroChina en julio. Hess
se une a Royal Dutch Shell, Total, ConocoPhillips, Exxon Mobil, BP y Chevron
para tratar de obtener proyectos de China.
Pero la necesidad
de los joint ventures tiene un
progreso ralentizado y, sin embargo, la mayor parte de las grandes
multinacionales que comienzan serios programas de exploración. El objetivo de
China de 6.5 billones de metros cúbicos de producción de shale para 2015 parece
optimista, e incluso si se logra, sería inferior al 3% de lo que fue producción
de shale estadounidense en 2011. China también se enfrenta a la presión por la
competencia en el uso de la tierra, la falta de agua y la falta de
infraestructura para llevar el gas a los grandes centros poblacionales.
Los pozos
perforados inicialmente sugieren también que la geología puede ser más difícil
en China que en muchas cuencas de Estados Unidos que se sumarán a los costos y
al impacto negativo en la viabilidad económica. Las dificultades de China ponen
a Australia en un lugar privilegiado para obtener una ventaja de segundo motor,
pero esto no significa que se repita una revolución a la escala de la
estadounidense. Muchos más probable es que el desarrollo sea más lento y ligado
a la capacidad de licuar y exportar el gas.
La industria
petrolera frente a los crecientes costos
A tres años el
accidente devastador en el pozo Macondo de BP en el Golfo de México, y a ese
business as usual para las perforadoras oil majors en las lucrativas aguas.
Aparte se suma otra cosa: los costos. George Kirkland, vice-presidente de
Chevron, dijo que Los resultados del segundo trimestre de la compañía en julio,
tuvieron una estructura de costos en las aguas profundas del golfo había
cambiado desde la tragedia, uno de los peores derrames de petróleo en la
historia del país en el que murieron 11 trabajadores. El costo de los pozos fue
de 20-25% más, dijo.
Ahora toma dos o
tres meses antes ya que antes del accidentes para obtener un permiso de
perforación, mientras que en aguas profundas y los costos han aumentado
impulsado por los cambios, como tener que probar los preventores -la pila de
válvulas diseñadas para sellar un pozo en una emergencia -más a menudo. El
costo de los suministros también ha aumentado desde 2010.
La empresa está
tratando de compensar el aumento de varias maneras, incluyendo un mejor uso de
la tecnología, pero Kirkland apunta a una tendencia más amplia que enfrenta la
industria en su conjunto. La inflación de costos, que alzó su cabeza en
2005-2008 con el aumento del precio del commodity, está de regreso. En el
segundo trimestre los resultados de las grandes majors integradas, Royal Dutch
Shell, ExxonMobil y Chevron, mostraron todo lo que sufrieron con una caída en
las ganancias en relación al año anterior. La producción de petróleo y gas para
todos, excepto Total, se contrajo -y esto a pesar de los grandes aumentos en
gastos de capital. Los costos aumentaron, pero los rendimientos bajaron,
incluso cuando el precio Brent se ha mantenido alrededor de 100 dólares el
barril.
Alastair Syme,
analista de Citigroup en Londres, dijo que las empresas se enfrentan a
presiones en dos frentes: los costos en efectivo que, si continúan en el mismo
nivel, es probable que sean "superiores
a 5% este año". Y los costos no monetarios, que son
"probablemente superiores al 5% gracias al aumento de (los gastos de
capital) en los últimos años como los
proyectos que fueron encargados y entonces comenzaron a depreciarse".
"Si el trabajo de la industria es llevar la
energía en línea asequible, entonces muchos de los jugadores de gran
capitalización no han cumplido con su trabajo- Muchas de esas empresas
consideran que los precios del petróleo siguen aumentando y cualquier inversión
funcionaría. Sin embargo, el precio del petróleo ha pasado al lado en los
últimos cinco años, mientras que los costos se han disparado", dijo
Syme. Un índice ampliamente seguido sobre los costos de capital en exploración
y producción es IHS Cera, que realiza un seguimiento de una cartera de 28
proyectos, muestra que en el tercer trimestre de 2012, el índice había
aumentado a niveles similares a los de 2008.
Philip Whittaker,
director de energía asociado con el Boston Consulting Group, señala, sin
embargo, que las razones de la inflación en 2010-2013 pueden ser bastante
diferentes a las de hace cinco años. La vuelta de los precio entonces fue
impulsados por el alza de los costos de los insumos de los productos básicos
tales como el precio del acero, el creciente costo de equipos de perforación y
construcción y dotación de personal.
"En ese momento, los contratistas -las
empresas de servicios y los suministradores de commodity- también cosecharon
márgenes y ganancias sustanciales. Hoy, si bien los costos han regresado a
niveles similares, las ganancias durante la mayor parte son estructuralmente
más bajos. Hemos pasado de un mundo
donde había un exceso de margen en el sistema a uno donde los márgenes
no están allí. Los costos son altos debido a la gran complejidad del trabajo
que se realiza más que la hiperinflación de costos en el sistema",
dijo Whittaker.
El reto para las
grandes empresas es la creciente complejidad del sector de energía. Ellos
tienen que empujar en las fronteras de capital intensivo, más remotas,
técnicamente complejas. El Ártico, las arenas bituminosas de Canadá, los campos
de aguas profundas de Brasil y los complex
de los proyectos de gas natural licuado son mucho más difíciles que los campos
convencionales en Medio Oriente. El aumento de las tasas de impuestos en
algunos de los países también ha perseguido a la industria ya que muchos gobiernos
insisten en un mayor uso de sus industrias nacionales.
La industria ha
comenzado a abordar el tema. La francesa Total ha indicado que su gasto de
capital llegará a su máximo en 2013 y empezará a caer en 2014 y en el mediano
plazo. Otros se alejan del enfoque de bombear el mayor número posible de
barriles. Shell, por ejemplo, ha dicho que abandonaría sus objetivos de
producción, y añadió otros indicadores como el flujo de caja y los gastos de
capital, eran una mejor manera de medir su desempeño. BP, que aún se recupera
del accidente de Macondo, dijo anteriormente también que se centrará en el
valor del volumen.
Las empresas
también están encontrando nuevas maneras de cooperar o traer selectivamente
operaciones in-house para reducir los
costos. La eficiencia de proyectos en marcha. Dijo Whittaker: "Hay una apretón incesante de las eficiencias
de proyectos en marcha.". Los optimistas sostienen que toda esta
inversión de capital se verá recompensada con el tiempo. La mayor parte de la
producción no comenzará hasta 2014/17, señala Ed Westlake, analista del Credit
Suisse en Estados Unidos. "Los
optimistas dirán que habrá un pago de compensación de todo el dinero, sólo que
no hemos visto todavía".
Si las majors han
sufrido, en término de performances en el mercado de valores tanto como
cualquier otra empresa- ha habido algunos beneficiarios, en especial las
independientes estadounidenses, muchos de los cuales han invertido en petróleo
y gas no convencional. Westlake dijo: "La
imagen de los costos de inflación está vinculada a las aguas profundas, a
grandes proyectos de GNL y los grandes proyectos de petróleo pesado. Las
independientes estadounidenses -muchas de las cuales han invertido en shale-
son potentes alternativas para los inversores de las majors".
Los analistas
también señalan que, a diferencia de las majors, las independientes son más
capaces de cambiar su estrategia para perseguir una mayor rentabilidad si es
necesario. Occidental, con sede en
Norteamérica, por ejemplo, el año pasado desaceleró el ritmo de las inversiones
en Estados Unidos para reducir los costos operativos y de capital. La decisión
dio sus frutos, lo que mejora el rendimiento del capital y aumenta su
cotización.
Sin embargo,
Westlake advierte que toda la actividad impulsada por la revolución shale en
Estados Unidos tiene una desventaja potencial: "El próximo Australia -en
términos de inflación de costos- podría ser el onshore del Golfo de México,
donde la industria está tratando de construir (entre cinco y siete)
"crackers" petroquímicos, esquemas de licuefacción para exportar, la
construcción de infraestructura de shale. Esto podría costar 150 billones de
dólares. La preocupación es ¿tenemos suficiente capacidad para cumplir con
esto?
Las dimensiones
del shale en Estados Unidos
El rápido aumento
del gas shale y del petróleo de formaciones compactas (tight oil) en Estados
Unidos constituye nada menos que una revolución en el petróleo y el gas
natural. Ya no puede haber ninguna duda sobre el dramático giro en la posición
energética de Estados Unidos. La
producción de petróleo del país ha aumentado 50% desde 2008, cuando estaba
supuestamente programado que se quedaría sin petróleo. La producción de gas
natural se ha incrementado en 33% desde 2005 y el shale gas por sí solo ahora
constituye alrededor del 45% de la producción total del primer tipo de energía.
Esta revolución no
es solo acerca de la producción de energéticos, es una historia económica que
se extiende a lo largo de varias dimensiones, independientemente de si se mide
en los bolsillos de los consumidores, el empleo, la producción manufacturera o
el aumento de la competitividad de Estados Unidos en la economía mundial. Esto ha ocurrido en un entorno de media década
de profunda recesión y alto desempleo. De hecho, sin el impulso de los
elementos no convencionales, la situación económica estadounidense habría
lucido aún peor en los últimos años.
Según un nuevo estudio de IHS, titulado America's New Energy Future: the
Unconventional Oil and Gas Revolution and the Economy. A
Manufacturing Renaissance, el auge de la energía no convencional aumentó el
ingreso promedio disponible en los hogares en 2012 en 1,200 dólares -un cifra
que se espera que crezca a 2,700 dólares en 2020-.
Ese impulso es
principalmente el resultado de dos factores. En primer lugar, los hogares
gastan menos de su ingreso total en servicios públicos, ya sea directamente por
el gas natural menos costoso o reduciendo el precio de la electricidad generada
con ese elemento. En segundo lugar, la reducción de los costos de energía ha
dado lugar a una disminución en los precios de los bienes y servicios dentro de
la economía en general.
Los ingresos del
Gobierno también están registrando un impulso a causa del aumento de una nueva
producción. La cadena de valor asociada con el shale gas y el petróleo de
formaciones compactas contribuyó con más de 74,000 mdd en ingresos adicionales
para los Gobiernos federales y estatales en 2012 y se espera que esta cifra
llegue a más de 125,000 mdd en 2020.
El panorama laboral
del sector no convencional es igualmente impresionante. Ambos energéticos no
convencionales respaldaron 2.1 millones de empleos en 2012 a lo largo de toda
la cadena de valor. Se espera que esa cifra aumente a 3.3 millones dentro de
siete años. Estos empleos incluyen a personas que trabajan en la industria del
shale gas y el petróleo de formaciones compactas, en industrias relacionadas
tales como servicios y tecnología de la información enfocada en el oro negro, y
personas cuyos puestos de trabajo están respaldados por el aumento del gasto
que ha fluido a través de la economía.
Estos empleos se
extienden por todo Estados Unidos. El estado de Nueva York puede considerarse
excluido debido a su prohibición al fracturamiento hidráulico o fracking. A
pesar de la restricción, casi 50,000 empleos en la ciudad se han generado a
partir de la actividad del shale gas y el petróleo de formaciones compactas en
otros estados.
El gas natural
abundante y de bajo costo -generado por la aparición del shale gas- también
está transformando la posición de EU como fabricante. Está impulsando a las
empresas que fabrican productos que esta nueva industria necesita, como acero y
tuberías.
Es importante en
una escala aún mayor para las empresas que dependen en gran medida del gas
natural o de la electricidad generada con el primer elemento -que van desde
fabricantes de productos petroquímicos y fertilizantes hasta productores de
alimentos y fabricantes de vidrio
Para estas empresas
el gas natural de bajo costo es un agente de cambio y estimulará un estimado de
350,000 mdd de nuevas inversiones en Norteamérica durante los próximos doce
años. Este crecimiento habría parecido inconcebible hace media década, cuando
la expectativa era que los fabricantes estadounidenses -y toda la economía estadounidense-
tendrían que depender cada vez más de las costosas importaciones de gas natural
licuado y de gas doméstico.
El precio de la
energía es solo un componente de las decisiones de inversión de la empresa,
junto con otros factores tales como las fuerzas del mercado, la competencia y
los riesgos de regulación y litigio. Sin embargo, los costos de energía son
igualmente críticos y han hecho a EU más competitivo en la economía mundial. En
Europa, el gas natural cuesta tres veces más que en Estados Unidos; en Japón,
es cuatro veces más costoso.
Los líderes de
negocios en Europa son conscientes de la actual ventaja energética de Estados
Unidos, y están sonando las alarmas. El presidente ejecutivo de la siderúrgica
austriaca Voestalpine, Wolfgang Eder, declaró que "el éxodo" desde el continente ya ha "iniciado en las industrias químicas,
automotrices y de acero". La empresa anunció planes para construir una
planta de 500 mdd en Texas para producir hierro que enviaría de vuelta a
Austria para la fabricación de acero. Los proveedores europeos seguirán a sus
clientes a través del Atlántico, construyendo nuevas fábricas en EU para estar
cerca de las nuevas fábricas de sus clientes.
Para la directora
gerente del FMI, Christine Lagarde, significa el desarrollo de shale gas para la
atribulada economía de Europa. "El
elemento y la reducción de los precios de la energía es sin duda para beneficio
de Estados Unidos con relación a Europa". Esta ventaja será medida en las crecientes
exportaciones de productos manufacturados desde norteamérica y en más empleos.
Para Europa estos acontecimientos solamente aumentan su angustia. Para Estados
Unidos esto demuestra una oportunidad cada vez mayor como resultado del
crecimiento del petróleo y gas no convencionales.