El frenazo de las arenas bituminosas de Canadá

Dr. Kenneth Ramírez

Tras la caída de los precios del petróleo, mucha de la atención se ha centrado en lo que esto implicaría para los productores de esquistos en EEUU, la continuidad de la política petrolera saudita y los problemas presupuestarios de Rusia, Irán y Venezuela. Pero, ¿qué pasa con Canadá? La pregunta no es baladí, ya que es el quinto mayor productor petrolero mundial y se ubica en tercer lugar en reservas probadas –con 173 millardos de barriles- después de Venezuela y Arabia Saudita. El grueso de las reservas y producción canadiense provienen de los yacimientos de arenas bituminosas de Athabasca en la provincia de Alberta; uno de los proyectos petroleros más costosos de desarrollar –con precios mínimos que justifican nuevas inversiones (break even point) entre 60 $/Bl y 90 $/Bl, según el método de explotación.

Con el precio del crudo marcador Brent ubicado en torno a 60 $/Bl, los proyectos en visualización han sido cancelados y retrasados, pero se ha mantenido el ritmo de crecimiento. Esto ha ocurrido porque tras las enormes inversiones iniciales, un proyecto de arenas bituminosas puede mantenerse produciendo con muy bajos costos operativos por años hasta recuperar la inversión y obtener ganancias. En consecuencia, los proyectos en marcha y en construcción se han mantenido, a pesar de tener menores flujos de caja. De hecho, Wood Mackenzie estima que la caída de los precios implicará un descenso de 23 millardos de dólares en los flujos de caja de estos proyectos durante 2015 y 2016, pero no un descenso de producción. Mientras que los principales jugadores como Suncor, Cenovus, CNRL, Imperial y Shell tienen la capacidad financiera para continuar invirtiendo, las empresas pequeñas estarán bajo presión para mantener su solvencia. Empero, advierte que si los precios se mantienen en el nivel actual en los próximos años, pueden producirse grandes cancelaciones de proyectos y la producción se estancaría en un techo 3 millones de barriles diarios (MMBD) a partir de 2024.

Por su parte, IHS Energy y la Agencia Internacional de Energía han tomado nota de los ajustes que se han producido en los proyectos en las arenas bituminosas, pero concluyen que el crecimiento se mantendrá debido a la naturaleza de este negocio y las inversiones ya realizadas. En este sentido, citan que entre 2005 y 2014, la producción de crudo no convencional a partir arenas aumentó en 1,2 MMBD, y que entre 2015 y 2020 crecerá 800 mil barriles diarios (MBD). Esto mantendría a Canadá como la tercera fuente de aumento de oferta petrolera a nivel mundial en el período.

No obstante, esta última evaluación minusvalora el hecho de que la fase de gran expansión de las arenas bituminosas puede haber concluido. En este sentido, la Asociación de Productores Petroleros Canadienses (por sus siglas en inglés, CAPP) subraya que se han producido cancelaciones y desfases de proyectos por el orden de 1,2 MMBD en las arenas bituminosas debido a la caída de precios, y por ello, ha elaborado dos escenarios. Un escenario inercial donde los precios del petróleo no se recuperan significativamente, y sólo se logra mantener crecimiento a partir de los proyectos en marcha y construcción. La producción canadiense ascendería desde 3,89 MMBD en 2015 hasta 4,63 MMBD en 2020, 4,64 MMBD en 2025 y retrocedería a 4,53 MMBD en 2030. La contribución de las arenas bituminosas pasaría desde 2,29 MMBD en 2015 hasta 3,07 MMBD en 2020, y a partir de allí se estancaría, con 3,08 MMBD en 2025 y 2,97 MMBD en 2030.

Un escenario de crecimiento moderado donde los precios del petróleo se recuperan hasta 90 $/Bl en los próximos tres años, y se realizan algunas nuevas inversiones adicionales a los proyectos en marcha y construcción, lo cual haría que la producción canadiense ascienda desde 3,89 MMBD en 2015 hasta 4,64 MMBD en 2020, 4,96 MMBD en 2025 y 5,33 MMBD en 2030. Aquí, la contribución de las arenas bituminosas pasaría desde 2,29 MMBD en 2015 hasta 3,08 MMBD en 2020, 3,51 MMBD en 2025 y alcanzaría 3,95 MMDB en 2030. Sin embargo, este pronóstico de crecimiento de la CAPP de 2015 es menor a su pronóstico de 2014, cuando se visualizaba 5,6 MMBD en 2025 y 6,4 MMBD en 2030; y está muy por debajo de su pronóstico de 2013 cuando estimaba que los precios del petróleo se mantendrían sobre 100 $/Bl en el futuro previsible y señalaba que la producción canadiense alcanzaría 6 MMBD en 2025 y 6,7 MMBD en 2030.

Además, existen otros problemas. En primer lugar, la capacidad de atraer inversiones de los proyectos de arenas bituminosas de Canadá se verá afectada por la nueva competencia de los proyectos de esquistos en EEUU que son menos intensivos en capital y con un ciclo de negocio más corto. En segundo lugar, los retrasos en la construcción de oleoductos suponen severos cuellos de botella como nos ha mostrado el gigantesco proyecto Keystone XL que pretendía conectar Alberta con el parque refinador de Texas, el cual la Administración Obama se ha negado a firmar por consideraciones ambientales. En tercer lugar, estos proyectos requieren 17% más agua y energía para ser explotados que los pozos convencionales, y liberan 19% más gases de efecto invernadero, por lo cual pueden ser objeto de regulaciones ambientales en EEUU –principal mercado. En cuarto lugar, el nuevo gobierno de Alberta encabezado por Rachel Notley -tras la victoria del partido socialdemócrata NDP en mayo pasado-, ha señalado que aumentará impuestos y regalías, y no hará lobby a favor de nuevos oleoductos.

En definitiva, en la guerra de desgaste que enfrenta actualmente a los productores en el mercado petrolero, las arenas bituminosas de Canadá no son el rival débil que será forzado a cerrar producción en lo inmediato, pero su expansión a largo plazo ha sido afectada considerablemente. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

Realismo a la cubana

Dr. Kenneth Ramírez

El pasado 17 de diciembre, Raúl Castro y Barack Obama anunciaron en sendos mensajes televisados, el paso más firme en varias décadas hacia la normalización de las relaciones Cuba-EEUU. En concreto, señalaron que sostendrán discusiones políticas de alto nivel para establecer relaciones diplomáticas a nivel de Embajadas, que han sido inexistentes desde 1961. El Presidente Obama también anunció un intercambio de prisioneros, la flexibilización de las restricciones a las transacciones financieras y los viajes a Cuba, y la autorización a la exportación de determinados bienes y servicios -donde destacan los relacionados con telecomunicaciones y acceso a internet. Además, el Departamento de Estado revisará la designación de Cuba como Estado patrocinador del terrorismo. Aunque el Presidente Obama puede implementar todas estas medidas, dejó la espinosa cuestión del levantamiento formal del embargo comercial al Congreso de EEUU, ya que está recogido en una ley. Por su parte, Raúl Castro expresó su “respeto y reconocimiento” al Presidente Obama.

En definitiva, estamos ante el inicio de un histórico acercamiento Cuba-EEUU, pero resulta importante reflexionar sobre la variable temporal: ¿Por qué ahora si Barack Obama ofreció todo esto a Cuba desde 2009? Ha trascendido que con la ayuda de Canadá y El Vaticano, La Habana aceptó negociar secretamente con Washington desde hace año y medio; es decir, justo tras el fallecimiento de Hugo Chávez. Y, precisamente ahora, que los precios del petróleo han caído en más de 45% desde junio y los pronósticos muestran que se mantendrán deprimidos en los próximos 2  o 3 años, Cuba decidió liberar al contratista estadounidense Alan Gross, exigido por EEUU para cerrar esta etapa inicial. Incluso, lo hizo sin informar a Caracas –aunque pocos días antes se había celebrado una Cumbre de la ALBA en La Habana-, y sin importarle mucho que con ello torpedeara indirectamente la campaña internacional del Presidente Maduro contra las sanciones aprobadas contra funcionarios venezolanos por el Congreso de EEUU.

La razón del comportamiento cubano es bastante sencilla: Raúl Castro está siguiendo sus intereses nacionales, no solidaridades ideológicas. Cuba percibe que tiene mucho que ganar al iniciar ahora el proceso de acercamiento con EEUU, ya que su socio más importante, Venezuela, se enfrenta a una crisis económica agravada con la caída de los precios del petróleo, lo que limitará su capacidad de seguir financiando y cumpliendo puntualmente con el suministro petrolero a la isla. Por consiguiente, el aumento de las transacciones económicas con EEUU representa un valioso balón de oxígeno para Cuba, mientras está realizando la transición hacia un nuevo liderazgo y un nuevo modelo económico. Recordemos que Raúl Castro anunció que dejará la Presidencia cuando finalice su segundo mandato en 2018; y podría ser sucedido por el Vicepresidente Miguel Díaz-Canel.

Empero, el fin formal del embargo es un largo camino por recorrer. La “Ley de Libertad Cubana y Solidaridad Democrática” de EEUU de 1996, también conocida como Ley Helms-Burton, exige un progreso visible hacia la liberalización política en Cuba. No obstante, las medidas anunciadas permitirán a la Administración Obama profundizar los lazos con Cuba antes de solicitar al Congreso el fin del embargo, lo cual ha indignado al lobby cubano-estadounidense con fuertes vínculos en el Partido Republicano –que controla ambas cámaras legislativas tras las elecciones de medio término. Por tanto, las conversaciones continuarán en 2015 bajo presión, incluso en la VII Cumbre de las Américas que se celebrará en abril en Panamá, donde por primera vez asistirá Cuba. De manera que, parece lógico pensar, que el acercamiento tendrá mayor probabilidad de consolidarse si el Partido Demócrata gana las elecciones –quizás con Hillary Clinton- en 2016.

Otro aspecto crítico a considerar es: ¿Cómo va a responder el Presidente Maduro ante este hecho nuevo, toda vez que al día siguiente el Presidente Obama decidió firmar y convertir en ley las sanciones contra funcionarios venezolanos? No parece aconsejable mantener el statu quo, ya que el inmovilismo aísla a Venezuela –si sumamos a lo ocurrido, la paulatina “lulización” de la izquierda latinoamericana tras la muerte de Chávez-, y no permite responder a la crisis económica.

En consecuencia, con Cuba abandonando de facto la ALBA y soltando amarras con Venezuela para acercarse a EEUU -a pesar de todos los gestos cubanos que intenten afirmar desde ahora lo contrario para mantener hasta último momento una beneficiosa vinculación con tirios y troyanos-; el Presidente Maduro debe evaluar adecuadamente los cambios en el entorno y responder de forma realista, finiquitando la cooperación energética con la ALBA, lo cual ayudaría a la economía venezolana ante la caída de los ingresos petroleros. Un gobernante prudente no puede ni debe mantenerse fiel a compromisos, cuando tal fidelidad redunda en perjuicio propio y de su país, y además han desaparecido las razones que motivaron su inicial promesa. Asimismo, el Presidente Maduro tiene incentivos tanto para reanudar el diálogo con la oposición venezolana tendiente a una nueva gobernabilidad democrática y un cambio del modelo económico que impulse al sector privado en el marco del MERCOSUR; como para buscar su propio acercamiento con la Administración Obama mediante el rescate del “espíritu de Antigua” que generó grandes expectativas tras la reunión Jaua-Kerry en 2013.

En conclusión, los acontecimientos marcan el primer paso en un largo proceso de reconciliación entre Cuba y EEUU, que tiene implícita una dura lección de realismo político para Venezuela: a nivel internacional no hay amigos ni enemigos, sólo intereses. Si bien el resultado final de este movimiento diplomático resulta una incógnita, constituye un hito histórico con implicaciones para toda América Latina y El Caribe. Le toca a Venezuela mover ficha.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

El "renacimiento" energético de EEUU

Prof. Rafael Quiroz Serrano

La revolución de esquisto o lutitas (“shale oil”/”shale gas”) que muchos han magnificado, no es tan “revolución” o tan novedosa como la quieren hacer ver, pues esta tecnología se remonta desde 1947 cuando se estudia por primera vez la posibilidad de utilizar agua, y en 1949 al iniciarse su aplicación industrial.

De hecho, esta revolución tecnológica que, mediante el método de fracturación hidráulica (“fraking”), permite extraer crudo o gas desde la roca madre, comenzó propiamente en los años 90 cuando el primer pozo de esquisto moderno fue perforado cerca de Fort Worth, Texas, Estados Unidos (EEUU); por lo tanto, es el país del norte el que posee la tecnología más avanzada para la explotación de este hidrocarburo no convencional.

El desarrollo de los yacimientos de esquisto, como crudo no convencional, por parte de Estados Unidos, llega en momentos en que el país del “Tío Sam” hace esfuerzos por asegurarse el suministro, debido principalmente a que su actividad de transporte depende de los hidrocarburos, su consumo energético aumenta, su producción petrolera disminuye; lo cual, aunado a la escasez de sus reservas, lo hacen altamente vulnerable del impredecible mercado petrolero.

Emancipación y seguridad

Esta es la razón fundamental por la que la seguridad y emancipación energéticas de los EEUU son una variable clave para el desarrollo de petróleo de esquisto, a pesar de su gran impacto ambiental y social; pues, la cada vez más creciente dependencia petrolera extranjera, ha venido convirtiéndose en un peligro significativo para su seguridad nacional, pues la garantía del abastecimiento energético interno aún está en manos de países extranjeros, algunos básicamente miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

En la medida que la producción de petróleo de esquisto satisfaga la demanda interna estadounidense, se espera que los precios de los principales crudos livianos/dulces disminuyan progresivamente en EEUU, y ello arroja la posibilidad de que una considerable porción del parque refinador estadounidense pueda acometer interesantes inversiones para adecuarse al procesamiento de este petróleo, aumentando así el volumen de procesamiento.

Precios y costos

He aquí la importancia del desarrollo del “shale oil” y “shale gas” dentro de la política energética estadounidense; siendo este uno de los dos aspectos sustanciales para el desarrollo de este petróleo. El otro es, los altos precios de realización o venta del crudo, sobre todo desde que estos sobrepasaron los 90 dólares el barril (U$/B), y con la tendencia de seguir subiendo. Debido a esto, el “nuevo” petróleo no convencional, desde hace tres años viene haciéndose presente, en forma destacada, en el mercado petrolero estadounidense y canadiense; de hecho, en la actualidad, la producción de petróleo de esquisto se lleva a cabo en su totalidad en Norteamérica.

Para evaluar las perspectivas de este petróleo, se debe considerar el nivel de los costos de producción y desarrollo, los cuales promedian actualmente los 50 U$/B, sin incluir impuestos y regalías; y entre 6 y 9 millones de dólares de inversión en perforación y operación por cada pozo horizontal. La Industria petrolera estadounidense necesita precios altos de petróleo para poder desarrollar las cuantiosas reservas de crudos no convencionales que posee, por lo que precios por debajo de los 90 U$B no hacen comercializable los esquistos.

Ventajas competitivas de EEUU

No hay duda que el petróleo y el gas natural de esquisto representan una especie de “renacimiento” energético para EEUU y Canadá; sin embargo, exportar esta revolución a diferentes países resulta mucho más difícil de lo previsto, pues tanto gobiernos como empresas petroleras están encontrando obstáculos a medida que intentan replicar la experiencia estadounidense a otros países, donde se podría tardar desde una hasta dos décadas en alcanzar una producción importante de este crudo.

No es tan simple ni sencillo lo de esquisto, y su cronograma de desarrollo llevará mucho más tiempo del calculado; entre otras cosas, por la disponibilidad limitada de taladros con capacidad de perforación horizontal, lo que es una variable clave en el desarrollo de este petróleo allende las fronteras estadounidense. Claro está, que ello le da una significativa ventaja competitiva a EEUU, que junto a Canadá seguirán siendo, y durante un buen tiempo, los únicos países en aprovechar las ventajas económicas de este desarrollo. La declinación de la producción de crudos convencionales se mantendrá en EEUU, mientras que el petróleo de esquisto y las Aguas Profundas del Golfo de México representarán los principales incrementos de la producción de Norteamérica.

No es para tanto

No hay duda que la “aparición” de este tipo de hidrocarburo alternativo amenaza con modificar el mapa energético mundial y trastoca en parte la balanza del poder energético; sin embargo, hay una especie de exuberancia irracional mundial respecto al desarrollo de esquisto, y tal como ya hemos señalado, dicho crudo tampoco las tiene todas consigo; pues países como Francia y Bulgaria, por solo citar dos europeos, fueron más allá y prohibieron la fracturación hidráulica por completo, debido a preocupaciones ecológicas y sísmicas, lo que detuvo en seco el desarrollo de esta industria; y Francia, no obstante todas las reservas que tiene, ya dijo no a tal proyecto. Los movimientos ambientalistas están cabildeando por todo el mundo, destacando lo dañino que es para el ecosistema tal explotación; de tal manera que EEUU y Canadá aun no podrán montar indefinida fiestas patronales.

Así las cosas, la aparición de este “nuevo” petróleo tampoco es para que los demás países productores de petróleo se pongan a llorar. Los crudos no convencionales venezolanos (extra-pesados de la Faja) le ganan en costos a los crudos no convencionales de esquisto. EEUU podrá reducir bastante su dependencia energética de las actuales importaciones petroleras, pero no logrará auto abastecerse del todo, mucho menos en convertirse en exportador de petróleo, como algunos han afirmado, y quisieran, por allí. Ya como colofón, se podría afirmar que con el renacimiento energético de EEUU, gracias a esquisto, la era del petróleo barato ha quedado atrás, pero ello no significa el final de la matriz energética sustentada en fuentes energética fósiles; pues pasará aún mucho tiempo antes que nazcan los modelos energéticos post-fosilistas.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

El Ártico emergente: Rivalidad o cooperación

José Miguel De Sousa Costa

El Ártico se está calentando más rápido de lo que los científicos esperaban debido al Cambio Climático –el doble que el resto del planeta. La extensión del hielo marino del Ártico, que se funde hasta alcanzar su nadir cada mes de septiembre, ha disminuido de manera constante durante las últimas tres décadas. Los años 2007-2013 vieron los seis niveles más bajos desde que empezaron a registrarse imágenes por satélite en 1979. En general, la capa de hielo ha retrocedido un 40% durante este período, siendo además, cada vez más delgada y vulnerable.

El deshielo del Ártico ha empezado a plantear la posibilidad de explotar las importantes reservas de hidrocarburos, recursos pesqueros y rutas marítimas –que podrían reducir 40% del tiempo de la navegación entre Asia y Europa-, lo cual genera una situación aún más compleja en cuanto a la degradación de esta maravilla natural. Debemos tomar en cuenta que los sujetos principales en esta situación son los Estados ribereños -sobre todo EEUU y Rusia como potencias-, junto a empresas transnacionales,  los que empiezan a mostrarse interesados en colonizar una región donde no existe una delimitación territorial clara. No obstante, debemos agregarle otros actores -de los cuales se habla menos o no se toman en cuenta en la mayor parte de los análisis- como los pueblos indígenas, poblaciones locales y los grupos ecologistas, que defienden la idea de nombrar esta región como un santuario internacional -repitiendo la experiencia de la Antártida- para proteger su delicado ecosistema.

A mediados de marzo de 2014, el Parlamento Europeo aprobó una importante resolución impulsada por Greenpeace, donde promueve el nombramiento del Ártico como santuario internacional, lo cual también es apoyado por Finlandia –un Estado vecino de la región, aunque no directamente ribereño. Esto ha constituido un primer paso para proteger la región, ya que ha colocado el tema en la agenda del Consejo de la Unión Europea y el resto de las instituciones comunitarias; y ha supuesto un primer freno moral a otros países ribereños como Rusia, que ya alimentan la carrera por la explotación de los recursos del Ártico. De hecho, el Presidente Putin nombró “Héroe de la Federación Rusa” al explorador y oceanógrafo Arthur Chilingárov en febrero de 2008, quien colocó con un submarino científico una bandera de titanio con los colores de la bandera rusa en el fondo del Ártico con el objeto de reclamar una extensión no delimitada en nombre de Moscú, al viejo estilo siglo XVI.

Lo cierto es, que cada vez más, los recursos del Ártico atraen más a los Estados ribereños y a las empresas transnacionales, quienes toman posiciones y ultiman sus estrategias de asalto a este océano interior rodeado de continentes.

Colonización: La explotación de los recursos del Ártico podría intensificarse en los próximos años, lo que provocará toda una ola de cambios al Norte del círculo polar. Los barcos necesitan un apoyo logístico, puertos, infraestructuras, trabajadores que vivan en la zona. El Ártico se transformaría así en una zona ocupada como el resto del Mundo, afectando la región con actividades contaminantes y degradantes, aumentando los niveles de riesgo ambiental en este hábitat.

Recursos naturales: El deshielo del Ártico abre la puerta a la explotación de unos recursos que hasta hace poco eran inaccesibles o al menos, demasiado caros. La escalada de los precios del crudo y el gas, la inestabilidad política de los actuales proveedores y la sed energética global hacen que recursos que hasta hace poco carecían de interés se encuentren ahora en el punto de mira. ¿Existe alguna posibilidad de compatibilizar la explotación de estos recursos con la conservación del ambiente? La respuesta a esta pregunta no es fácil, y existen antecedentes con graves consecuencias en zonas aledañas, como el derrame del buque petrolero Exxon Valdez en Alaska en 1989, con un alto impacto al ecosistema ocasionado por el vertido de 250 mil barriles de crudo.

Se calcula que existen en el Ártico unos recursos prospectivos de hidrocarburos cuantiosos: 90 millardos de barriles de petróleo -13% del total mundial-, unos 47 billones de metros cúbicos de gas natural y cerca de 44.000 millones de barriles de petróleo equivalentes de líquidos de gas -30% del total mundial. De estas reservas, aproximadamente un 84% estaría en áreas costa afuera. En este sentido, debemos recordar desastres ecológicos como los provocados por el derrame de la plataforma petrolera Deepwater Horizon en aguas profundas del Golfo de México en 2010 y el vertido de la plataforma petrolera Transocean en aguas profundas de Brasil en 2011, lo cual muestra los riesgos de la explotación petrolera costa afuera.

Otro dato a tener en cuenta es que, de los cinco Estados ribereños que se reparten el Ártico (Rusia, EEUU, Canadá, Dinamarca debido a Groenlandia, y Noruega), es Moscú el gran beneficiado, ya que tiene las plataformas continentales más amplias con centenares de kilómetros poco profundos donde la perforación es más sencilla, hay menos hielo durante el verano y se puede acceder más fácilmente. Además, hay muchos ríos que fluyen desde territorio ruso, lo cual promete ricos yacimientos adyacentes debido a la acumulación de gran cantidad de materia orgánica. Por ello, la empresa petrolera rusa Rosneft en alianza con la británica BP, ya ha empezado a realizar exploraciones en el área.

Riesgos ambientales: La capa helada del océano Glacial Ártico podría desvanecerse. Este hecho traerá consecuencias tanto a escala regional como global. Ya hemos señalado que el Cambio Climático se ha convertido en un aliado inesperado de la prospección petrolífera, con sus considerables riesgos.

Empero, la propia desaparición de la gran losa helada que ha cubierto durante millones de años el Ártico tendrá sus repercusiones globales. Su blanco eléctrico refleja hasta un 80% de la luz que le llega. Con su desaparición, esa radiación será absorbida por el océano, lo que producirá que se acelere el calentamiento global. Ese calentamiento de las aguas puede provocar, que se debilite la capacidad del océano para actuar como sumidero de CO2, o producir la desaparición de especies importantes.

Entonces, cabe preguntarse si el futuro del Ártico estará dominado por la carrera geopolítica, la explotación de los recursos y la degradación ambiental; o si por el contrario, será una región cuya riqueza ambiental e importancia para el ecosistema global generará una dinámica de cooperación internacional, la cual permita como mínimo catalizar su desarrollo sostenible, por no hablar de un enfoque conservacionista maximalista que la declare santuario internacional siguiendo el modelo de la Antártida.

En este sentido, el fortalecimiento del Consejo del Ártico establecido en 1996 como foro para catalizar la cooperación entre los cinco Estados ribereños, los tres Estados vecinos inmediatos –Finlandia, Suecia e Islandia-, y pueblos indígenas, resulta clave para el futuro de la región y de todo el planeta.

La Cumbre de América del Norte en Toluca

Victor Hugo Matos

Hace unas semanas,  la ciudad de Toluca en México fungió como sede de la reunión de líderes del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN/NAFTA), o la llamada “Cumbre de los Three Amigos”: Canadá, México y EEUU.

Para los círculos políticos y económicos de estos  países, esta reunión  reviste bastante importancia, ya que consideran que se debería enmarcar en una búsqueda de una revisión profunda de las condiciones dentro del acuerdo para adaptarlas a un entorno comercial y político cambiante. Esto se debe en parte a las consideraciones de que pese a ser uno de los acuerdos más importantes firmados entre los tres países, el paso del tiempo y la aparición de nuevos elementos han mellado la efectividad de dicho acuerdo,  demostrando que a pesar de que ha reportado beneficios derivados del comercio; esto no significa,  que este tratado comercial sea la gran solución a los problemas de Norteamérica.

En este sentido,  las principales víctimas de esta ineficiencia ha sido la innovación y el emprendimiento,  cooperación académica, un elemento importante dados sus impacto en el crecimiento económico y en la creación de nuevas empresas. A esto se le añade las barreras importantes que aún existen entre los miembros del TLCAN, sobre todo aquellas relacionadas con el tránsito de personas y bienes, siendo destacable el caso de la aplicación de programas de visas para empresarios, minimizando las posibilidades de crecimiento de un tejido empresarial regional más denso.

Todas esas variables fortalecen la idea que, aún a 20 años de firmado el tratado, las fronteras siguen cerradas entre estos tres países,  lo cual  no es muy positivo en un momento de recuperación económica y de cambio en el panorama comercial como el actual, afectando inevitablemente la imagen del TLCAN dentro y fuera de los países miembros.

Un ejemplo de esta percepción negativa sobre el tratado es que el país más beneficiado por los acuerdos derivados del TLCAN ha sido México, pese a lo cual el acuerdo es criticado dentro de este país; donde muchos dicen que no ha tenido un impacto muy positivo en la calidad de vida de los mexicanos. En ese sentido, el Presidente Enrique Peña Nieto planteó como ejes temáticos de la Cumbre de Toluca: la prosperidad incluyente y compartida, nuevas áreas de oportunidad, la seguridad ciudadana y, temas regionales y globales; reflejando así los nuevos elementos con los que se propone lidiar la triada norteamericana.  Quizás el más relevante de estos elementos es el sector energético,  ya que grandes proyectos como la Reforma Energética mexicana o el oleoducto Keystone XL -todavía por aprobarse por parte del presidente Barack Obama-  pueden convertirse en una palanca importante para renovar los esfuerzos de integración entre los miembros del TCLAN.

No obstante,  a pesar de estas declaraciones de intención y buenas posibilidades que se visualizaron en la Cumbre de Toluca,  al final dejó la sensación de que se hizo poco por estructurar una visión estratégica para la reforma del TLCAN entre los líderes norteamericanos y que las acciones puntuales se dejarían a distintas comisiones que podrían tardarse meses en reunirse.

En este sentido, la conclusión que parece permear de esta reunión refleja que es necesario adaptar un tratado de esta magnitud a las nuevas tendencias en el desplazamiento del  comercio mundial a nuevas áreas, como Asia-Pacífico,  en la medida en que este nuevo impulso que se le quiere dar al TCLAN pueda convertirlo en una herramienta para acercar los intereses comunes y crear una estrategia regional conjunta para el siglo XXI, siendo incluso valioso para fortalecer la posición de estos tres países con miras a las negociaciones del Acuerdo de Asociación Trans-pacífico (por sus siglas en inglés, TPP); con la ventaja añadida para México, de tener otras conexiones comerciales como la Alianza del Pacífico que le sirven en la mesa de negociaciones del TPP.

Sólo en el largo plazo se sabrá si el reimpulso del TLCAN y el TPP tendrán un impacto importante en América Latina y en el comercio mundial.

Panorama retador para la OPEP

Dr. Kenneth Ramírez

El pasado miércoles 4 de diciembre, el edificio blanco de estrechas ventanas que alberga la sede de la OPEP en la Helferstorferstrasse 17 del Distrito 1 de la ciudad de Viena, volvió a convertirse en centro de la atención mundial al albergar la 164° Reunión de Ministros del grupo. La OPEP aprobó mantener por cuarta vez consecutiva el techo de producción conjunto en 30 millones de barriles diarios (MMBD). Sin embargo, bajo este aparente clima apacible, fue discutido el complicado panorama que se plantea para la OPEP en 2014 y los próximos años.

 

El grupo encara un peligroso coctel de débil demanda petrolera mundial, revolución de esquistos en América del Norte, creciente oferta petrolera en otros Estados No-OPEP y dentro de la propia OPEP, debilitamiento de la cohesión del grupo producto de la rivalidad entre Riad y Teherán, todo ello junto al  rol de Arabia Saudita como productor de equilibrio o en lenguaje coloquial “el que pone lo que falta” (swing producer).

 

De hecho, el informe de pronóstico petrolero mundial publicado por la OPEP a principios de noviembre, señala que la demanda del crudo OPEP permanecerá invariable hasta 2020, considerando un crecimiento económico mundial en torno a 3,8% y un crecimiento de la economía china en torno a 8% para los años que restan de la presente década; lo cual es optimista al comparase con los pronósticos de otras agencias, que ya hablan de una desaceleración de China. Es decir, la demanda de crudo OPEP más allá de permanecer estable, podría reducirse en lo que resta de década. Dos premisas básicas para 2014, será una demanda petrolera mundial que aumentará solamente en +1,1 MMBD, e inventarios que cerrarán a finales de este año en aproximadamente +0,3 MMBD.

 

Por otra parte, la producción petrolera No-OPEP aumentará en 2014 en +1,8 MMBD, debido a EEUU y Canadá. La producción petrolera de EEUU ascendió a 7,7 MMBD en octubre de 2013 –su nivel más alto desde 1990-, de los cuales 2,6 MMBD fue petróleo de esquistos. Esto ha llevado a las importaciones petroleras de EEUU a descender desde 12 MMBD en 2007 hasta 7,6 MMBD en octubre –es decir, por primera vez en dos décadas EEUU produce más de lo que importa. Debido a esto, China desplazará a EEUU como primer importador de petróleo mundial en 2014. Además, el informe de pronóstico de la OPEP, señala que la producción de esquistos de América del Norte aumentará desde 2,5 MMBD en 2012 hasta 4,7 MMBD en 2020 para luego disminuir hasta 2,7 MMBD en 2035.

 

Además, debemos tomar en cuenta los pronósticos de mayor oferta en México y Brasil. México acaba de aprobar una Reforma Energética de corte neoliberal –mucho más amplia y aperturista a la inversión extranjera que la presentada por el Presidente Peña Nieto al Congreso-, con lo cual se espera que México aumente su producción desde 2,5 MMBD en la actualidad hasta alrededor de 3,5-4 MMBD en 2025. En el caso brasileño, la producción ha caído sorpresivamente en 2013 reflejando la creciente utilización de PETROBRAS por el gobierno brasileño para objetivos distintos a los petroleros, así como la complejidad de producir en aguas profundas, aumentará en los próximos años. El plan de negocios de PETROBRAS espera elevarla desde 2,4 MMBD en 2012 hasta 3,4 MMBD en 2017, apalancada en las áreas pre-sal.

 

Todo esto implica una reducción del espacio de mercado para la OPEP en aproximadamente -1 MMBD en 2014, ubicándose en aproximadamente 29 MMBD a partir del próximo año y hasta 2020. No obstante, los pronósticos apuntan a un crecimiento de la oferta del crudo OPEP en aproximadamente +1,5 MMBD en 2014, en medio de problemas de cohesión interna del grupo. Libia en 2013 ha experimentado la toma de sus terminales petroleros por milicias, lo cual ha llevado su producción a sólo 0,55 MMBD y ha reducido sus exportaciones a niveles ínfimos. Empero, con apoyo externo, el gobierno libio intenta formar nuevas fuerzas de seguridad para fortalecer su control sobre las instalaciones petroleras, por lo cual es probable que su producción aumente en +0,5 MMBD en 2014, intentando volver paulatinamente a los niveles de 1,6 MMBD que tenía antes de la guerra civil de 2011.

 

El reciente acuerdo provisional del G-5+1 con Irán permitirá a las aseguradoras europeas respaldar sus embarques, permitiendo a Teherán llevar sus exportaciones a niveles promedio de 2012, lo que implica un aumento entre +0,3 MMBD y +0,5 MMBD en los próximos meses. Si un acuerdo definitivo toma forma y las sanciones son levantadas en 2014, Irán podría recuperar paulatinamente sus niveles de producción y exportaciones pre-sanciones. Así, el Ministro de Petróleo iraní Zanganeh anunció a sus socios OPEP su firme propósito de llevar su producción hasta 4 MMBD –actualmente produce 2,7 MMBD niveles similares a 1990- a partir de 2014: “aunque el precio llegue a 20 $/Bl, es nuestro derecho” sentenció amenazante. Aunque Irán alcance un acuerdo definitivo bien sabe que no podrá recuperar esos niveles inmediatamente, lo cual ha reconocido en el borrador del presupuesto 2014; sin embargo, ya ha dejado claro su intención. Con un acuerdo definitivo en 2014, Irán podría elevar su producción en los siguientes seis meses hasta 3,5 MMBD, pero le tomará más tiempo alcanzar 4 MMBD.

 

Arabia Saudita ha cubierto el vacío dejado por Libia e Irán en los últimos años, y le será más digerible reducir producción para hacerle espacio al primero. En Riad sentó mal el acuerdo con Irán, ya que fortalece indirectamente la proyección geopolítica persa en Medio Oriente. Hacerle espacio a Teherán, significa para Riad darle más dinero para apoyar a Assad en Siria y el resto de sus aliados.

 

Por su parte, Irak podría aumentar en +0,5 MMBD su producción hasta alcanzar 3,5 MMBD en 2014, aunque el Ministro de Petróleo iraquí Luaibi anunció su propósito en la OPEP de alcanzar la meta de 4 MMBD y no ha aceptado regresar al sistema de cuotas. Irak ha desplazado a Irán como segundo productor OPEP, y las agencias esperan que alcance 6 MMBD para 2020. Esto implica un desafío para Irán que no quiere verse relegado. Sin embargo, las cuestiones para Irak siguen siendo la seguridad –este año fue el más violento desde 2008-, los déficits de infraestructura –sobre todo de terminales- que han llevado a las empresas a cortar entre 2,35 y 2,65 MMBD las metas de producción para los principales yacimientos, los problemas político-burocráticos que han impedido aprobar una ley de hidrocarburos y han generado desencuentros con el gobierno provincial del Kurdistán que desea explotar sus reservas por su cuenta.

 

En consecuencia, Arabia Saudita debe decidir si asumirá como swing producer recortes de aproximadamente -2 MMBD para defender el precio objetivo OPEP de 100 $/Bl a costa de su participación de mercado; o dejará caer el precio hasta el piso de 85-90 $/Bl marcado por el costo de producción de los esquistos para afectar indirectamente a Irán; o buscará negociar un complicado acuerdo colectivo en la próxima reunión OPEP en junio de 2014. Riad que ha inyectado más de 130 millardos de dólares a su economía en 2013 para contener cualquier revuelta, necesita un precio de 70 $/Bl para lograr equilibrio fiscal. Además, posee reservas de 700 millardos de dólares, lo cual le permitiría soportar precios más bajos.

 

Para Venezuela, todo esto implica que no existe espacio en el mercado para el plan de expansión de la Faja Petrolífera del Orinoco que llevaría nuestra producción hasta 4 MMBD en 2015 y 6 MMBD en 2019, más allá de las dudas sobre la capacidad de ejecución de PDVSA. Asimismo, apunta a que debemos prepararnos para vivir con menores ingresos petroleros bien por posibles recortes OPEP o por la reducción del precio apuntando al piso de 85-90 $/Bl en los años que restan de la presente década.

@kenopina

La reforma de PEMEX: implicaciones para Venezuela

Dr. Kenneth Ramírez

El Presidente de México, Enrique Peña Nieto, envió al Congreso su proyecto de “Reforma Energética” este 12 de agosto. Así, nuevamente la reforma de PEMEX vuelve a ocupar el centro del debate político mexicano. Desde 2004, la empresa petrolera nacional ha mostrado una disminución del 31% de sus reservas que pasaron desde 20,08 millardos de barriles de petróleo equivalente (MMMBPE) hasta 13,81 MMMBPE en la actualidad; y una declinación de su producción petrolera en 26%, desde 3,4 millones de barriles diarios de petróleo (MMBD) hasta 2,5 MMBD en la actualidad. Aunque PEMEX sigue siendo una empresa rentable –sobre todo a 100 $/Bl-, sus problemas de productividad, la falta de autonomía  operacional y presupuestaria, las exigencias fiscales del Estado mexicano y el poderoso sindicato petrolero mexicano han mermado su capacidad de crecimiento y amenazan la seguridad energética de México. Además, los cambios regulatorios introducidos en 2008, no lograron reactivar la producción, ni atraer tecnología para la exploración y producción de sus prometedores recursos petroleros no convencionales: en aguas profundas se estima la existencia de 29,5 MMMBPE; además los estudios apuntan a un alto potencial en petróleo y gas de esquistos con 13 millardos de barriles y 545 billones de pies cúbicos.

La Administración Peña Nieto ha tomado como fuentes de su Reforma Energética su propia historia y el modelo petrolero brasileño. En primer lugar, ha señalado que el Presidente Lázaro Cárdenas, quien nacionalizó PEMEX en 1938, contemplaba la rectoría del Estado de la explotación de los recursos petroleros y una empresa petrolera nacional, pero permitía la celebración de contratos con terceros con compensaciones para realizar estas actividades. Fueron posteriores reformas, y en especial con el Presidente Adolfo  Ruiz Cortines en 1958, las que cerraron la participación privada en el sector petrolero. En segundo lugar, el Presidente Peña Nieto ha señalado que su reforma contempla la adopción de contratos de utilidad compartida sin que ello implique privatizar PEMEX, y mayores márgenes de autonomía y flexibilidad fiscal, siguiendo el ejemplo de PETROBRAS como empresa petrolera nacional exitosa. Los grandes objetivos propuestos son elevar la producción hasta 3 MMBD en 2018 y 3,5 MMBD en 2025, lo cual generaría 500 mil empleos en 2018 y 2 millones en 2025, y dispararía la inversión en otras áreas conexas, elevando el PIB mexicano en 1% en 2018 y 2% en 2025, permitiendo a México relanzarse como potencia emergente.

El Presidente Peña Nieto cuenta con los votos de su partido PRI, a los que podrían sumarse los del PAN que intentó infructuosamente reformar PEMEX en los sexenios de Vicente Fox y Felipe Calderón –aunque con otra filosofía. Por ello, luce probable que sea aprobada la “Reforma Energética”, siendo su principal escollo la oposición del izquierdista López Obrador quien busca un nuevo aliento.

Si Peña Nieto alcanza sus objetivos, consolidará el cambio en la situación energética de América del Norte hacia una mayor autosuficiencia en las próximas décadas, gracias a las arenas bituminosas de Canadá, el petróleo y gas de esquistos de EEUU, y una mayor producción en México. Esto empujará los precios del petróleo a niveles de 85-90 $/Bl en la presente década e intensificará la competencia para abastecer los mercados asiáticos, incluso entre socios OPEP que están siendo desplazados de América del Norte como Nigeria y Angola.

Todo esto deja a Venezuela frente a una serie de lecciones y retos. En primer lugar, las empresas petroleras nacionales realmente eficientes, son aquellas que se centran en sus actividades medulares, maximizan los ingresos a sus ciudadanos y evitan la politización, como Statoil y PETROBRAS. En este sentido, PDVSA debe regresar a sus tareas petroleras, reducir su implicación en la política partidista y los cargos de Ministro de Energía –agente regulador- y Presidente de PDVSA –operador- deben ser ejercidos por personas diferentes para reducir la discrecionalidad, lo que lleva a la ineficiencia, la mala gestión y la corrupción.

En segundo lugar, nuestro modelo de empresa mixta es demasiado rígido -en comparación con PETROBRAS y ahora PEMEX-, reduciendo al socio a un mero inversionista financiero minoritario sin mayor implicación en las decisiones. Aunque esto da en el papel mayor margen de maniobra a PDVSA, en la práctica al no tener suficiente capital, ha retrasado los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO); ya que PDVSA no sólo espera que el socio coloque su parte, sino que aspira también le preste el monto que le corresponde invertir.

En tercer lugar, nos deja ante el reto de aumentar nuestra producción sin lesionar la cohesión de la OPEP y con una diversificación de mercados pragmática y no ideologizada. Las necesidades del pueblo venezolano han aumentado y la economía necesita empuje; ya no son suficientes los ingresos que genera una producción estancada en los últimos años, la cual se ubicó en 2,75 MMBD en el primer semestre de 2013 –por debajo de la cuota OPEP. Resulta necesario empezar a construir cuanto antes un mejorador en la FPO para no perder la competencia, lo cual supone agregar al menos +0,4 MMBD en esta década. Al respecto, el Presidente Maduro debería considerar la salida del Ministro Rafael Ramírez, quien ha fracasado reiteradamente en el cumplimiento del Plan Siembra Petrolera. Una vez que la producción aumente, podemos considerar colocar producción en diferentes mercados, lo cual si bien es sano para nuestra seguridad energética, no está reñido con mantener una sólida posición en EEUU y Europa, ya que la competencia en Asia aumentará y los niveles de precios serán menores.