“¿La hacemos o no?”. La pregunta sobrevoló en una reunión de miembros de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel). Los directivos no tenían claro si este año era oportuno realizar su tradicional conferencia petrolera en Punta del Este, aunque finalmente decidieron seguir adelante.
La duda tenía una justificación que quedó expuesta a lo largo de los tres días que duró el evento: el momento económico difícil que vive la industria de los hidrocarburos por el derrumbe del precio del barril de crudo. Este cambio llevó a las empresas del sector a revisar sus planificaciones y actuar con más cautela de cara a los próximos años, a la espera de que el petróleo vuelva a subir.
Las compañías de hidrocarburos resolvieron recortar sus actividades, suspender algunos proyectos y concentrar sus recursos en las zonas más prometedoras. Esas medidas, junto a la caída del precio del petróleo, afectan a varios países debido a que los negocios mueven miles de millones de dólares e involucran a diversos sectores de la economía. Uruguay, a través de su petrolera Ancap, no escapó a esas dificultades (ver recuadro).
Así, la Conferencia Arpel 2015, que se desarrolló entre el lunes 6 y el miércoles 8, tuvo como eje central el precio del crudo, sus oscilaciones a mediano plazo y las perspectivas de crecimiento en el sector. Presidentes de las petroleras, consultores de alto nivel, expertos y técnicos hablaron en cada oportunidad de los desafíos que plantea un barril de petróleo Brent a U$S 57.
La baja del precio se debió, sobre todo, a un aumento fuerte de la producción, un crecimiento de la demanda por debajo de lo esperado y la decisión de Arabia Saudita, en noviembre, de no disminuir la producción para cuidar su posición en el mercado. Desde enero de 2014 a la fecha el precio del petróleo cayó un 133%.
Según los especialistas, el mercado de hidrocarburos tiene el dilema de que los proyectos de exploración y producción requieren varios años de trabajo antes de dar sus frutos, mientras que el precio del crudo oscila año a año. Un cambio brusco a la baja como el que se dio —hace un año el Brent estaba a U$S 108 el barril—, genera problemas financieros importantes. Atrás quedaron, y los consultores creen que por varios años, los años del barril a más de U$S 120 como se dio en 2009, y a U$S 148 en 2008.
Fue durante esos años que muchos proyectos y tecnologías de explotación que eran inviables con otros precios pasaron a ser considerados y utilizados. Hoy muchas de estas iniciativas penden de un hilo, aunque los empresarios miran hacia adelante y confían en las previsiones del aumento de la demanda por energía, que se estima crecerá 35% para el 2040.
Guerras y “sobreproducción”.
Durante la conferencia, el vicepresidente de la consultora IHS, Carlos Pascual, planteó sus previsiones sobre el futuro cercano del mercado de hidrocarburos: “Hoy tenemos una sobreproducción de 1.5 millones de barriles por día. Esa tendencia se va a mantener por el resto del año. A lo mejor se reduce, pero muy poco”, dijo.
Uno de los problemas que enfrenta la industria es que varios países productores están en zonas de conflictos bélicos. Por eso su producción es intermitente y la entrada y salida del mercado cambia las perspectivas.
“Libia y Nigeria volvieron al mercado y vuelcan unos 900.000 barriles diarios”, dijo Pascual, ex oficial senior del Departamento de Energía de Estados Unidos y ex embajador de ese país en Ucrania. Agregó que la decisión de Arabia Saudita de no reducir la producción y aumentar de esa manera los precios “fue histórica” y genera “que la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) esté hibernando un tiempo” en el mercado.
Estados Unidos, el otro gran jugador mundial, aumentó sus reservas petroleras gracias a la explotación de yacimientos no convencionales. Según Pascual, los niveles de producción de su país “dependerán no solo de lo que marque el sector petrolero, sino también de lo que mande el sector financiero”.
El experto estimó que el precio del barril se estabilizará en unos U$S 50 en 2015 y que irá subiendo de manera progresiva hasta alcanzar unos U$S 70 en 2016.
En su exposición, el presidente de Arpel, Benito Piñeiro advirtió que el “precio actual de crudo lleva a una revisión de los niveles de inversión y de los planes previstos, que ahora se deben realizar con otro nivel de ingresos”. Para Piñeiro esta realidad no cambiará en el corto plazo.
No convencionales.
Los hidrocarburos no convencionales (aquellos que se obtienen mediante mecanismos de extracción no tradicionales) eran una porción marginal del mercado en 2004. Pero a medida que el barril escalaba en precio y la demanda por crudo aumentaba, comenzaron a transformarse en el nuevo horizonte de la industria de los hidrocarburos.
El que lideró este proceso fue Estados Unidos, quien pasó en apenas diez años de ser importador de hidrocarburos a exportarlos. Para ello realizó más de 160.000 pozos de explotación no convencionales, gracias a lo cual alcanzó un ahorro por sustitución de importaciones de cerca de U$S 1.000 millones anuales durante la última década.
Varios países intentaron seguir su ejemplo con la esperanza de obtener una mayor independencia energética y económica. Sin embargo, con la caída de los precios la situación de los no convencionales, cuya explotación y producción es más costosa, dio marcha atrás.
Álvaro Ríos, director de negocios de Gas Energy, explicó en el foro de Arpel que la caída de precios generalizada afectará a los no convencionales, en particular porque los productores buscarán quedarse con los mejores pozos y descartarán otros más riesgosos. El principal efecto se ve, según Ríos, en la disminución de perforaciones buscando hidrocarburos y en la suspensión de proyectos.
Por su parte, Matheus Nogueira, de la consultora Schlumberger, planteó que otro gran escollo para los no convencionales es el tema de la infraestructura.
“Estados Unidos tiene 20 veces más gasoductos que cualquier otro país, eso significa que allí donde perfores habrá uno al que conectarte. Eso cambia cualquier modelo de negocios”, dijo Nogueira.
También los riesgos son mayores: para probar reservas por 10.000 metros cúbicos de gas se precisan 200 pozos en los métodos convencionales. Para el no convencional se precisan 2.000.
“Para poder monetizar el gas no convencional, los países de Latinoamérica con potencial deberán encontrar la forma de solucionar este grave problema de infraestructura”, advirtió.
Revisionismo.
Ann-Louise Hittle, vicepresidenta de la consultora energética Wood Mackenzie, también habló de la sobreoferta actual. En su opinión, los precios ya se estabilizaron y habrá un repunte del precio del barril en el segundo trimestre del año, un crecimiento que se mantendrá durante el 2016.
“Lo importante es ver dónde está el umbral de rentabilidad. Hace un año situamos ese umbral en U$S 90 el barril. Ha cambiado mucho la situación hasta ahora”, sostuvo.
Hittle añadió que se espera un mayor crecimiento de la demanda de 900.000 barriles al año, impulsado principalmente por China y Estados Unidos. Además, dijo, “habrá un recorte en proyectos de ‘upstream’ de 24%, por U$S 124.000 millones” y “un enlentecimiento en la producción diaria”. Debido a estos factores, estimó, “habrá una recuperación lenta pero segura” del precio.
La experta afirmó que la demanda seguirá creciendo “constantemente” y que por ello “se precisa un crecimiento en la oferta de producción”, que se dará “una vez se alcancen precios rentables para volver a realizar proyectos”. También explicó que estos pronósticos se hacen “en medio de una gran incertidumbre”.
