Petróleo y MERCOSUR en las elecciones de Argentina

Dr. Kenneth Ramírez

El próximo domingo 22 de noviembre, tendrá lugar la segunda vuelta de las elecciones de Argentina. La cita viene marcada por una transformación del escenario electoral. Durante meses, varias encuestas mostraban que Daniel Scioli, candidato del “Frente para la Victoria” y sucesor de Cristina Fernández de Kirchner, ganaría la primera vuelta con hasta 10 puntos de diferencia. En lugar de ello, un sorpresivo y apretado resultado (37%-34%) en la primera vuelta del 25 de octubre, ha forzado un ballotage con Mauricio Macri, candidato de la coalición opositora “Cambiemos”. Las últimas encuestas revelan que ahora Macri podría ganar las elecciones con hasta 8 puntos de diferencia, ya que ha logrado atraer un caudal importante de votos peronistas disidentes que apoyaron a Sergio Massa en la primera vuelta. La crisis económica generada por la caída de los precios de las materias primas (sobre todo soya, maíz, trigo, leche y carne; principales rubros de exportación argentinos), ha tenido mucho que ver con este viraje de las preferencias electorales. El FMI señala que Argentina está pasando de una desaceleración a una recesión económica; el PIB creció sólo 0,5% en 2014, y lo hará 0,4% en 2015, para retroceder en -0,7% en 2016.

Gane quien gane, el próximo Presidente de Argentina será mucho más pragmático. En primer lugar, ninguno tendrá el liderazgo político hegemónico que detentaron los Kirchner. La trayectoria de Scioli lo muestra como un peronista realista -capaz de pactar con Menem y los Kirchner-, pero deberá coexistir con grupos afectos a Cristina Fernández de Kirchner, desde su candidato a Vicepresidente, Carlos Zannini, hasta la poderosa juventud de su movimiento político “La Cámpora”. De ganar Macri tendrá que buscar pactos en un Congreso adverso –el kirchnerismo es la primera minoría en la Cámara de Diputados y mayoría en el Senado. En segundo lugar, ambos tendrán que gestionar la crisis económica, lo cual pasa por implementar una política que genere estabilidad y confianza, luchar contra la corrupción, mejorar las relaciones con el empresariado, fortalecer la seguridad jurídica para atraer inversiones y negociar los vencimientos de deuda que ascenderán a 30 millardos de dólares en 2016 –incluyendo 10 millardos de dólares con los fondos de riesgo, los llamados “fondos buitre”. En tercer lugar, tendrán el reto de mantener los indicadores sociales en positivo.

Todo esto les llevará a una política exterior mucho más moderada y realista. En este sentido, el Consejo Argentino de Relaciones Internacionales (CARI) impulsó un diálogo entre los equipos de política exterior de todos los candidatos para encontrar un programa mínimo de consenso; lo cual logró con el documento “Seremos afuera lo que somos adentro”, presentado en abril pasado. Allí se establece entre otras cosas, que Argentina debe “revalorizar las relaciones con los centros de decisión que más nos afectan”, es decir, EEUU y la Unión Europea. Además, se señala que debe “priorizarse nuestra alianza estratégica con Brasil” para impulsar una “rápida, amplia y franca discusión” en el MERCOSUR, y propiciar su convergencia con la Alianza del Pacífico a partir de la “dimensión bioceánica” de la política exterior argentina, léase sus relaciones con Chile. Por último, establece que deben fortalecerse las relaciones con México, utilizar su potencial en alimentos y energía, e incorporar valor agregado en la oferta exportable. Es decir, tanto Scioli como Macri buscarán relanzar el MERCOSUR fenicio -en alianza con Brasil- y motorizar una agenda externa centrada en lograr el Acuerdo de Asociación con la UE y un acuerdo con la Alianza del Pacífico, así como revitalizar las relaciones económicas con EEUU. Esto podría ser materializado más rápidamente por Macri que por Scioli, quien tendría obstáculos dentro de su propia base de apoyo. Lo cierto es que todo esto converge con las nuevas prioridades brasileñas y envía un poderoso mensaje a Venezuela: Es hora de tomarse en serio MERCOSUR, y cumplir toda su normativa. Por otra parte, Macri se ha mostrado crítico con la situación política venezolana, mientras Scioli ha preferido guardar silencio, lo que indica un futuro distanciamiento bilateral entre Caracas y Buenos Aires –desde lo conflictivo a lo discreto- gane quien gane.

En materia energética, los candidatos apuestan por el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta en la Provincia de Neuquén -30 mil kilómetros cuadrados de roca con petróleo atrapado en sus microporos, a 3 mil kilómetros de profundidad, para cuya explotación debe utilizarse la polémica fracturación hidráulica-, donde creen tener una joya de esquistos como la que ha dinamizado la economía de EEUU. Por ello, han hablado de mejorar las condiciones para fomentar la explotación de los promisorios recursos de petróleo y gas no convencional que posee Argentina -802 billones de pies cúbicos y 27 millardos de barriles; segundo y cuarto lugar a nivel mundial respectivamente. Empero, se requiere un precio del petróleo en 75-80 $/Bl para hacer estos proyectos rentables en Argentina, y en consecuencia, las empresas petroleras transnacionales se han mostrado cautas. Sólo el liderazgo de la empresa petrolera renacionalizada YPF –que concentra el 86,5% de la producción de este yacimiento en la zona Loma Campana en sociedad con Chevron- ha permitido mantener el proyecto en marcha. Hoy por hoy, Vaca Muerta produce 41 mil barriles de petróleo equivalente diarios, y YPF estima alcanzar al menos 120 mil barriles para 2020, con más pozos horizontales –actualmente sólo 20 de los 380 pozos activos. El objetivo es alcanzar el autoabastecimiento que perdió Argentina en 2010 y convertirse en un exportador neto de hidrocarburos a largo plazo. Para esto, se requiere atraer inversiones cifradas en 88 millardos de dólares –rivalizando con otros proyectos latinoamericanos como la Faja Petrolífera del Orinoco y las áreas pre-sal en Brasil en un contexto de precios bajos-, y cooperación con el gobierno y las empresas de EEUU que tienen la tecnología. Argentina está a las puertas de un reacomodo geopolítico. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

OPEP, un Fénix de 55 años

Dr. Kenneth Ramírez

En su Manual de Zoología Fantástica publicado en 1957, el maestro Jorge Luis Borges citando al poeta romano Claudiano, señaló que el Ave Fénix es un “pájaro inmortal que resurge de su cenizas, un heredero de sí mismo y un testigo de las edades”. Esta puede ser la definición mejor ajustada a la sorprendente historia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la cual cumplió recientemente 55 años, en medio de una situación de mercado compleja donde su fulgurante brillo parece apagarse, acaso para engañar a los incautos que ya se han apresurado a diagnosticarle erróneamente su segunda muerte.

En efecto, el 14 de septiembre de 1960, tuvo lugar la mítica reunión celebrada en Bagdad, entre representantes de Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela, con el propósito de proteger y asegurar el control sobre sus recursos petroleros frente al cartel de empresas petroleras transnacionales que otrora controlaban el mercado petrolero mundial: las “Siete Hermanas”. En dicha reunión, por iniciativa de los Ministros de Petróleo de Venezuela y Arabia Saudita, el Dr. Juan Pablo Pérez Alfonzo y el Jeque Abdullah al-Tariki respectivamente, fue fundada la OPEP; que sin lugar a dudas, ha sido la más poderosa organización con la que han contado los países en desarrollo en toda su historia independiente.

La Guerra del Yom Kippur en 1973 produjo el primer shock petrolero que elevó los precios desde 3 $/Bl hasta 13 $/Bl, y terminó cambiando la dinámica del mercado petrolero a favor de la OPEP. Los países miembros ahora veían en sus manos una riqueza cuantiosa con la cual podían financiar el desarrollo de sus pueblos. La Revolución iraní de 1979 produjo el segundo shock petrolero que elevó los precios hasta más de 35 $/Bl, y la OPEP se transformó en un grupo respetado y temido. En 1986, la falta de disciplina entre los miembros, la debilidad de la demanda petrolera y el aumento de la producción No-OPEP -más específicamente en el Mar del Norte-, descoordinó el grupo y derrumbó los precios a menos de 10 $/Bl -una coyuntura muy parecida la actual. De esta caída, los precios no volvieron a recuperarse con vigor en casi veinte años, salvo por eventos geopolíticos puntuales como la Guerra Irán-Irak o la Primera Guerra del Golfo en 1990-1991. Bien es cierto, que la OPEP también cometió errores que evitaron un fortalecimiento de precios para superar estos años duros -cuando no pocos decretaron su primera muerte y le trataban de reliquia-, como la mala lectura del mercado que le llevó a aumentar producción en plena Crisis Asiática. No obstante, una segunda era dorada surgió gracias a la cohesión alcanzada en la II Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de la OPEP celebrada en Caracas en 2000 y al vertiginoso aumento de la demanda china, dando paso a una larga década de precios altos sólo interrumpidos brevemente por la crisis económica mundial de 2008-2009, donde un recorte récord de la OPEP permitió apuntalar los precios.

En los últimos 15 meses, el grupo ha sido nuevamente el centro de atención ante la caída de los precios en un 58%, tocando niveles mínimos de los últimos 6 años –el crudo Brent se ubicó en 115,71 $/Bl en junio de 2014 y 48,49 $/Bl a principios de septiembre de 2015. Así, la narrativa petrolera coetánea se ha concentrado en la estrategia de Arabia Saudita de defender su cuota de mercado ante el desafío del petróleo de esquistos de EEUU y la debilidad de la demanda impuesta en la 166° Reunión Ministerial de la OPEP a finales de 2014 y confirmada en la Reunión de Ministros de Petróleo del Consejo de Cooperación del Golfo celebrada en Doha el 10 de septiembre de 2015; el consecuente aumento de la producción del grupo a niveles máximos de los últimos 3 años; el conflicto de intereses entre los miembros del Golfo y los miembros que tienen una situación financiera más precaria y han pedido recortes –entre ellos Venezuela, Argelia y Ecuador-; y las tensiones geopolíticas entre Riad y Teherán. Sin embargo, tres elementos advierten contra la tentación de decretar una segunda muerte de la OPEP.

En primer lugar, la Agencia Internacional de Energía y el Departamento de Energía han cambiado sus pronósticos, señalando ahora una contracción de 400 mil barriles diarios (MBD) en la producción de esquistos en EEUU en 2016 debido a la caída de precios. Los jeques empiezan a ganarle la guerra a los esquistos.

En segundo lugar, la OPEP estima que los precios se recuperarán gradualmente -5 $/Bl anuales- desde el nivel actual y se ubicarán en 80 $/Bl en 2020 y alrededor de 90 $/Bl en 2030. Por su parte, la cuota de mercado de la OPEP que se ha visto reducida en los últimos años, debido al aumento de la producción de Canadá, Rusia y EEUU, pasará desde 33% en 2015 hasta 40% en 2030.

En tercer lugar, Indonesia ha decidido regresar a la OPEP –ingresó al grupo en 1962 y lo abandonó en 2009-, y su membresía será reactivada en la próxima Reunión Ministerial el 4 de diciembre. Esto no deja de ser paradójico, porque es un país importador neto que busca aumentar su producción que se ubica en 852 MBD, mientras su consumo es casi el doble y continúa en aumento. No obstante, Yakarta prefiere estar dentro de una organización sólida para tener información, forjar alianzas de suministro y atraer inversiones para su sector refinador.

En consecuencia, aunque la OPEP vuelve a pasar por años difíciles, ha acumulado gran aprendizaje y experiencia, por no mencionar que sigue teniendo las mayores reservas petroleras y los menores costos de producción. Darla por muerta una vez más, como se hizo en los años noventa, es un error de juicio. Tal como apuntan los pronósticos a largo plazo –incluso de empresas como BP-, la OPEP seguirá siendo una fuerza central del juego petrolero en los próximos 20 años, renaciendo con fuerza de lo que muchos creen son sus cenizas definitivas. Nuevamente heredera de sí misma, cual Fénix de Heliópolis. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

Obama verde

Embajador (r) Luis Xavier Grisanti

No hay duda que el presidente Barack Obama está centrando su actuación durante su segundo y último período constitucional en los asuntos de política pública, en los cuales desea dejar una huella para la posteridad. Los ejemplos son evidentes: el histórico acuerdo nuclear con Irán; la reapertura de relaciones diplomáticas con Cuba y el eventual cese del embargo; los acuerdos económicos, ambientales y de cooperación militar con China; y la (ardua) negociación de los Tratados de Asociación Transpacífico y Unión Europea-EEUU. 

El 3 de agosto el presidente Obama anunció un Plan de Electricidad Limpia (Clean Power Plan), que prevé metas de reducción de emisiones tóxicas de efecto invernadero para cada uno de los estados de la Unión. Conforme a la Ley de Aire Limpio (Clean Air Act), el plan se propone bajar en un 32% las emisiones de las plantas eléctricas respecto de los niveles del año 2005. 

El plan de Obama incluye un conjunto de incentivos para estimular el uso de la energía solar y eólica y minimizar la sustitución de carbón por gas natural. Aquellas plantas eléctricas que introduzcan medidas de eficiencia energética y muestren una mayor proporción de energías renovables, recibirán créditos de emisión para el futuro. El plan haría posible que la participación de las energías renovables en la generación de electricidad suba de 13% actualmente, a 28% en 2030. 

Por primera vez, un Presidente de EEUU establece estándares nacionales para combatir la contaminación ambiental en el sector eléctrico, el cual es el mayor emisor sectorial de gases de efecto invernadero. Los estados deberán presentar sus planes individuales a más tardar en 2018, y ejecutarlos a partir del 2022. Previamente, Obama había fijado estándares más estrictos para el sector transporte.

Dieciséis estados (principalmente productores de carbón) se han opuesto al plan de Obama, amenazando con ir a las cortes; varios precandidatos presidenciales republicanos también. Ellos alegan que gracias a la revolución del gas de esquistos/lutitas (shale gas), las emisiones han caído un 15% en la última década. Pero EEUU expide el 15% de las emisiones tóxicas del Mundo, y el Presidente Obama apuesta al éxito de la Cumbre de la ONU sobre Cambio Climático de París, en diciembre de 2015. 

@lxgrisanti

Publicado originalmente en El Universal

El futuro de nuestro petróleo

Embajador Alfredo Toro Hardy

El futuro de Venezuela se sintetiza en una palabra: petróleo. Encabezamos la lista de los diez países con mayores reservas probadas en el mundo. Con un factor de recobro del 20% tenemos garantizada la extracción de 300 mil millones de barriles en la Faja del Orinoco. No obstante con los adelantos tecnológicos el factor de recobro podría llegar a 35%, lo cual se traduciría en una capacidad de extracción de 504 mil millones de barriles. Planteado en esos términos no habría razones para no ser optimistas de cara al futuro.

Las cosas, sin embargo, son más complicadas. El petróleo confronta tres conjuntos de amenazas. Primero, los avances en las técnicas extractivas que hacen económico al petróleo no convencional. Segundo, una expansión tecnológica en áreas diversas que converge en la sustitución del petróleo como matriz energética predominante. Tercero, la concepción y desarrollo de una logística que integra a los factores que persiguen la sustitución de la actual matriz energética.

La primera de dichas amenazas se ha materializado ya con la competencia proveniente del petróleo de lulita. En 2014 se estimaba que, en base a este último, la producción petrolera de Estados Unidos podía llegar a 14,2 millones de barriles diarios en 2020. Ello se traduciría en una era de precios petroleros bajos. Para evitar la materialización del escenario anterior Arabia Saudita lanzó un ataque preventivo, por vía de la sobreproducción, en contra de la rentabilidad del petróleo de lulita. El mismo, sin embargo, no solo se ha evidenciado infructuoso sino que está propiciando una mayor racionalización y eficiencia productiva de dicha industria. Lo único que Arabia Saudita pareciera estar logrando es adelantar en varios años la era de los precios petroleros bajos.

El petróleo de esquistos o lulitas constituye, desde luego, la más benigna de las amenazas planteadas. En lugar de propiciar la sustitución de la matriz energética petrolera, busca tan solo repotenciarla. Gracias a la fracturación hidráulica y a la perforación horizontal, la producción petrolera estadounidense podría incrementar entre 100 y 200 por ciento su potencial productivo para 2025. Ello, sin duda, consolidaría a esta fuente energética. El problema para Venezuela es que lo haría sobre la base de precios estructuralmente bajos.

La segunda de las amenazas enumeradas es inmensamente más grave. Allí el salto tecnológico se hace sentir con toda su fuerza por caminos distintos pero confluyentes. Algunos datos pueden dar idea de lo planteado. El costo de la energía solar ha caído en 85% desde el 2000, mientras el de la energía eólica (viento) ha caído en 85% desde finales de los noventa. En ambos casos se está replicando de cerca la Ley de Moore, identificada con la tecnología de la información, doblándose cada dos años la capacidad de la industria de la energía solar y cada dos años y medio la de la eólica. De acuerdo al más renombrado futurólogo de nuestros días, Jeremy Riffkin, ambas industrias avanzan aceleradamente hacia el espacio del cero costo marginal, mientras detrás de ellas vienen las energías de la biomasa, la geotérmica y la de las olas. Estas últimas deberán estar alcanzando su verdadero despegue en una década, proyectando a la energía renovable en una curva exponencial.

El Plan de Energía Limpia lanzado la semana pasada por Obama tiene inmensa significación. El mismo pone el acento en la energía renovable en un país que, hasta este momento, había basado su revolución energética en la industria del esquisto. Pero más allá de la energía renovable el precio de las baterías de litio ha caído en 40% desde 2009, mientras su capacidad de almacenamiento ha aumentado drásticamente. Ello comienza a brindar competitividad a los vehículos eléctricos frente a los de pistón. A la vez, la biotecnología avanza en la sustitución del petróleo para la elaboración de plásticos y fertilizantes. La energía de la biomasa, de su lado, está dejando atrás la fase de fertilizantes intensivos y tierra y agua abundantes, para adentrarse en una segunda generación de biocombustibles mucho más económicos y limpios.

La última de las amenazas planteadas se expresa por vía del proyecto de la "Tercera Revolución Industrial" que desde hace algunos años adelanta la Unión Europea. El mismo se apoya en cuatro pilares. El primero es el desarrollo intensivo de la energía renovable que para 2050 deberá representar 70% de su matriz energética. El segundo sería el de edificios que, en lugar de ser consumidores voraces de energía, se transformasen en plantas autónomas generadoras de energía (vía paneles solares u otras fuentes de energía renovable). El tercero sería el del almacenamiento de la energía obtenida por la vía anterior a través de la tecnología del hidrógeno. El cuarto sería el de una red eléctrica europea bidireccional que funcionase bajo los mismos parámetros de Internet, es decir, que permitiese el intercambio y la interconectividad de la energía generada por infinidad de fuentes autónomas. Esta misma red alimentaría, desde luego, a los vehículos eléctricos.

El reto es inmenso.

Publicado originalmente en El Universal

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

Reunión OPEP: Parte de guerra

Dr. Kenneth Ramírez

Este viernes 5 de junio tendrá lugar la 167° Reunión Ministerial de la OPEP en Viena. En los pasillos de la sede del grupo, así como en el Palacio de Hofburg donde dos días antes se celebrará el 6° Seminario Internacional de la OPEP, los delegados de los Estados miembros discutirán la situación del mercado petrolero, las diferentes tesis esgrimidas por los analistas y la estrategia a seguir.

En primer lugar, vale la pena señalar que se espera que la OPEP deje su producción sin cambios. No hay consenso para realizar recortes. Arabia Saudita ha impuesto la histórica decisión de defender la cuota del grupo, con el propósito de expulsar a los competidores menos eficientes –es decir, con mayores costos de producción- del mercado, y más concretamente, a los productores de esquistos de EEUU. Así, Arabia Saudita, las petro-monarquías e Irak han elevado su producción en 1,4 millones de barriles diarios (MMBD) respecto a la pasada reunión de la OPEP, lo cual generó una caída de más de 50 $/Bl en los precios del petróleo respecto a junio del año pasado. Además, Irak espera aumentar en 750 mil barriles diarios (MBD) sus exportaciones en los próximos meses; por no mencionar los avances en las negociaciones nucleares con Irán.

La puerta que dejó abierta el Ministro de Petróleo saudita, Alí Al-Naimi, para realizar recortes junto a productores No-OPEP, y en concreto Rusia, no se ha traducido en resultados. La diplomacia venezolana se ha esforzado en desarrollar esta estrategia, con tres visitas del Presidente Maduro este año a Moscú, además de varias visitas de la Canciller Rodríguez y el Ministro de Petróleo Chávez; pero a pesar de las intensas consultas, Rusia ha optado hasta ahora por no coordinarse. Se espera que el Ministro ruso Alexander Novak asista al Seminario OPEP en Viena, pero ya ha señalado que sus campos son más difíciles de gestionar, por lo cual su compromiso se remitiría a mantener su actual producción. Empero, en la práctica, Rusia también ha aumentado su producción en 200 MBD respecto a 2014, alcanzando 10,7 MMBD en mayo -nivel récord en la era pos-soviética.

Esto nos lleva a la necesidad de hacer un parte de la guerra declarada por Naimi contra los esquistos desde la pasada reunión de la OPEP en noviembre. En una posición optimista debemos citar las últimas declaraciones de funcionarios sauditas, quienes han subrayado que existen claros signos que apuntan a una victoria de la OPEP; entre ellos, la estabilización de los precios en torno a 60 $/Bl y la caída de taladros en EEUU. De hecho, el Departamento de Energía de EEUU ha señalado que la producción de esquistos disminuirá en 54 MBD en mayo y en 86 MBD en junio de 2015 –primer descenso mensual en 4 años. A partir de aquí hay diferencias de opinión en torno a que sucedería. Para los sauditas, la producción de esquistos decrecería y el exceso de oferta de 2 MMBD empezaría a drenarse del mercado en 2016, con lo cual los precios se recuperarán hasta ubicarse en 70 $/Bl. Para la empresa petrolera italiana ENI, el sector de esquistos terminará desplomándose, y los precios rebotarán a 100 $/Bl en 2017, alertando sobre los efectos en la economía mundial. Los productores OPEP más débiles debido a sus necesidades de ingresos y exposición financiera –entre ellos Venezuela- seguirán sufriendo en el mediano plazo.

No obstante, los analistas de la OPEP, la Agencia Internacional de Energía y las grandes consultoras son más pesimistas, y han apuntado a que la guerra entre jeques y esquistos apenas acaba de empezar. Señalan que la producción de esquistos en EEUU está siendo más resistente de lo esperado, y agregan que seguirá aumentando en los próximos años, aunque a un ritmo más lento. Goldman Sachs espera que este año la producción de esquistos aumente 170 MBD en 2015 y 225 MBD en 2016. Wood Mackenzie 670 MBD en 2015 y 420 MBD en 2016. El débil crecimiento demanda petrolera y el aumento de la oferta No-OPEP, reduciría el espacio para el crudo OPEP –call on OPEP-, desde 30 MMBD en 2014 hasta 28,2 MMBD en 2017, lo cual tendría que llevar al grupo a la decisión de recortar desde los 31,22 MMBD que produce hoy por hoy, o aceptar precios aún más bajos. Para 2019, el espacio de la OPEP se recuperaría levemente hasta 28,7 MMBD –todavía por debajo de 2014-, y alcanzaría 40 MMBD en 2040. No obstante, sin recortes, los precios se ubicarían en 75 $/Bl en 2025; es decir, de mantenerse la estrategia saudita, los precios estarían por debajo de 100 $/Bl por una década.

Aunque es cierto que los taladros en EEUU han caído en 59% desde octubre de 2014 –su menor nivel desde septiembre de 2010-; Goldman Sachs ha señalado que a finales de mayo la caída se ha detenido, y que los pozos sin fracturación –los llamados fracklog- se han multiplicado a la espera de un repunte de precios –bien por aumento de demanda o recortes OPEP. En otras palabras, un “baño de sangre” de los productores de esquistos habría sido evitado gracias a sus esfuerzos por reducir costos y su estrecha relación con los bancos de EEUU que han permitido refinanciar sus deudas, mantener producción y prepararse para aumentarla cuando mejoren los precios vía la estrategia fracklog, lo cual mantendría los precios presionados a la baja. Esto, sumado a posibles mejoras tecnológicas, lleva a los más osados a señalar que la OPEP habría perdido su rol como productor de equilibrio –swing producer- al menos por una década, a manos de EEUU. Por supuesto, esto ya no sería política petrolera sino decisiones comerciales de los productores de esquistos, quienes optarían por mantener o ampliar producción en meses para balancear el mercado, haciendo que los precios sean muy volátiles en torno a un punto de equilibrio.

La clave para la OPEP se encuentra en mantener la cohesión para llegar en una sola pieza al final de una guerra que puede durar unos años o una década. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

Petróleo en 2015: El “juego del gallina”

Dr. Kenneth Ramírez

El año 2015 se presenta en forma fascinante para el mercado petrolero mundial, con estrategias contrapuestas entre los principales actores ante un crecimiento de la oferta petrolera que seguirá superando el crecimiento de la demanda, como ocurrió en 2014. De hecho, la situación actual se parece mucho al “juego del gallina” estudiado por la Teoría de Juegos, donde dos jugadores conducen un vehículo cada uno en dirección al contrario, y el primero que se desvía de la trayectoria del choque pierde y es humillado por comportarse como un cobarde o “gallina”, mientras el que persiste gana todo el respeto y la admiración. El juego se basa en la idea de crear presión hasta que uno de los participantes se echa atrás, pero tiene el riesgo latente de una colisión con graves consecuencias. Veamos.

Debido a la recesión económica en Japón y Rusia, la desaceleración de China, y el crecimiento anémico de Brasil y la Zona Euro, los pronósticos de demanda petrolera para 2015 han sido corregidos a la baja. El último informe OPEP pronostica un aumento de la demanda petrolera en 1,12 millones de barriles diarios (MMBD) para 2015 basado en un crecimiento económico mundial de 3,6%; mientras la consultora Wood Mackenzie proyecta un aumento de 0,83 MMBD con un crecimiento económico mundial ubicado en 2,7%. A esto se suma los pronósticos que apuntan a otro año de sólido crecimiento de la oferta No-OPEP, calculado en 1,36 MMBD según la OPEP y en 1,3 MMBD según Wood Mackenzie, lo cual seguirá elevando inventarios y presionando los precios a la baja en 2015.

Esto explica por qué Arabia Saudita decidió abandonar su rol como productor de equilibrio (swing producer) en el último trimestre de 2014, negándose a recortar producción a pesar de la caída de 50% del crudo marcador Brent desde junio de 2014 hasta cotizarse en 57 $/Bl a finales de diciembre. Además, con la prórroga de las negociaciones nucleares con Irán hasta el 30 de junio de 2015 y con Libia en medio del caos provocado por la lucha entre milicias rivales, las principales preocupaciones sauditas respecto a una posible descoordinación de la OPEP fueron disipadas. Esto le permitió al Ministro saudita Alí Al-Naimi en la 166° Reunión de la OPEP celebrada el 27 de noviembre pasado, desestimar los deseos de Venezuela e Irán de recortar la producción, e imponer su criterio de dejar el techo de producción colectivo sin cambios en 30 MMBD y pasar a defender una cuota de mercado que se viene achicando. De esta forma, Arabia Saudita decidió expulsar a los productores marginales del mercado y reducir así la oferta No-OPEP (de EEUU y Canadá a Rusia); y para ser más específicos, la costosa producción de esquistos en EEUU que ha aumentado en 3,6 MMBD desde 2010.

El crudo marcador Brent necesita permanecer por debajo de 70 $/Bl –es decir, un nivel menor al costo de producción de esquistos- durante el primer semestre de 2015, para que se produzca una importante desaceleración en el crecimiento de la producción de esquistos en EEUU. Empero, los productores de esquistos están adoptando una estrategia defensiva, haciendo recortes de gastos y solicitando apoyo a la banca, para mantener sus planes de expansión. Estas empresas consideran que la OPEP al final tendrá que asumir recortes de producción, ya que el actual nivel de precios afecta considerablemente los ingresos de sus miembros. La Administración Obama también decidió ayudarles, permitiendo la exportación de condensados sin licencias como estipula la prohibición de exportaciones petroleras vigente desde 1975. Por su parte, Arabia Saudita ha decidido realizar un presupuesto deficitario –respaldado con sus ingentes reservas internacionales- asumiendo un precio implícito de 60 $/Bl, al tiempo que ha subrayado que “no recortará así llegue a 20 $/Bl”. Jeques versus esquistos en trayectoria de colisión.

En consecuencia, los precios del petróleo permanecerán presionados a la baja los primeros trimestres de 2015, buscando el nivel que obligue a alguno de los actores a doblegarse y cerrar producción. Sin embargo, si se mantiene la tendencia actual, lo más probable es que se frene el aumento de la producción de esquistos en alrededor de 0,6 MMBD a más tardar a finales de 2015, lo que aliviaría la situación sobreoferta existente y daría soporte a los precios. Por ello, la mayor parte de las agencias estiman un moderado repunte de los precios en el segundo semestre de 2015, que llevará al crudo marcador Brent a una cotización promedio anual de alrededor de 70 $/Bl. En concreto, JP Morgan ubica el crudo Brent en 70 $/Bl; Barclays en 72 $/Bl; Wood Mackenzie en 75 $/Bl, Deutsche Bank en 72,5 $/Bl, Citigroup en 63 $/Bl; Goldman Sachs en 80 $/Bl; Bloomberg 82 $/Bl; Reuters en 74 $/Bl; y el Departamento de Energía de EEUU en 68 $/Bl.

Asimismo, el mercado petrolero está poniendo a prueba la resistencia de algunos países petroleros que necesitan precios superiores para lograr equilibrio fiscal y financiero (Irán, Irak, Libia, Nigeria, Argelia, Rusia y Venezuela), los cuales se encuentran en medio de la trayectoria de choque y ya sufren las consecuencias.

Dejando de lado eventuales crisis geopolíticas que podrían hacer rebotar los precios; un mayor debilitamiento de los mismos podría desencadenar una Reunión Extraordinaria de la OPEP junto a Rusia y México en el primer trimestre de 2015 para estudiar recortes. Este es el objetivo central de la gira recientemente anunciada por el Presidente Maduro por países de la OPEP y Rusia, y que probablemente tendrá los mismos resultados del infructuoso viaje realizado por el Ex–Canciller Ramírez en noviembre de 2014. Por ahora, Arabia Saudita, las petromonarquías y Rusia se han encadenado al volante y no respaldan recortes; esperando que sean los productores de esquistos en EEUU quienes salgan del camino. Abróchense los cinturones, estamos ante un juego petrolero peligroso en 2015, quien no tenga cabeza fría y controle los nervios puede perderlo todo.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

Daño colateral: Venezuela y la Guerra de Naimi

Dr. Kenneth Ramírez

Tal como pronosticamos, la 166° Reunión Ministerial de la OPEP no fue fácil. Después de cinco horas de acalorado debate, el grupo decidió mantener el techo de producción colectivo en 30 millones de barriles diarios (MMBD) aprobado en 2011, sin siquiera hacer un llamado a una mayor disciplina. El Canciller Ramírez abandonó la sede de la OPEP sin hacer comentarios y visiblemente molesto. El Ministro de Petróleo iraní, Bijan Zanganeh, señaló que “la decisión no era favorable para todos”, pero no protestó para no mostrar debilidad y dejar la puerta abierta a un futuro reclamo de su cuota de producción en caso de alcanzarse un acuerdo nuclear en 2015. Mientras el Ministro de Petróleo saudita, Alí Al-Naimi, declaró que se alcanzó “una excelente decisión”: Había impuesto su tesis, con lo cual hizo una marca sobre la arena para defender la cuota de mercado OPEP y declaró oficialmente la guerra a los esquistos de EEUU.

Desde entonces, el crudo marcador Brent se desplomó 10% más -ha perdido de manera acumulada 40% desde junio-, y se ubicó puntualmente en 69 $/Bl en la primera semana de diciembre –el  nivel más bajo en 5 años. Barclays ha señalado que el crudo Brent tendrá una cotización promedio de 72 $/Bl en 2015, mientras Goldman Sachs lo ubica en 80 $/Bl. Por su parte, Arabia Saudita ha señalado recientemente que los precios podrían estabilizarse incluso alrededor de 60 $/Bl.

Los precios pueden caer un poco más, o pueden experimentar un modesto repunte en los próximos 2 o 3 años debido a crisis geopolíticas o la reactivación económica mundial, pero expectativas de 100 $/Bl están fuera de lugar. Entonces, ¿qué reflexiones debemos hacer respecto a la OPEP y Venezuela?

En primer lugar, debemos apuntar, que a pesar de los desacuerdos coyunturales, la OPEP sigue siendo relevante para defender los intereses permanentes de los países productores. No han faltado artículos que en tono exagerado han decretado el fin de la organización. No obstante, la OPEP cuenta con 33% de la producción y 78% de las reservas mundiales; y por tanto, su importancia a largo plazo sigue siendo considerable. De hecho, el nuevo nivel de precios hará las energías renovables menos competitivas y debilitará los esfuerzos de eficiencia energética. Asimismo, la “revolución de esquistos” será al menos ralentizada –las estimaciones del costo de producción de esquistos varían desde las más optimistas en 40-60 $/Bl hasta las más realistas en 80-90 $/Bl según la cuenca-, y la OPEP recuperará centralidad en el mercado petrolero. Empero, aún existe el riesgo de una severa descoordinación de la OPEP que hunda los precios.

En segundo lugar, debemos recordar que estamos ante precios moderados, no bajos. Desde el nacimiento de la industria petrolera moderna, el precio del petróleo ajustado por inflación ha promediado más de 70 $/Bl sólo 16 de 153 años. De hecho, el nivel de precios actual es similar a los de los años 2009 -después de la crisis financiera en EEUU- y 2006 -antes de alcanzar niveles iguales o superiores a 100 $/Bl debido al tirón de la demanda de las economías emergentes. Un nivel de 70 $/Bl es suficiente para mantener el petróleo como fuente de energía competitiva y garantizar una buena rentabilidad de la industria petrolera.

En tercer lugar, Venezuela se ha convertido en un daño colateral de la “Guerra de Naimi”, ya que los precios moderados asedian las arcas públicas en plena crisis económica, sin reservas internacionales suficientes y con un alto endeudamiento. Ante un estado de sitio, lo mejor es asumir que el enemigo acampará frente a las puertas por un largo tiempo. En este sentido, hay 3 líneas defensivas posibles:

La primera es mejorar la gestión del propio sector petrolero. A partir de ahora resulta crucial que PDVSA sea más eficiente, concentrándose en sus actividades medulares y capitalizando socios que realmente apalanquen proyectos y no sólo tengan significado geopolítico. Recordemos que, desde 2005, PDVSA ha fallado reiteradamente en materializar las metas del Plan Siembra Petrolera. La caída de precios hace que los campos venezolanos, incluyendo la Faja Petrolífera del Orinoco, sean más atractivos que otros proyectos más costosos en aguas profundas, esquistos y arenas bituminosas -si los términos son atractivos, flexibles y transparentes. Con esto, estaremos preparados para colocar barriles en el mercado cuando esta coyuntura de mercado sobre-abastecido culmine hacia 2019. Recordemos que un proyecto petrolero tarda al menos 5 años en desarrollarse. Además, se requiere mayor exploración de crudos livianos y más tecnología e inversión para levantar producción en las áreas tradicionales.

Por otra parte, debemos reconocer que es urgente un cambio del modelo económico. En los últimos 15 años, y paradójicamente al socaire de la frase “sembrar el petróleo”, hemos pasado a depender mucho más de las exportaciones petroleras. Al respecto, como hemos insistido, debe aparcarse el ineficiente paradigma de “Estado corporativista” que se ha venido impulsando, y mirar a Brasil con su exitoso paradigma de “Estado logístico” que planifica e impulsa el desarrollo nacional junto al sector privado y la sociedad civil.

Finalmente, el gobierno venezolano debe mejorar su gestión macroeconómica, recortar gasto público suntuario y de naturaleza estrictamente política. Aquí una gran oportunidad se abre en una revisión de la diplomacia petrolera, y más específicamente la cooperación energética con PETROCARIBE y ALBA, a los cuales incluso seguimos enviando crudo liviano mientras hemos empezado a importarlo desde Argelia y Rusia para utilizarlo como diluente. No es posible mantener una fuerte proyección geopolítica sin una sólida base de poder nacional.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

Todas las miradas puestas en Viena

Dr. Kenneth Ramírez

Esta semana, toda la atención mundial está puesta en la vieja capital imperial de los Habsburgo. Hoy, lunes 24 de noviembre, es la fecha límite donde el G-5+1 (EEUU, Rusia, China, Francia, Reino Unido y Alemania) e Irán anunciarán en el Palacio de Coburgo, si han alcanzado o no, un acuerdo nuclear definitivo. Mientras el jueves 27 de noviembre, se celebrará en el edificio sede de la OPEP ubicado en la Helferstorferstrasse 17 del Distrito 1, la 166° Reunión Ministerial del grupo, donde se dará a conocer su respuesta ante la caída de 30% de los precios del petróleo desde junio pasado – el crudo marcador Brent se ubicó recientemente en 78 $/Bl, el nivel más bajo desde septiembre de 2010.

Después de 10 rondas de negociaciones, existen señales de que se ha avanzado hacia un acuerdo nuclear definitivo. Empero, algunas diferencias subsisten y el reloj marcha implacablemente, lo cual explica el frenético esfuerzo diplomático que se está realizando. De hecho, en paralelo a los grupos negociadores en Viena, se ha abierto un canal de comunicación de alto nivel entre el Presidente Obama y el Ayatollah Khamenei, a través del Sultán Qaboos bin Said de Omán. De alcanzarse el acuerdo, le serán levantadas las sanciones a Irán, lo cual le permitiría colocar alrededor de 1 millón de barriles diarios (MMBD) en el mercado en 2015.

Bajo esta espada de Damocles, se desarrollará la Reunión Ministerial de la OPEP, la cual ya tiene que tomar en cuenta complicadas variables: Débil demanda petrolera, fortalecimiento del dólar y creciente suministro No-OPEP, y en concreto, el fuerte aumento de la producción de petróleo de esquistos en EEUU que ha originado un exceso de oferta de alrededor de 1,5 MMBD.

En este contexto, una respuesta común de la OPEP resulta difícil, ya que los partidarios de recortes no tienen capacidad para hacerlos, y los que tienen capacidad, no tienen ni voluntad ni incentivos de pagar los costos que implican. Arabia Saudita y las petromonarquías están produciendo y exportando cerca de sus niveles más altos y tienen grandes reservas internacionales que le permiten resistir un período de precios moderados. En contraste, Irán, Irak, Libia, Venezuela y Nigeria están afectadas por la guerra, las sanciones, los disturbios, las expropiaciones y la mala gestión. Además, no tienen importantes reservas internacionales y la caída de precios tendrá fuertes impactos financieros y fiscales.

La primera opción es no hacer nada, lo que permite precios más bajos para forzar un nuevo equilibrio oferta-demanda. Los precios podrían permanecer en los niveles actuales, o tal vez descender hasta alrededor de 70 $/Bl. Pero en 2 o 3 años, la demanda aumentaría, ya que la eficiencia energética pasa a un segundo plano en los países consumidores y recuperarían dinamismo las economías emergentes. Por otra parte, se frenaría el crecimiento de la oferta al no ser rentables nuevos proyectos de esquistos. Esta es la tesis de Arabia Saudita.

La segunda opción es la de recortar la producción para defender un “nivel de precios justo”, esto es 100 $/Bl, sacrificando cuota de mercado temporalmente para obtener mayores precios e ingresos, ya que la “revolución de esquistos” en EEUU no durará más allá de la presente década. Esta es la tesis de Venezuela.

El problema es que si los precios suben nuevamente hasta 100 $/Bl, continuará la expansión de los esquistos, y el reequilibrio necesario podría no generarse, dando lugar a la necesidad de nuevos recortes y a una espiral descendente para la cuota de mercado de la OPEP. Esta es la preocupación medular de Arabia Saudita.

No obstante, debido a los llamados de Venezuela y otros países de la OPEP a una reunión de emergencia, el Ministro de Petróleo saudita Alí Al-Naimi realizó una inusual visita a la isla de Margarita, en el marco de una reunión diplomática de segundo nivel. Allí explicó en privado que estaba dispuesto a respaldar recortes sólo si estos son colectivos, e incluso involucran a países No-OPEP (sobre todo Rusia), para evitar así una pérdida importante de cuota de mercado. Acto seguido, se produjo la gira del Canciller Ramírez por Argelia, Qatar, Irán y Rusia. Empero, el Ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh -con la mente puesta en un acuerdo nuclear definitivo-, ha dejado claro que no está dispuesto a recortar “ni un solo barril”, agregando que algunos socios OPEP quieren fabricar “pretextos” para no recortar producción que aumentaron en detrimento de otros; esto en clara alusión al aumento de producción saudita para compensar la caída de producción persa tras las sanciones. Por su parte, el Ministro de Petróleo de Irak, Adil Abdul Mahdi, anunció a su Parlamento que el petróleo se ubicará en 80 $/Bl en 2015; mientras el Presidente Putin anunció que Rusia está preparada para una “caída catastrófica de precios”. Es decir, es una opción que no luce viable hoy por hoy.

La tercera opción es ratificar el compromiso con el techo de producción colectivo de 30 MMBD aprobado en 2011, lo que implicaría recortar alrededor de 0,5 MMBD. Esto tendría poco impacto sobre los precios, pero enviaría el mensaje de que la OPEP no se encuentra contra las cuerdas; y podría iniciar negociaciones para un regreso a las cuotas nacionales. Esta tesis intermedia tomaría fuerza en caso de un acuerdo nuclear, donde las petromonarquías tendrían que hacerle espacio al crudo persa; y aunque esto no llevaría los precios de vuelta a 100 $/Bl, al menos evitaría una severa descoordinación de la OPEP como en 1986 y 1997.

De manera que, no hay buenas opciones para los Ministros de la OPEP en Viena, sólo la esperanza de acordar la menos mala. En consecuencia, Venezuela debe empezar a prepararse para vivir con menores ingresos petroleros.

@kenopina

Seísmo petrolero

Dr. Kenneth Ramírez

Desde mediados del mes de junio de 2014 -cuando el precio del crudo marcador Brent se ubicó en 115 $/Bl debido a los temores de una posible interrupción del flujo petrolero iraquí ante el avance del Estado Islámico de Irak y Siria-, el precio del petróleo ha caído 27%, hasta ubicarse en 84 $/Bl a mediados de octubre de 2014 -su nivel más bajo desde noviembre de 2010.

Una serie de factores están detrás de este descenso del petróleo. La desaceleración de las economías emergentes –sobre todo China, Rusia y Brasil- y la frágil recuperación de Europa, que se han traducido en una débil demanda petrolera mundial. Además, tenemos una fuerte expansión de la producción de petróleo de esquistos (shale oil) en EEUU –70% en los últimos 6 años, hasta alcanzar 8,6 millones de barriles diarios (MMBD), el nivel más alto desde 1986-, lo cual ha generado una sobreoferta de alrededor de 1,5 MMBD. Finalmente, tenemos un mercado que ha asumido que el complicado panorama geopolítico -de Ucrania a Irak- no afectará el suministro; y la apreciación del dólar.

EEUU ha reducido considerablemente su importación de crudos desde Nigeria y Angola, los cuales se han dirigido al mercado asiático donde los productores del Medio Oriente han concentrado su apuesta en los últimos años. Asimismo, el crudo de Alaska -exceptuado de la prohibición de exportaciones vigente en EEUU- no encuentra espacio en las refinerías de la Costa Oeste satisfechas con esquistos, y por ello también ha empezado a fluir a Asia -se produjo un despacho a Corea del Sur por primera vez desde 2000. Y, por si fuera poco, tenemos la espada de Damocles de un eventual levantamiento de sanciones a Irán.

Esto llevó a Arabia Saudita a enviar un mensaje contundente: Defenderá su cuota de mercado incluso si esto significa precios más bajos. De hecho, aumentó su producción en septiembre hasta alcanzar 9,7 MMBD y ha establecido descuentos en sus ventas a Asia, lo cual ha generado una incipiente guerra de precios.

Venezuela ha señalado que esto no conviene a nadie y ha llamado a una reunión de emergencia de la OPEP para tratar el problema, ya que la próxima reunión ordinaria de la organización -el 27 de noviembre en Viena- luce lejana. No obstante, funcionarios sauditas realizaron una declaración que ha supuesto un auténtico seísmo en el mercado petrolero: “nadie debería sorprenderse de precios del petróleo por debajo de los 90 $/Bl, incluso por debajo de 80 $/Bl” en los próximos años. Es decir, Arabia Saudita ha decidido cambiar su política de precios y buscar niveles de 80 $/Bl para expulsar a los productores marginales del mercado, y más concretamente, frenar la “revolución de esquistos” en EEUU. Esto le permitirá a Riad recuperar su centralidad en el mercado petrolero.

Arabia Saudita y las petromonarquías del Golfo Pérsico tienen ingentes reservas en fondos soberanos que pueden permitirle resistir varios años con precios más bajos. Sin embargo, otros países petroleros como Irán, Irak, Rusia y Venezuela sentirán un fuerte impacto económico. Venezuela necesita al menos 90 $/Bl para poder equilibrar su presupuesto y no tiene reservas cuantiosas, lo cual implica que se tendrán que realizar dolorosos ajustes en plena crisis económica: El tiempo de las vacas flacas parece haber llegado.

Publicado originalmente en Últimas Noticias

@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