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.
fecha |
Título |
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