India: un elefante sediento de petróleo

Dr. Kenneth Ramírez

En medio de una economía mundial que crece moderadamente al 3,1% en 2015 y 2016, y 3,4% en 2017 según el FMI, debido al mal desempeño de las economías avanzadas –ahora con mayor incertidumbre debido al “Brexit”-, la crisis de Brasil y Rusia, y la desaceleración de China, destaca un punto brillante: India. El PIB indio avanzó 7,6% 2015, y lo hará en 7,4% tanto en 2016 como en 2017, siendo la economía más dinámica del G-20. Muchos analistas se refieren a este fenómeno como el “efecto Modi” en referencia al Primer Ministro indio, Narendra Modi, elegido hace dos años con la promesa de revitalizar el crecimiento mediante la reducción de la burocracia, el combate de la corrupción, la mejora del clima de negocios y la inversión en infraestructura. Esto ha disparado el consumo energético de este país de casi 1,3 millardos de habitantes.

Durante la última década, la demanda petrolera india -aunque significativa- fue muy por detrás de la demanda china. Una más lenta expansión industrial y una infraestructura colapsada, así como menores ingresos per cápita, explican este rezago. Pero ahora su economía y población están creciendo más rápido que las de China; y el gobierno de Modi está fomentando una mayor industrialización bajo la iniciativa “Hazlo en India” y construyendo 30 kilómetros de carretera por día para mejorar su red vial. Cabe destacar, que sólo 20 indios por cada mil tienen un automóvil, en comparación con 90 chinos y 800 estadounidenses. Empero, con el aumento de los ingresos, los vehículos que transitan las carreteras se duplicaron entre 2007 y 2014. Maruti Suzuki y Hyundai tuvieron las mejores ventas de su historia en India en 2015. Más de 600 millones de indios tienen menos de 25 años, lo cual significa que India se convertirá en el tercer mercado de automóviles para 2020. Asimismo, en 2030, las 5 ciudades más grandes (Mumbai, Nueva Delhi, Bangalore, Ahmedabad y Hyderabad) tendrán economías del tamaño de países de renta media como Malasia, Filipinas, Vietnam, Marruecos y Eslovaquia.

Por todo esto, India pronto superará a Japón como el segundo mayor consumidor petrolero de Asia, y el tercero más grande del Mundo (después de China y EEUU). La demanda petrolera se situó en 4,1 millones de barriles diarios (MMBD) en 2015, y tendrá un crecimiento de 0,4 MMBD este año –el 30% del crecimiento de la demanda mundial. Además, la demanda de India crecerá más rápido que en cualquier otro país en las próximas décadas, ascendiendo a 10 MMBD en 2040; mientras la dependencia de las importaciones que saltó desde 43% en 1990 hasta 76% en 2015, alcanzará 90% en 2040 según la Agencia Internacional de Energía.

En consecuencia, no es sorprendente que India se haya convertido en un objetivo cada vez más importante para los países exportadores. Dada su proximidad geográfica, más de la mitad de los 3,1 MMBD de petróleo que importa India provienen del Medio Oriente. Saudi ARAMCO ha abierto una oficina de ventas en Nueva Delhi, y ADNOC se ha comprometido a proveer las instalaciones de almacenamiento estratégico en Mangalore. Las importaciones de crudo persa se han triplicado desde el levantamiento de las sanciones a Irán, y la empresa estatal NIOC espera recuperar su posición como segundo proveedor de India. Después de fallidas conversaciones con Saudi ARAMCO, Essar Oil podría vender 49% de su negocio a Rosneft a cambio de 5,5 millardos de dólares y un acuerdo de suministro de 200 mil barriles diarios (MBD) a 10 años. Parte de ese crudo ahora podría venir de las empresas mixtas en las que participa Rosneft en Venezuela.

Por otra parte, el gobierno indio ha animado a las empresas petroleras públicas y privadas a adquirir activos petroleros en el extranjero –desde Rusia y Sudán hasta Venezuela- como una forma de garantizar su seguridad energética. Después de un período de cierto retraimiento tras la crisis económica mundial, las empresas petroleras indias parecen estar mirando de nuevo al extranjero, con ONGC, Indian Oil, Oil India y Bharat Petroleum pagando 4,2 millardos de dólares para adquirir participaciones en campos de Siberia Oriental de Rosneft. Además, estas empresas indias están haciendo una oferta por 22% de ADCO en Abu Dhabi.

Venezuela fue el cuarto proveedor de India (12,9% de las importaciones indias; después de Arabia Saudita, Irak y Nigeria) en 2015. Casi la totalidad de los envíos –alrededor de 400 MBD- se hacen a la empresa privada Reliance en el marco del acuerdo de suministro firmado por PDVSA en 2012 por 15 años. La empresa estatal ONGC tiene 40% en la empresa mixta Petrolera Indovenezolana que opera el campo San Cristóbal desde 2008, y las empresas ONGC, Oil India Limited e Indian Oil, tienen 17% en la empresa mixta PetroCarabobo que opera el bloque Carabobo-1 de la Faja Petrolífera del Orinoco desde 2010. Sin embargo, ONGC señaló en 2014 que “los proyectos de la India en Venezuela enfrentan riesgos operativos, fiscales y legales”, por el impago de dividendos aprobados y retraso de los proyectos. Recientemente, ONGC y PDVSA alcanzaron un acuerdo para buscar crédito por 1 millardo de dólares para pagar dividendos y aumentar la producción de Petrolera Indovenezolana que ha caído desde 38 MBD a 28 MBD. Desde 2014, se ha conversado sobre el interés de Reliance en PetroCarabobo –el 11% que Petronas abandonó en 2013- y otros bloques de la Faja, pero nada de esto se ha concretado. Seguramente pesó lo dicho por ONGC. En junio de 2015, el Ministro Eulogio del Pino se reunió con los Presidentes de Essar Oil y Reliance, mencionando la posibilidad de duplicar el suministro de crudo a sus refinerías.

La India de Modi parece encaminada a un renovado ascenso económico; y con ella, el conductor de Mumbai emerge como factor clave del mercado petrolero mundial. PDVSA deber ir más allá de la ofensiva de encanto y la retórica florida, y precisar sus oportunidades de negocio con el elefante indio. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

El desafío de las empresas petroleras transnacionales

Dr. Kenneth Ramírez

La caída de los precios del petróleo ha generado un gran desafío para las empresas petroleras transnacionales, las cuales se habían concentrado en la última década en grandes proyectos de alto costo y complejidad en las llamadas “nuevas fronteras del petróleo” desde el Ártico hasta las arenas bituminosas y aguas profundas. Ahora muchos de estos proyectos han sido cancelados o diferidos (por un total de 380 millardos de dólares según Wood Mackenzie), ya que han dejado de ser rentables en un entorno de precios bajos, pero esto constriñe su capacidad de reemplazar reservas para mantener producción y generar dividendos futuros. Hoy por hoy, 58% de la producción petrolera mundial y 90% de las reservas están en manos de empresas petroleras nacionales.

Por otra parte, su modelo de negocios surgido en la década de 1990 (maximizar el valor para los accionistas, maximizar la incorporación de reservas y minimizar los costos mediante la subcontratación) luce agotado. Incluso mientras que los precios del petróleo eran altos, luchaban por crecer de manera rentable, con una producción cayendo y los costos creciendo de manera incontrolable. En comparación con otros negocios su tasa de retorno financiero es mucho menor, la cual ha descendido desde 21% en 2000 hasta 8% en 2014. La exploración para incorporar reservas frescas ha sido pésima en general, y se perdieron el mejor momento de la llamada “revolución de esquistos” en EEUU. Mientras la subcontratación les llevó a dejar de desarrollar tecnología propia, dejando que caiga en manos de las empresas de servicios como Schlumberger y Halliburton. Su reputación para la gestión de proyectos se vio mermada por notorios fracasos, tales como el desastre de Macondo por parte de BP en el Golfo de México, la infructífera campaña exploratoria de Shell en Alaska, y el aumento de los costos y retrasos continuos de ENI en el campo de Kashagan en Kazajstán.

Estos problemas tal vez pueden ser tenidos como temporales y solucionables, frente a la amenaza que proviene de la lucha contra el cambio climático. La Agencia Internacional de Energía ha señalado que para alcanzar el objetivo del Acuerdo de París, la demanda petrolera mundial debe crecer desde 90,6 millones de barriles diarios (MMBD) en 2014 hasta 93,7 MMBD en 2020, y a partir de allí debe ser abatida hasta 74,1 MMBD en 2040. Esto significa que en 2040 la demanda sería 16,5 MMBD menor a la de 2014, y 29 MMBD menor respecto a la demanda que se proyectaba para ese mismo año sin restricciones (esto es, el caso base de 103,5 MMBD). En consecuencia, retomar totalmente los grandes proyectos no tendría sentido ni siquiera con un aumento de precios del petróleo.

Además, las energías renovables están haciendo avances más rápidos en materia de reducción de costos, pero las empresas petroleras transnacionales no han tenido mucho éxito en este campo en el pasado. Por lo tanto, algunas voces han sugerido que a las empresas petroleras transnacionales sólo les queda actuar como la industria tabacalera: olvidar el crecimiento, lentamente disolverse y pagar dividendos a los accionistas. Un declive gradual y benigno hasta su extinción.

Empero, las empresas petroleras transnacionales sobrevivieron a la nacionalización de sus reservas en los países OPEP en la década de 1970, y después a una década y media de bajos precios hasta 2000. Tienen fortalezas y experiencia que no pueden soslayarse. Hasta ahora todas han optado por la reducción costos (250 mil trabajadores petroleros despedidos a nivel mundial) y la citada paralización de proyectos, pero exhiben diferencias en sus estrategias.

Exxon y Chevron han tornado su mirada hacia los esquistos en EEUU, convirtiéndose en líderes en la Cuenca Pérmica al oeste de Texas. La apuesta más grande la hizo Exxon con la compra de XTO en 2010. Chevron espera que su producción de esquistos ascienda desde 125 mil barriles diarios hasta 350 mil barriles diarios, con 25% de su producción total proveniente de esquistos para 2025 -incluso con presencia en el yacimiento de Vaca Muerta en Argentina.

ENI a partir de sus buenos resultados exploratorios con el hallazgo de yacimientos gasíferos gigantes en Egipto y Mozambique, ha escogido la exposición al riesgo político y renovado su estrecha cooperación con el Estado italiano. Total ha apostado por las renovables con la compra de 63% de SunPower -una de las mayores empresas solares en EEUU-, y el fabricante de baterías Saft. Al mismo tiempo, ha ofertado por activos petroleros estratégicos en Medio Oriente, pagando 2,2 millardos de dólares por 10% de la empresa ADCO de Abu Dhabi en 2015, y por 30% del campo petrolífero más grande de Qatar, Al Shaheen, el mes pasado.

Shell también está apostando duro en renovables con su nueva división de energías, y aprovechando oportunidades en esquistos -centrando esfuerzos en pocas áreas de alta calidad. Además, es la única de las majors que ha hecho una gran adquisición, la británica BG; lo cual revela su visión de una “edad de oro del gas” ante las crecientes exigencias de la lucha contra el cambio climático. BP, aún afectada por Macondo, parece apostar por decrecer siguiendo el mantra “lo grande no es necesariamente bello” de su Presidente Bob Dudley. Conoco hizo lo propio en 2012, cuando dejó de ser una empresa integrada verticalmente.

Las empresas petroleras transnacionales no se conforman con deslizarse silenciosamente hacia la extinción. Están adoptando diferentes estrategias para sobrevivir. Sus críticos pueden descubrirse en unos años siendo protagonistas del cuento breve de Augusto Monterroso: “Cuando despertó, el dinosaurio todavía estaba allí”. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

Brexit como “caja de Pandora”

Dr. Kenneth Ramírez

El jueves 23 de junio, se realizó el Referéndum sobre la permanencia del Reino Unido en la Unión Europea (UE), donde ganó por estrecho margen la opción del “Brexit” (Britain exit, salida británica). Este resultado tomó por sorpresa a la mayoría de los analistas, los cuales subrayábamos la racionalidad y el talante flemático del pueblo británico. No obstante, en esta ocasión, pesó mucho más el tradicional euroescepticismo británico con una UE que no ha sabido gestionar la crisis económica desde 2008 ni la crisis de refugiados desde 2014, así como la división de la elite británica frente a una Europa cada vez más alemana y la manipulación demagógica del ascendente partido extremista UKIP que supo aprovechar los temores frente a la inmigración tras los ataques terroristas de Paris y Bruselas. Un terremoto geopolítico con epicentro en Londres, pero cuyos efectos alcanzan Bruselas, Berlín, Paris, Washington y el resto del Mundo.

En Londres, no le ha quedado otro remedio a David Cameron que renunciar, al convocar irresponsablemente un referéndum que aunque no es vinculante, ha generado una tormenta. Muchos ciudadanos se han movilizado para solicitar un nuevo referéndum y ya hablan de “Breturn”, pero lo cierto es que será muy difícil revertir los resultados sin afectar la democracia. Por si fuera poco, debido a la expresión territorial de los resultados -donde Inglaterra y Gales votaron mayoritariamente por el Brexit, mientras Escocia e Irlanda del Norte se opusieron-, los independentistas han planteado la necesidad de un nuevo referéndum por la independencia de Escocia y un referéndum por la reunificación de Irlanda.

Por tanto, en caso de no poderse revertir los resultados del referéndum, las incertidumbres que se abren nos llevan a considerar el futuro del Reino Unido por escenarios: 1) Escenario catastrófico “Desunion Jack”, donde el terremoto del Brexit lleva a unas agrias negociaciones entre Londres (que pide fórmula suiza, es decir, firma de una red de acuerdos bilaterales) y Bruselas (que exige fórmula noruega, es decir la incorporación del Reino Unido al Espacio Económico Europeo), las cuales ocasionan la salida británica del mercado único; el comercio bilateral pasa a regirse por las reglas OMC con fuerte impacto económico (-5% a -9% de revisión a la baja del pronóstico de crecimiento del PIB británico, y entre -0,5% y -1% del PIB europeo al 2019); triunfo de los independentistas y fragmentación del Reino Unido dando paso a una Escocia independiente y a una “Gran Irlanda” que buscarán mantenerse en la UE –aunque países como España se opondrán para no alentar a sus propios separatismos-, mientras la “pequeña Inglaterra” trata de reinventarse como centro financiero offshore para el yuan y la OTAN se ve resquebrajada; 2) Escenario intermedio “Espléndido aislamiento”, donde se producen unas duras negociaciones entre Londres y Bruselas que llevan a un acuerdo de asociación entre la UE y el Reino Unido –fórmula canadiense-, lo cual le da acceso favorable al mercado único (-2% revisión del PIB británico y -0,3% del PIB europeo al 2019); derrota de los independentistas; Londres mantiene a flote su economía con recortes del gasto militar e inversiones chinas y rusas, lo cual la llevan a disminuir su compromiso con la OTAN y a evitar involucrarse en conflictos exteriores; 3) Escenario benigno “Entente Cordiale”, se negocia amistosamente y se opta por la fórmula noruega con impactos limitados.

Para la UE, de concretarse el Brexit, se presentan tres escenarios: 1) Escenario catastrófico “Fragmentación europea”, donde a pesar de negociar duramente con Londres, los partidos extremistas y euroescépticos generan una oleada de consultas en Francia (Frexit), Holanda (Nexit), Austria (Auxit), Hungría (Hexit), etc, con resultados dispares; la UE queda al filo de la desintegración; resquebrajamiento de la OTAN, “desglobalización” y auge del proteccionismo; 2) Escenario intermedio “Europa à la carte”, donde se reforma el Tratado de Lisboa a la baja como baza para derrotar a los partidos extremistas, liberalizando las economías, renacionalizando algunas políticas -como las migratorias- y recurriendo a la metodología de la “cooperación reforzada”, dando como resultado una UE debilitada e introspectiva como un actor más en una Europa multipolar; Francia mantiene su compromiso con la OTAN y Alemania aumenta sus vínculos con Rusia y China; y 3) Un escenario benigno “Europa federal”, donde la salida británica coloca a Berlín al timón y profundiza la unidad europea en materia fiscal, financiera, energética, defensa, e incluso en lo político.

El resto del Mundo sentirá impactos en función de los distintos escenarios vistos, que pueden redundar en un declive más acentuado de la hegemonía de EEUU y una peligrosa recaída de la economía mundial.

En Venezuela, sentiremos impactos indirectos por varias vías: 1) Un debilitamiento severo del Reino Unido favorece nuestro reclamo del Esequibo, al ser clave en las alianzas de Guyana; 2) Un debilitamiento severo de la Unión Europea, supone un golpe al modelo de integración más admirado en América Latina; 3) Probable estancamiento de las negociaciones UE-MERCOSUR, al menos hasta 2019 (aunque Venezuela no se ha sumado a estas negociaciones, se apostaba por este acuerdo para relanzar el MERCOSUR); 4) Un menor crecimiento económico mundial puede afectar los precios del petróleo. Respecto a esto último, el Departamento de Energía de EEUU señaló que el Brexit ha añadido incertidumbre sobre el tan vitoreado rebalance gradual del mercado petrolero; Goldman Sachs ha descartado impactos significativos; mientras Barclays ha corregido a la baja sus proyecciones de demanda para 2016 y 2017 en 100 mil barriles diarios, reduciendo sus pronósticos de precios en 3 $/Bl (ubicando el precio promedio del Brent en 44 $/Bl en 2016 y 57 $/Bl en 2017). Como vemos, en Londres han abierto la “caja de Pandora” geopolítica. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

Doble derrota en la OPEP

Dr. Kenneth Ramírez

Primavera en Viena. Buena época para visitar la capital de la renaciente Mitteleuropa, ya que la temperatura agradable permite recorrer sus vetustos palacios rebosantes de obras de arte y música clásica, y sus jardines coloridos acariciados por el sol. En el marco de esta temporada, los vieneses han estado acostumbrados por más de dos décadas, a un ritual llamativo: el paseo matutino del doyen del mercado petrolero, el hasta un mes Ministro de Petróleo de Arabia Saudita, Alí Al-Naimi. Muy temprano docenas de reporteros acompañaban la caminata del octogenario de baja estatura por la avenida Ringstrasse llena de cerezos en flor y edificios monumentales, intentando descifrar sus intenciones; lo cual llevaba a algún turista desinformado a preguntarse si una estrella de Hollywood había llegado a la ciudad. No esta vez… El sucesor de Naimi, Khalid al-Falih, viene de presidir Saudi Aramco y tiene un estilo menos histriónico. Tras llegar a Viena días antes de la 169° Reunión Ministerial de la OPEP celebrada el 2 de junio, ingresó discretamente a través de una puerta lateral al Hotel Hyatt, donde escogió alojarse en la lujosa suite del último piso. Al día siguiente, inspeccionó el salón donde se reuniría con sus homólogos y aseguró al personal de la OPEP que Riad seguía valorando la organización. Interactuó muy puntualmente con los periodistas en un estilo cauteloso; y trató de apaciguar con lenguaje diplomático las heridas abiertas tras el fracaso de la reunión entre países OPEP y No OPEP en Doha el pasado 17 de abril. De hecho, el Ministro Falih realizó reuniones previas con 6 delegaciones (Nigeria, Venezuela, Argelia, Qatar, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos) y los invitó a una cena agradable, para evitar que los desacuerdos que bien sabía que subsisten, tornaran en áspera su primera reunión en la OPEP.

En efecto, el Ministro Falih mantuvo la estrategia puesta en marcha por su predecesor en 2014, cuando la OPEP decidió no recortar la producción para defender cuota de mercado y los precios se desplomaron. Por ello, presentó en tono conciliatorio una propuesta para fijar un techo de producción colectivo, la cual fue nuevamente objetada por el Ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, quien defendió el regreso al sistema de cuotas de producción abandonado en 2011 y reclamó para Irán una similar al nivel pre-sanciones de 3,61 millones de barriles diarios (MMBD), incluso con la posibilidad de alcanzar un nivel de 4,8 MMBD para 2020. No entró en polémicas con su homólogo persa, quien entendió esto como una aceptación de su postura. En lugar de ello, el Ministro Falih utilizó la reunión que se prolongó por 3 horas, para señalar que no aumentaría más la producción saudita, y transmitir un mensaje optimista recogido en el comunicado final: el mercado se está rebalanceando con la salida de producción No OPEP y el fortalecimiento de la demanda, generando una recuperación gradual de los precios del petróleo hasta niveles de 50 $/Bl –un incremento de casi 100% respecto a los niveles de enero. Además, agregó que este nivel moderado no era adecuado para fomentar inversiones necesarias para mantener el mercado abastecido a largo plazo –una afirmación vaga que trocó en un hermoso vals de Strauss en los oídos de los frágiles de la OPEP como Nigeria, Argelia, Libia y Venezuela.

Tras año y medio, la estrategia Naimi destinada a expulsar a los competidores menos eficientes del mercado, y en concreto a productores de esquistos, muestra signos de éxito. En EEUU, la producción de petróleo se reducirá este año en 1 MMBD –por primera vez en los últimos 8 años-, 130 pequeñas empresas petroleras se han declarado en bancarrota y otras están reduciendo sus gastos para hacerse más eficientes y resistir. Pero la medicina también ha sido dura para Riad, que ha anunciado reformas ambiciosas con la “Visión Saudita 2030”.

El Ministro de Petróleo venezolano, Eulogio del Pino, presentó una nueva propuesta sobre rangos de producción, según la cual los países miembros tendrían bandas mínimas y máximas para gestionar colectivamente disrupciones de producción. Tal propuesta fue tan exótica y voluntarista que no tuvo eco alguno, y constituyó una nueva derrota venezolana tras el fracaso de Doha.

Los gestos diplomáticos del Ministro Falih, al menos sirvieron para acordar con el Ministro Zanganeh, la elección de un nuevo Secretario General de la OPEP. El libio Abdallah El-Badri en el cargo desde 2007, llevaba más de tres años de lo permitido estatutariamente. Los candidatos eran el nigeriano Mohamed Sanusi Barkindo, el indonesio Sudirman Said, y el venezolano Alí Rodríguez Araque, quien fue Secretario General de la organización entre 2001 y 2002. Ni sus credenciales ni las labores intensas de la diplomacia petrolera venezolana para intentar alcanzar un esquivo acuerdo OPEP-No OPEP desde 2014, sirvieron para obtener el cargo. Arabia Saudita mira a Venezuela como aliado de Irán, e Irán apoyó al candidato nigeriano -finalmente electo- dada su molestia con Caracas por impulsar un acuerdo de congelamiento de producción ideado por Riad para colocar presión sobre Teherán. Otra derrota emblemática que denota la pérdida de influencia de Venezuela en la organización en los últimos años, aparejado al descenso de su producción y su seguidismo a la geopolítica persa en el Medio Oriente. Todo esto por no mencionar la improvisación de presentar al candidato venezolano a última hora. Un manual perfecto de lo que no debe hacerse.

Finalmente, cabe mencionar, que Gabón ha decidido retornar a la OPEP –ingresó en 1975 y la abandonó en 1994- siguiendo el ejemplo de Ecuador e Indonesia. Gabón es un pequeño país africano cuya producción ha declinado desde su pico de 370 mil barriles diarios en 1997 hasta 240 mil barriles diarios en la actualidad. Su regreso simbólico permite a la OPEP combatir la matriz de opinión que proclama su muerte debido a su actual disenso interno. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

El fracaso de Doha

Dr. Kenneth Ramírez

Todo estaba dispuesto. Con gran esfuerzo diplomático, 18 delegaciones de países OPEP y No OPEP que representaban alrededor de 50% de la producción petrolera mundial, se reunieron en el lujoso Hotel Sheraton de Doha el pasado 17 de abril. La noche anterior cuando intercambiaron saludos y el primer borrador del texto, lucía casi como un trámite, hacer definitivo y extensivo al resto de los asistentes, el frágil acuerdo alcanzado en la misma ciudad hacía un mes entre Arabia Saudita, Rusia, Venezuela y Qatar para congelar la producción en los niveles de enero. Sobre todo porque la mayoría de los involucrados no podía aumentar la producción, y Arabia Saudita -único con capacidad ociosa- había mostrado recientemente su disposición a firmar el acuerdo sin Irán, contrario a lo que planteó inicialmente. Esto era clave, ya que Irán mantenía su tajante rechazo a sumarse al acuerdo, porque desea recuperar el nivel de producción que tenía antes de sufrir las sanciones en 2011. En todo caso, la mayoría de los analistas coincidíamos en que el congelamiento apenas ayudaría a mejorar las expectativas y consolidar un piso en 40 $/Bl, pero no corregiría la situación de exceso de oferta.

No obstante, a las 3 de la mañana –horas antes del inicio formal de la reunión-, el joven Príncipe heredero Mohamed bin Salman –hijo favorito del Rey y nuevo hombre fuerte del Reino conocido en los corrillos diplomáticos como “MbS”- llamó a la delegación saudita encabezada por el Ministro Alí Al-Naimi y le ordenó regresar a Riad. Naimi permaneció en Doha para expicar que Irán –que apenas había enviado observadores- debía ser incluido o no podría firmar el acuerdo definitivo. Es decir, retomaban su posición de febrero. El Ministro Eulogio del Pino, dijo: “Desafortunadamente, quienes representaban a los sauditas no tenían autoridad para decidir sobre nada. Fue una decisión puramente política. Todos estaban decepcionados”. El Ministro de Energía ruso, Alexander Novak, manifestó sorpresa y disgusto. Incluso las petro-monarquías –aliados cercanos de Riad- mostraron perplejidad. ¿Cómo puede explicarse entonces la conducta saudita?

En primer lugar, debemos decir que el Príncipe MbS, ha hecho sentir su autoridad como nuevo máximo responsable de la política exterior y petrolera, así como su ya famosa temeridad. El octogenario Ministro Naimi –que ocupa el cargo desde 1995- tendrá ahora el rol de consejero y negociador, con mucha menor autonomía que en el pasado. Si se siente cómodo o no, es irrelevante, su jubilación se acerca.

En segundo lugar, es necesario apuntar que el Príncipe MbS es un avezado lector de El Arte de la Guerra de Sun Tzu, el clásico manual de la guerra indirecta. Por tanto, la decisión de Doha no tiene que ver sólo con el mercado petrolero, sino con la puja geopolítica que sigue Arabia Saudita con Irán en el Medio Oriente, y específicamente en Siria. El estratega chino señala que “el supremo arte de la guerra es someter al enemigo sin luchar”, aconsejando un amplio uso del engaño. De hecho, el Príncipe MbS señaló días antes de Doha que “no nos preocupa los precios. 30 $/Bl ó 70 $/Bl es lo mismo para nosotros”. Se trata de una verdad a medias. Bien sabe que, aunque Riad tiene bajos costos de producción y margen de maniobra gracias a sus reservas financieras, necesita precios razonables para mantener sus cuentas equilibradas y la paz social. Además, requiere circunstancias benignas para consolidar su liderazgo regional y materializar su Visión Saudita 2030 que busca “conducir al Reino a una era post-petrolera” mediante privatizaciones, reducción de subsidios, la venta de 5% de las acciones de la empresa petrolera nacional Saudi Aramco y la creación de un gigantesco Fondo Soberano de 2 billones de dólares para invertir en negocios no petroleros.

Asimismo, Sun Tzu dijo que para vencer “lo que es de máxima importancia es atacar la estrategia del enemigo; lo segundo mejor es romper sus alianzas con la diplomacia; en tercer lugar viene atacar a su ejército”. Toda la puesta en escena de Doha, se trató de una estratagema saudita para quebrar las alianzas de Irán y entorpecer su intento de regresar al mercado petrolero. Así, Riad envió un claro mensaje a Rusia e Irán: deben escoger entre abandonar a Assad en Siria –lo que quebraría la proyección iraní hacia el Levante mediterráneo- o un acuerdo de congelamiento –incluso sin Irán- que inicie un proceso de recuperación de precios.

Con esta perspectiva, queda claro que Riad accedió a firmar el acuerdo de congelamiento preliminar en febrero como respuesta al anuncio de Rusia y EEUU del cese al fuego en Siria y el inicio de conversaciones entre Assad y los rebeldes en Ginebra. Y fue más allá, señalando que congelaría incluso sin Irán, cuando el Presidente Putin anunció que retiraría sus tropas de Siria el 14 de marzo. Empero, cuando trascendió que Moscú sólo había reemplazado los aviones Sukhoi por helicópteros, y que el cese al fuego colapsaba; vino el viraje saudita en Doha. Acto seguido, los rebeldes se retiraron de Ginebra, y el Rey Salman presionó al Presidente Obama durante su visita a Riad el 20 de abril, para suministrarle armas. Moscú y Teherán deben abandonar a Assad o pagar el precio.

Tras el fracaso de Doha, Venezuela, Irak y Qatar han propuesto que se realicen nuevas consultas al margen de la reunión OPEP en junio. No obstante, Rusia ha manifestado escepticismo. A partir de ahora, Riad puede aumentar la producción desde 10,2 hasta 11 millones de barriles diarios, para satisfacer el aumento de su demanda interna en el verano y seguir presionando a Irán y Rusia. La credibilidad de la OPEP ha sufrido un duro golpe y los precios pueden hundirse hasta 30 $/Bl. El gobierno venezolano no tiene capacidad para cambiar esta realidad geopolítica; por tanto, debe impulsar reformas económicas en el marco de un amplio diálogo nacional, lo que supone abandonar la estéril estrategia de pinzas que sigue junto al Poder Judicial contra la Asamblea Nacional. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

El acuerdo de Doha

Dr. Kenneth Ramírez

El pasado 16 de febrero, fue anunciado un acuerdo provisional para congelar la producción petrolera en Doha, entre Arabia Saudita, Rusia, Venezuela y Qatar. Calurosa acogida tuvo en Caracas, que desde noviembre de 2014 ha desplegado una frenética actividad diplomática para apuntalar los precios. No obstante, el acuerdo de Doha es un compromiso frágil, que ya sufre tropiezos importantes.

En primer lugar, los firmantes se han comprometido a congelar su producción en los niveles de enero de 2016 –sin especificar la fuente estadística que tomarían como referencia, cuestión de máxima relevancia dada la discrepancia en algunas cifras. Un acuerdo de congelamiento es considerablemente menos ambicioso que uno de recortes, dada la cantidad de crudo que está fluyendo al mercado –con un exceso de oferta de 1,9 millones de barriles (MMBD). Arabia Saudita bombeó un poco más de 10,2 MMBD en enero de 2016, cifra ligeramente inferior a su último récord de 10,6 MMBD en junio de 2015. La producción petrolera de Rusia, por su parte, ha estado golpeando nuevos máximos de la era post-soviética, alcanzando 10,88 MMBD en enero pasado. Esto significa que el acuerdo busca mantener el statu quo; es decir, no mejorará la situación actual, sólo evitará que empeore.

En segundo lugar, de los cuatro firmantes, sólo Arabia Saudita es capaz de aumentar producción más allá de los niveles de enero, lo cual le resta valor al acuerdo provisional –aunque muchos dudan si Riad realmente tiene la capacidad de producción ociosa (spare capacity) de la que presume y que podría permitirle elevar su producción hasta 12,5 MMBD. Ergo, para Rusia, el acuerdo de Doha implica recompensas diplomáticas por algo que tiene que hacer, ya que los pronósticos reflejan que el impacto combinado de la declinación de sus campos maduros y las sanciones debido al conflicto con Ucrania, se traducirá en un retroceso en su producción en al menos 0,1 MMBD en 2016. Ahora puede quitarse de encima las peticiones reiteradas de Venezuela, Argelia y Ecuador para “hacer algo” que equilibre el mercado. Por su parte, la producción de Venezuela se encuentra estancada y la de Qatar ha declinado en 0,2 MMBD desde 2008.

En tercer lugar, la ejecución del acuerdo de Doha está condicionada a que otros productores se sumen al mismo. Esto lleva a considerar a los otros grandes productores OPEP; lo cual explica por qué después de Doha, el Ministro de Petróleo venezolano, Eulogio del Pino, visitó Teherán para discutir con sus homólogos de Irak e Irán los términos del acuerdo. Allí, el Ministro de Petróleo de Irak, Adel Abdul Mahdi, se mostró favorable a sumarse al acuerdo, ya que su producción se encuentra en 4,37 MMBD –nivel récord superior a la Era Hussein-, y el gobierno iraquí encara un fuerte déficit presupuestario debido a la caída de los precios y los costos de la lucha contra el grupo terrorista Estado Islámico de Irak y Levante –por sus siglas en inglés, ISIS. Empero, se encontró con la oposición del Ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, quien comunicó su determinación de elevar la producción persa hasta los 3,61 MMBD que bombeaba antes de sufrir las sanciones en 2011. En este sentido, tachó de “ridículo” el acuerdo de Doha.

Desde enero, la producción persa ha aumentado en 0,22 MMBD. Los pronósticos de la agencias señalan que aumentará entre 0,3 y 0,5 MMBD este año; mientras sus funcionarios apuntan a 1 MMBD adicionales, y por tanto reclaman toda su cuota de mercado tomada por las petro-monarquías desde 2011. Las elecciones parlamentarias iraníes llevadas a cabo el 29 de febrero, arrojaron un triunfo de la alianza entre conservadores moderados y reformistas, lo cual favorece la aprobación del nuevo contrato petrolero (IPC) impulsado por el Ministro Zanganeh. Esto implicará un nuevo régimen fiscal más favorable para atraer inversiones.

Estos agujeros explican la frialdad del mercado con el acuerdo, que sólo ha logrado darle un piso a los precios en 40 $/Bl. Al considerar las reacciones del resto de productores OPEP, encontramos que todos lo han saludado con matices. Mientras el resto de los No OPEP han dado respuestas dispares; unos han optado por no participar (Brasil, Canadá y EEUU), otros por señalar que su producción declinará (Noruega y Kazajistán), y otros por suscribirlo (Omán y Azerbaiyán). Por ello, pero sobre todo por la oposición persa, no se ha  podido acordar una reunión para discutir un acuerdo final -las fechas propuestas van desde el 20 de marzo hasta el 17 de abril, y los sitios desde Moscú, hasta Viena o Doha. El 9 de marzo se produjo otro traspié, cuando una reunión de productores latinoamericanos –México, Colombia, Ecuador y Venezuela- en Quito fue cancelada.

De manera que todo sigue igual, salvo por una mejora en la posición diplomática saudita. Riad sigue presionando con su estrategia de volúmenes la salida de los productores menos eficientes -la cual ya empieza a mostrarse victoriosa con un descenso esperado de la producción No OPEP entre 0,6 MMBD y 0,75 MMBD en 2016-; al tiempo que el acuerdo de Doha le permite ir fomentando la confianza con Moscú, exhibir voluntad de cooperar con los débiles de la OPEP, así como trasladar la presión para alcanzar nuevos acuerdos hacia Irán -su rival geopolítico.

Mucha de la discusión actual parece estar buscando un punto de referencia inicial para tratar de iniciar un largo camino que eventualmente podría llevar a recortes. En este sentido, el Ministro de Petróleo saudita, Alí Al-Naimi, ha señalado que el acuerdo de Doha es el “comienzo de un proceso”. Recordemos que la negociación de un acuerdo de recortes en 1999 entre la OPEP, México, Rusia, Noruega y Omán tomó casi un año de reuniones secretas en hoteles en todo el Mundo. En todo caso, desde Venezuela esta posibilidad luce como una pálida, fascinante y huidiza luz en medio de una noche agónica: un fuego fatuo. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

El Acuerdo de París

Dr. Kenneth Ramírez

La opinión pública mundial ha recibido con beneplácito el Acuerdo de París, alcanzado al cierre de la XXI Conferencia de las Partes del Cambio Climático (COP-21) tras dos semanas de intensas negociaciones. Los 195 países participantes acordaron mantener la temperatura media mundial “muy por debajo” de 2 °C a finales de siglo respecto a los niveles pre-industriales, aunque también se comprometieron a llevar a cabo “todos los esfuerzos necesarios” para que no rebase los 1,5 °C y evitar así “los impactos más catastróficos del cambio climático”. Jurídicamente vinculante y con un enfoque gradual, flexible y solidario; el acuerdo no fijó límite a las emisiones de gases de efecto invernadero como lo hizo el Protocolo de Kioto –prorrogado hasta 2020 mediante la Enmienda Doha aprobada en 2012-, sino que descansa en un conjunto de contribuciones nacionales presentadas voluntariamente.

Asimismo, busca que las emisiones toquen techo “tan pronto como sea posible”, reconociendo que esta tarea llevará más tiempo para los países en desarrollo –principio de responsabilidad común pero diferenciada-, y que se efectúen reducciones rápidas para encontrar “un equilibrio entre las emisiones provocadas por la acción del hombre y lo que puede absorber la atmósfera” en la segunda mitad de siglo. El texto además recoge las necesidades de financiación para la mitigación y la adaptación de los países en desarrollo –los países desarrollados deben movilizar un mínimo de 100 millardos de dólares anuales a partir de 2020-, e introduce un mecanismo de pérdidas y daños por el cambio climático –sin apoyos financieros concretos-, con arreglo al principio de justicia climática.

No obstante, el acuerdo señala explícitamente que los esfuerzos de mitigación que los países han puesto sobre la mesa no son suficientes, para cumplir el objetivo general. En 2030, la ONU estima que las emisiones de gases de efecto invernadero tendrían que estar rondando las 40 gigatoneladas de dióxido de carbono equivalente al año, pero los compromisos nacionales presentados para recortar emisiones suponen un aumento de las emisiones brutas hasta alcanzar las 55 gigatoneladas –si bien reducen en 9% las emisiones per cápita. Por ello, el Acuerdo de París establece un mecanismo de revisión cada cinco años, que implica que los programas de reducción de cada país aumenten gradualmente para corregir esa brecha. La primera revisión al alza de los planes nacionales sería en 2020, año en que debe entrar en vigor el acuerdo tras la ratificación de 55 países que representen al menos 55% de las emisiones.

Según estudios de la ONU y la Agencia Internacional de Energía, la producción y uso de energía generan dos tercios de las emisiones. En consecuencia, este acuerdo presenta retos para los países OPEP y la industria petrolera. Aunque los países OPEP sólo representan 10% de las emisiones mundiales –Venezuela el 0,48%-, producen el 33% del petróleo y el 20% del gas natural a nivel mundial, y poseen 80% de las reservas. Esto explica por qué los países OPEP han sido muy activos en las negociaciones, para salvaguardar sus intereses estratégicos. La limitación que sufrirá la demanda de los combustibles fósiles a largo plazo debido a las regulaciones climáticas, que según cálculos de la Agencia Internacional de Energía puede ubicarse en torno a 16% en los próximos 20 años, se traducirá en una pérdida de ingresos de 4 billones de dólares para la OPEP. Barclays estima que la industria petrolera perderá ingresos por el orden de 22 billones de dólares.

Venezuela mostró una posición mucho más pragmática y menos ideológica en esta Conferencia respecto a Copenhague hace 6 años, impulsando un acuerdo flexible junto al grupo de Países en Desarrollo de Pensamiento Afín (Link-Minded Group), donde hay países OPEP -como Arabia Saudita e Irán-, y economías emergentes –como China e India- que representan 50% de la población mundial.

Toca ahora al gobierno desarrollar nuestra contribución nacional –sólo se presentó el objetivo general de reducir 20% de las emisiones para 2030, esto es, 0,18 gigatoneladas/año. Aquí se abren grandes oportunidades en la limitación de las emisiones de metano en la producción de petróleo y gas, el relanzamiento de los proyectos gasíferos, así como el desarrollo de un plan de eficiencia energética y energías renovables –donde destaca el proyecto eólico de La Guajira con una capacidad de 10 mil megavatios, el equivalente a una hidroeléctrica del Guri.

Finalmente, PDVSA debe estudiar unirse a la Iniciativa Climática del Sector Petróleo y Gas (por sus siglas en inglés, OGCI), presentada por 10 empresas petroleras que producen 20% del petróleo y gas a nivel global; 7 de ellas europeas –Shell, Total, BP, BG, Repsol, Statoil y ENI- que ya se encuentran dispuestas a aceptar un sistema de techo nacional y comercio de emisiones, a las cuales se sumaron PEMEX, Reliance y Saudi ARAMCO. Todas estas empresas se han comprometido a trabajar conjuntamente para optimizar sus operaciones, invertir en investigación y desarrollo de tecnologías eficientes y limpias como el secuestro y captura de carbono, e impulsar proyectos de gas natural y energías renovables.

Total es el segundo gran inversionista en energía fotovoltaica a través de su filial, SunPower. Shell es uno de los grandes inversionistas en biocombustibles avanzados. BP, Repsol y Statoil son grandes inversionistas en proyectos eólicos costa afuera en Europa y EEUU. Shell está trabajando con GlassPoint para desarrollar generadores solares de vapor a gran escala para la recuperación petrolera mejorada en Medio Oriente –disminuyendo en 80% el uso de gas natural para tales fines. PDVSA puede aprovechar todas estas experiencias y conseguir socios valiosos para encarar el reto climático. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

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

La victoria rusa en el Mar de Ojotsk

Lic. Jonás Estrada Aguilera

El Mar de Ojotsk es un mar costero de la parte noroccidental del Océano Pacífico, limitado por la península de Kamchatka, en el Este; las disputadas islas Kuriles, en el Sureste; la isla japonesa de Hokkaidō, en el Sur; la isla de Sajalín –ricas en petróleo y gas natural-, en el Oeste; y un largo tramo de la parte oriental de la costa de Siberia (incluidas las islas Chantar), en el Noroeste. El Mar de Ojotsk tiene una longitud, en dirección SO-NE, de unos 2.450 km, y en dirección SE-NO de unos 1.400 km. Tiene una superficie total de 1.590.000 kms², lo que lo coloca en la posición número 15 entre los mares del Mundo por extensión.

El Mar de Ojotsk está conectado al Mar de Japón a ambos lados de la isla de Sajalín: en el Oeste a través del golfo de Sajalín y el estrecho de Tartaria; en el Sur del país, a través del estrecho de La Pérouse. En la parte norte se encuentran el gran golfo de Shélijov, con las bahías de Guizhiguin y Penzhin.

A finales de agosto pasado, Rusia logró una gran victoria diplomática, ya que la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de la ONU reconoció oficialmente que un área de 52.000  kms² en el centro del Mar de Ojotsk le pertenece al estar conectada a su plataforma continental -aunque excede las 200 millas náuticas que reconoce el Derecho del Mar-, por lo cual ha pasado a ser un mar interior ruso. Esto implica que Japón ya no tiene posibilidad alguna de acceder al Mar de Ojotsk para hacer navegación alguna o posible explotación de recursos, teniendo en cuenta la controversia por las meridionales islas Kuriles –tomadas por Moscú en 1945 y reclamadas por Tokio. Vale acotar que a través del Mar de Ojotsk hay rutas marítimas que unen Beijing con las islas Kuriles y las regiones del Lejano Oriente ruso, camino al promisorio Ártico - donde el deshielo producido por el Cambio Climático está abriendo oportunidades de explotación de recursos y una nueva ruta de navegación entre Asia y Europa.

Otros aspectos importantes en referencia al dictamen que hizo la ONU a favor de Rusia, es que primeramente Moscú puede dedicarse a gestionar la plataforma marina unilateralmente, ya que posee ricas y grandes fuentes de materias primas y recursos energéticos –según estudios realizados en el Mar de Ojotsk hay miles de millones de toneladas de petróleo y gas.

A todo esto debe agregarse, los recursos pesqueros de este mar, donde se encuentran varias especies como salmón de distintas clases, calamar, chinook, rosado y chum. Además están las especies de peces comerciales, como olía, abadejo, lenguado, bacalao y capelán; y las islas Shanter son el hogar de una gran manada de lobos marinos, cuya producción está estrictamente regulada por el gobierno ruso.

Rusia quiere ahora utilizar el caso del Ojotsk como precedente en sus reclamaciones en el Ártico, que se han topado con la oposición del resto de los países de la zona, como EEUU, Noruega y Canadá. A principios de agosto, Rusia presentó una reclamación territorial para ampliar su control sobre el Ártico –que según estimaciones puede contener 25% de los recursos de petróleo y gas natural no explotados, aunque la caída de los precios del petróleo han aminorado las expectativas de las empresas petroleras- en una superficie que se extiende más de 350 millas náuticas desde la costa rusa. Moscú mantiene que el lecho marino del Ártico, en concreto la cordillera submarina de Lomonósov, es una continuación de la plataforma continental de este país. La nueva doctrina militar rusa aprobada a finales de 2014, incluye entre sus prioridades la defensa de los intereses nacionales en el Ártico, donde el Kremlin ha ordenado la instalación de varias bases militares.

En consecuencia, la consolidación del dominio ruso del Mar de Ojotsk, resulta cónsona con el nuevo marco doctrinario e ideológico del “Eurasianismo”, en el cual, el Presidente Putin busca afianzar a Rusia como una gran potencia mundial que influya de manera decisiva en la política internacional. Crimea y Ojotsk, y ahora el Ártico, son pues muestras palpables del restablecimiento del clásico nacionalismo imperial moscovita, que en unidad al cristianismo ortodoxo, constituyen nuevamente los determinantes de la identidad nacional rusa.

@jonaspatriota

Navegando cuesta abajo

Dr. Kenneth Ramírez

La II Reunión Técnica de países OPEP y No OPEP (Rusia, México, Colombia, Brasil y Kazajistán) celebrada el pasado 21 de octubre en Viena, culminó sin que se discutieran posibles recortes para apuntalar los precios del petróleo, a pesar del plan presentado por la delegación venezolana para retirar 10% de la producción y establecer un sistema de bandas con un piso de 70 $/Bl. El espíritu del célebre diplomático austríaco Klemens von Metternich parecía recordar a los presentes que “cualquier plan concebido con moderación debe fallar cuando las circunstancias se ponen en los extremos”. La intervención de Putin en Siria determinó, en este caso, las circunstancias.

Por su parte, Irán ya ha anunciado que presentará en la próxima Reunión Ministerial de la OPEP de diciembre, un plan de aumento de producción tras el final de las sanciones, lo cual viene a complicar aún más el panorama. Esto ha llevado a un cambio de mentalidad en la industria petrolera, donde los estrategas hablan de ajustar los modelos de negocio para navegar por un potencial período de precios bajos. Lower for longer se ha convertido en el nuevo mantra.

En primer lugar, tenemos a los “bucaneros”. Pequeñas empresas petroleras que navegaban en aguas desconocidas y tomaban bloques de exploración y producción en casi cualquier parte, desde Mozambique y Tanzania hasta Vietnam y Colombia. Algunas se convirtieron en un éxito espectacular, como Kosmos que hizo un primer gran descubrimiento petrolero en Ghana en 2007, y siguió con otro descubrimiento de gas en Mauritania en abril de este año. Pero otras han mordido el polvo, con una serie de pozos secos en fronteras remotas, o con fracasos en reunir capital y pericia para desarrollar los campos que encontraron. Muchas de estas empresas se hundirán sin dejar rastro o serán presa de empresas más grandes – el caso de Talismán Energy adquirida por Repsol a finales de 2014. Otras se fusionarán y se convertirán en sobrevivientes que pueden beneficiarse del próximo ciclo alcista de precios.

En segundo lugar, están los “tiburones de los esquistos”. Empresas petroleras como Continental, Chesapeake y EOG Resources, que han crecido mediante la adquisición de activos creados por la revolución de la fracturación hidráulica en EEUU. No obstante, los tiburones necesitan cobrar presas para sobrevivir, y con un mercado bajista que ha llevado a una disminución de la producción de esquistos, muchos estarán en problemas. A mediados de septiembre, Samson Resources con una deuda de 3,25 millardos de dólares, se declaró en quiebra -la más grande que ha tenido el sector a la fecha. La paciencia de los bancos se está acabando, los acuerdos de cobertura contra los precios bajos entran en período de renegociación, y la solvencia de estas empresas empieza a ser revaluada. Este sector se enfrentará a una inminente reestructuración mediante quiebras, fusiones y adquisiciones. Los directivos están colocando el énfasis en la reducción de costos y en la explotación de los pozos más rentables. De todo este proceso surgirán empresas más sólidas y eficientes. Las más fuertes sobrevivirán.

En tercer lugar, los “superpetroleros”. Las tradicionales empresas petroleras transnacionales como Shell, BP, Exxon y Chevron, han reaccionado a los precios bajos con nuevos planes que contemplan desinversión en activos estratégicos –Shell ha abandonado el Ártico y el proyecto Carmon Creek en las arenas bituminosas de Canadá-, recortes de producción, paralización de proyectos (por el orden de 250 millardos de dólares, según Wood Mackenzie y Ernst & Young) y reducción de empleos (200 mil empleados petroleros han sido despedidos en todo el Mundo). Todas han asumido como premisa un precio de 60 $/Bl hasta finales de esta década. No están en peligro de naufragio, pero han encarado en los últimos años un aumento de los costos, un abultado pago de dividendos, y la caída de reservas y producción. Su integración vertical ahora les beneficia -los activos de refinación y comercialización muestran mejores márgenes. Además, su solidez financiera les favorece, y por ello, pueden salir de compras –siguiendo el ejemplo de Shell que adquirió BG Group en abril de este año; la mayor fusión petrolera en una década. Por otra parte, se encuentran ante el reto de la lucha contra el cambio climático, lo que llevó a BP, Shell, BG Group, Total, ENI, Repsol y Statoil a firmar un compromiso en junio pasado, para promover el éxito de la Cumbre de Paris que tendrá lugar a principios de diciembre; apostando por la cooperación con la ONU y los gobiernos, el sistema de techo y comercio de derechos de emisión, el gas natural, la eficiencia energética y el desarrollo tecnológico.

En cuarto lugar, tenemos a los “buques insignia”. Las empresas petroleras nacionales alcanzaron mayor crecimiento e internacionalización en la última década. Algunas, como PETROBRAS, ganaron fama llevando sus experiencias a nivel internacional. Otras como CNPC y Sinopec de China y ONGC de India asumieron el rol de garantizar el suministro petrolero a sus dinámicos mercados nacionales, en medio de temores de una declinación de la producción petrolera mundial y “fin del petróleo barato”. El exceso de ambición les llevó a aumentar su deuda, asumir planes de inversión faraónicos -que tenían incluso proyectos no petroleros-, así como incurrir en los pecados de la politización y corrupción. Ahora están racionalizando sus planes y repensando sus proyectos más cuestionables.

Incluso el mejor capitán tendrá dificultades para maniobrar en estas aguas rápidas cuesta abajo, lo cual supone realizar ajustes en sus respectivos modelos de negocio. Los sobrevivientes estarán listos para beneficiarse de la futura recuperación de los precios, la cual puede estar un poco más distante de lo que se pensaba inicialmente. En PDVSA deben tomar nota. ¿Y usted qué opina?

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina