Los escritores del Genésis entienden que el ciclo de los commodities va muy bien. Cuando el faraón soñó con siete vacas gordas que se comen siete flacas, era una advertencia para prepararse en los buenos tiempos para los días más duros del futuro.
Es una lección
bíblica de que los responsables de la política energética harían bien en
aprender nuevamente. En el mercado mundial de petróleo, estamos en los años de
vacas gordas. No sólo está disfrutando Estados Unidos de la bonanza petrolera
en toda regla, pero la producción está destinada a crecer en Canadá, Kazajstán,
Irak y Brasil. Es tentador pensar que estamos entrando en una "era de abundancia", en el que las
preocupaciones sobre la seguridad del petróleo está detrás en nuestras
prioridades. El reciente surge en el precio del barril de crudo estadounidense
a 104 dólares, impulsado por las preocupaciones sobre el Canal de Suez, ha sido
un recordatorio de que esa actitud es peligrosamente complaciente.
En Estados Unidos,
las nuevas reservas abiertas recientemente son menos productivas que los shales
en Dakota del Norte y el sur de Texas que han impulsado el boom hasta ahora. En
Irak, los pobres términos contractuales y la infraestructura son elementos de
disuasión para la inversión extranjera. En Brasil y Kazajstán, los yacimientos
petroleros son más desafiantes que nada de lo que la industria ha enfrentado
antes.
Con la demanda de
los mercados emergentes creciendo, con el tiempo los mercados de petróleo se
apretarán. Cuando el ciclo se vuelvo de nuevo de la abundancia a la escasez de
nuevo, la transición será más fácil si los países consumidores de petróleo
están preparados para ello. En primer lugar, lo que significa el desarrollo de
su propia producción. Si bien el record estadounidense es excepcional, Europa
es muy débil. El shale oil no puede despegar en Europa, pero las políticas
confusas y obstructivas están ahogando cualquier posibilidad que pudiera tener.
Segundo, significa
presionar por una mayor eficiencia de combustible. Los entusiastas de la
eficiencia pueden a menudo exagerar sus beneficios, pero la evidencia es clara
de que la economía de combustible puede reducir el consumo de petróleo.
En tercer lugar,
significa respaldo a las alternativas al petróleo. Los biocombustibles pueden
haber resultado ser un callejón sin salida, pero los vehículos a gas natural y
eléctrico tienen mucho camino por recorrer. Desde una perspectiva de largo
plazo eso significa apoyar a la energía renovable y nuclear, aun cuando en el
corto plazo son poco competitivas frente a los combustibles fósiles. La
estrategia energética en ese sentido sería tanto ayudar a frenar las emisiones
de gases de efecto invernadero y reducir el impacto económico de las próximas
crisis del petróleo. Cuando los años de vacas flacas vienen una vez más -que lo
harán- los gobiernos no serán perdonados por haber ignorado el sueño del
faraón.
Gracias a
Petrobras, que está llevando a cabo el programa de gastos de capital
empresarial más grande del mundo por valor de 237 billones (millones de
millones) de dólares en cinco años hasta 2017, las cosas están tan ocupadas que
no alcanza el personal.
Desde su
descubrimiento en 2006-07, el potencial de los campos pre-sal "ha
cautivado el sector energético mundial. Pero ahora son algo más que una
promesa. Los resultados de la producción temprana han sido alentadores. A esto hay que añadir el hecho de que Brasil
está a la espera de siete u ocho bidding
groups para batallar por los derechos de co-desarrollo del campo Libra en
una licitación que se celebrará en octubre, y parece ser una de las fronteras
desafiantes que finalmente se está abriendo. "Lo que Petrobras está planeando hacer esta década en las aguas
profundas se ha intentado por una sólo compañía en cualquier lugar, siempre.
Realmente es en una escala diferente", dijo Ruaraidh Montgomery,
consultor de energía de Wood Mackenzie.
Sin embargo, añade
que es operacional y financiero -más que los elementos técnicos de la empresa-
que es probable que sea lo más difícil. "Cuando miramos el pre-sal, la perforación y los resultados de la
producción hasta la fecha han sido en general muy positivos. El gran riesgo
como lo vemos, el gran reto para el ritmo de crecimiento, por lo tanto, está
por encima del suelo en lugar de debajo de la tierra".
La implosión en las
recientes semanas del impero de Eike Batista, el magnate que se convirtió
brevemente en el hombre más rico de Brasil, sobre la base de la compañía OGX,
no ha amortiguado el entusiasmo de los analistas de los findings de Petrobras.
La industria
proveedora de bienes y servicios para el sector de petróleo y gas recibió con
un mixto de optimismo y cautela las reglas para la primera licitaciones de
reparto de la producción en el pre-sal. Los astilleros están optimistas con la
posibilidad de que el campo de Libra garantice la ocupación de las
instalaciones de construcción naval en horizonte además de 2020. Pero segmentos
de la industria, como lo de máquinas y de electrónicos, consideran que será
preciso esperar la definición de los proyectos y de las financiaciones de las
plataformas que serán usadas en ese megacampo, el mayor del pre-sal, para saber
si la industria nacional podrá tener mayor participación en los encargos de
Libra.
"Tenemos esperanza de aumentar la participación de
la industria electrónica en los proyectos del régimen de concesión, pero
también en aquellos relacionados al reparto de la producción, como es el caso
del campo de Libra", dijo Paulo Sérgio Galvão,
coordinador del área de crudo y gas de la Asociación Brasileña de la Industria
Eléctrica y Electrónica (Abinee). Él afirmó que el sector suministra cinco
sistemas para la industria de petróleo y gas: automatización, instrumentación y
control, medición fiscal, sistemas eléctricos y de telecomunicación.
"Hasta ahora, sin embargo, suministramos poco
en relación al valor total de los proyectos, porque el cálculo del contenido
local venía siendo hecho encima del valor total de la iniciativa. En el caso de
una plataforma, la participación del sector es un 2% o un 3% del valor total",
dijo Galvão. Él afirmó que las compras que van a comenzar ahora, relacionadas a
la 7ª ronda del régimen de concesión, tendrán que comprobar el contenido local
por sistemas de familias de productos, además del contenido total de la
iniciativa. La sistemática, extensiva al reparto, abre, según él, la
perspectiva de una mayor participación de la industria brasileña en el
suministro de productos para las plataformas. Abinee y la Asociación Brasileña
de la Industria de Máquinas y Equipamientos (Abimaq) evalúan que un factor que
ha limitado la participación de la industria en el sector de petróleo es la
decisión de los constructores de las plataformas, contratados por Petrobras, de
negociar paquetes cerrados de equipamientos en el exterior asociados a créditos
de agencias de los países proveedores.
Alberto Machado,
director ejecutivo de petróleo y gas de
Abimaq, dijo que la participación de la industria en Libra va a depender
del tipo de tecnología y de la financiación para la construcción de los
equipamientos. "A partir de esos
factores, la participación de la industria puede hacerse más fácil o más
difícil." Afirmó que es
importante que las informaciones sobre los encargos lleguen con tiempo hábil
para la industria poder invertir y producir los bienes. La minuta del contrato
de la primera licitación del reparto detalló los porcentuales de contenido
local exigidos por subsistemas en las fases de explotación y de desarrollo de
la producción. Pero para Machado será preciso cruzar esas informaciones con la
cartilla de contenido local de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) para
tener más certeza sobre las oportunidades para la industria. Fuente del sector
manifestó preocupación de que el contenido local no sea transformado en reserva
de mercado.
Augusto Mendonça,
presidente de la Asociación Brasileña de las Empresas de Construcción Naval y
Offshore (Abenav), evaluó que los porcentuales de contenido local definidos en
las minutas del contrato y del edicto de la licitación de Libra van a
garantizar la continuidad de la ocupación de los astilleros además de 2020.
"Un proyecto de ese tamaño, como el campo de Libra,
va a garantizar una continuidad importante [de
encargos] para el mercado nacional",
dijo Mendonça. "El sector [de la
construcción naval y offshore] no va a
ser un cuello de botella", afirmó. Una plataforma lleva, en promedio,
cuatro años para ser construida. "La
construcción de las plataformas para Libra puede comenzar en 2016, cuando parte
de los astilleros va a iniciar una fase de declive en la cartera actual de
encargos", dijo Mendonça. Datos de Abenav muestran que los astilleros brasileños
tienen en cartera la construcción de 30 sondas de perforación para la empresa
Siete Brasil. Esas unidades tienen previsión de comenzar a ser entregas en 2015
con la última unidad siendo concluida en 2020. Hay aún 18 navíos-plataforma de
producción para Petrobras, con contratos
de entrega hasta 2017.
Kazajstán y las
rutas alternativas
El gobierno de
Kazajstán anunció el 2 de julio que venderá una participación del 8,4% en
Kashagan, el supe gigante yacimiento petrolero, al China National Petroleum
Corporation (CNPC). El grupo chino
prevaleció sobre la india Videsh, la rama de operaciones externas de la india
controlada por el estado Oil & Natural Gas Corporation, en la contienda por
la participación de Kashagan. El dueño de la participación, ConocoPhilips, está
vendiendo su parte.
North Caspian
Operating Company (NCOC), que está desarrollando el campo de Kashagan, incluye
a la kazaja KazMunaiGaz, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, la francesa Total, y la
italiana Agip (subsidiaria de Eni), cada uno con un 16,8% de las
participaciones; ConocoPhillips con 8,4% y la japonesa Inpex con 7,56%. El gobierno
de Kazajstán espera que la producción comercial en Kashagan comience en
septiembre de este año o poco después.
Bajo el acuerdo del
consorcio, en caso que cualquier accionista decida vender su participación en
Kashagan, los cinco grandes accionistas gozan de los derechos de preferencia
para comprar esa participación, sujeto a la aprobación de Kazajstán. En
noviembre de 2012, Conoco anuncio que vendería su participación a Videsh de la
India por 5 billones de dólares. En enero del año pasado, los cuatro mayores stakeholders occidentales en Kashagan
renunciaron a sus derechos de preferencia. Kazajstán tomó cinco meses para
deliberar sobre su decisión.
El 2 de julio, el
Ministerio de gas y petróleo notificó a Conoco que Kazajstán ha decidido
ejercer su derecho de preemption, autorizando a KazMunaiGaz a comprar la participación de
Conoco en Kashagan por el mismo precio de 5 billones de dólares. En una
transacción back-to-back, Kazajstán
venderá su participación de Conoco a CNPC de China, por un precio cercano a los
5.4 billones de dólares. Conoco anunció que da la bienvenida a este resultado.
Esta es la segunda
vez que China ha prevalecido sobre la India en el concurso para el acceso a los
suministros de petróleo de Kazajstán. En 2005, una asociación ad hoc de Videsh
y Lakshmi Mittal había tratado de adquirir PetroKazakhstan (en la cuenca de
Turgai, en el sur de Kazajstán) de los inversionistas canadienses y otros
internacionales y locales. CNPC, sin embargo, superó la oferta de los indios
por PetroKazajstán. Esto fue anunciado en su momento como la adquisición más
cara de China en activos energéticos en el extranjero (KazMunaiGaz
posteriormente se convirtió en un accionista minoritario en PetroKazakhstan).
Desde el punto de
vista de Kazajstán (y posiblemente la de otros socios de Kashagan), la entrada
de CNPC en Kashagan conlleva ciertas ventajas significativas para el proyecto.
El precio de compra pagado a KazMunaiGaz en esta operación a tres bandas se
puede traducir en una inyección de capital en el proyecto Kashagan. Esto no
habría sido el caso de un acuerdo bilateral entre Videsh y Conoco, ya que
Conoco está saliendo de este proyecto.
La entrada de CNPC
aporta sinergias con el oleoducto de exportación de petróleo a China, el punto
de inicio onshore que en Atyrau es el más cercano al campo offshore de
Kashagan. La capacidad de la tubería se está ampliando y algunos accionistas de
Kashagan están considerando usarlo para iniciar ventas de petróleo a China.
La empresa india,
de haber ganado el concurso, parecía probable que enviaría esta participación
de petróleo desde Kazajstán vía Rusia. Por el contrario, las empresas
petroleras chinas en Kazajstán (subsidiarios de CNPC) están utilizando el
oleoducto Atyrau-Alashankou desde Kazajstán a China. Lanzado en 2006,
construido y operado por el joint venture
CNPC-KazMunayGaz, esta tubería va desde la fuente de abastecimiento para el
país consumidor directamente, sin tener que cruzar ningún país de tránsito. La
ruta a China lleva por lo menos un grado de diversificación a las opciones de
exportación del petróleo de Kazajstán, que de otra forma dependen en gran
medida del tránsito a través de los oleoductos y puertos rusos a los mercados
internacionales.
Las empresas chinas
que operan a través de empresas conjuntas cuentan con 22% de la producción de
petróleo de Kazajstán, según el Ministerio de petróleo y gas kazajo. Algunas
empresas occidentales que operan en Kazajstán, incluyendo a Total y Eni, están
en conversaciones con China sobre posibles suministros de petróleo a ese país a
partir de la producción futura de Kashagan. China y Kazajstán planean duplicar
la capacidad del oleoducto Atyrau-Alashankou, de aproximadamente 12 millones de
toneladas anuales a 20 millones de toneladas anuales (o de unos 240.000 barriles
por día a 400.000 b/d) en 2015. Por otra parte, con la entrada de CNPC en el
proyecto Kashagan, el consumo por parte de China del petróleo kazajo parece
seguro que aumentará en los próximos años.
Sin embargo, el
Caspian Pipeline Consortium (CPC) planea aumentar la capacidad de su ducto,
Tengiz (Kazajstán)-Novorossiysk (Rusia), de 34 millones de toneladas anualmente
de 2012 a 65 millones de toneladas anuales en 2016 en adelante. Esto aumentaría
aún más la dependencia de Kazajstán (y de las empresas internacionales
operantes allí) sobre el tránsito ruso. Si se expande como estaba previsto, el
oleoducto CPC absorbería una parte desproporcionadamente grande de las
exportaciones de petróleo de los campos más prolíficos de Kazajstán, que
incluye al menos la primera fase de producción de Kashagan.
Al mismo tiempo, se
supo que la petrolera estatal de Kazajstán está planeando hacer un big push en Europa, con el campeón
nacional de rápido crecimiento expandiéndose
en el downstream y
persiguiendo una mayor cuota de mercado para el mercado retail de gasolina en la región. Daniyat Berlibayev, vicepresidente
de KazMunaiGas, dijo que la compañía planifica hace un movimiento a Ucrania y
Turquía, y contempla estaciones de servicio, terminales de importación y puntos
de distribución en los dos países del Mar Negro. "Estamos expandiéndonos a nivel internacional, que va desde el pozo
hasta la rueda", dijo en una entrevista en Astana, la capital kazaja.
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