Industria petrolera deberá convivir con precios bajos por cuatro años

Son tiempos turbulentos para la industria petrolera. Entre los precios históricamente bajos, la elevada inestabilidad geopolítica, y el arrollador avance de las energías renovables, las grandes compañías internacionales se han visto obligadas a repensar sus modelos de negocios y a tomar medidas de reestructura. Si algo las salva, es que forman parte de una industria acostumbrada a los altos riesgos y en la que la volatilidad es fiel compañera desde hace más de un siglo.

En este contexto internacional de grandes incertidumbres fue que se llevó a cabo esta semana en Punta del Este un nuevo encuentro de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), donde ejecutivos, gobernantes y expertos expusieron sobre los principales desafíos de una industria que ha sido sostén de la vida moderna.

Los precios en un pozo

Dos conclusiones sobrevolaron las sucesivas conferencias. Una de ellas fue que, al menos por los próximos cinco años, los precios se mantendrán en los niveles actuales, oscilando entre US$ 50 y US$ 60 el barril.

Si bien los países productores de petróleo han maximizado esfuerzos para impulsar al alza los precios del crudo, no alcanzaron los resultados esperados.

"El mundo no se está quedando sin petróleo y gas. Las reservas dan para 100 años más, y eso sin contar futuros hallazgos". John Martin.Vicepresidente del consejo internacional del petróleo (WPC)

Desde principios de este año, los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros 11 que no la integran comenzaron a reducir su producción de barriles diarios para acortar la oferta y presionar hacia una suba de los precios. La medida, que tuvo un efecto efímero al elevar el precio 20%, no prosperó. El principal culpable de ello es Estados Unidos, que alcanzó niveles récord de explotación de yacimientos no convencionales y elevó la oferta de crudo por encima del promedio de los últimos años. El país norteamericano ha mejorado sustancialmente la eficiencia en la extracción no convencional, que requiere economías de gran escala debido a que es más costosa que la extracción tradicional.

"La demanda de petróleo y el gas crece, pero disminuye su participación en la matriz energética total" Marta Jara, presidenta de ancap.

El próximo 25 de mayo los países exportadores de petróleo se reunirán para discutir la firma de un nuevo acuerdo para reducir aun más la oferta de crudo. El concepto extendido es que la industria deberá aprender a convivir con precios bajos por un tiempo. Esa situación, que ya ha provocado el cierre de un centenar de compañías petroleras, obliga a las empresas a mejorar sus rendimientos, especialmente en términos de reducción de costos, si quieren mantenerse a flote.

El repliegue se traduce en un descenso generalizado de las exploraciones offshore (mar), que exigen inversiones elevadas a riesgos muy altos (ver En línea).

Renovación

La otra conclusión fue que a pesar de la creciente participación de las renovables, el petróleo y el gas siguen siendo indispensables en todo el mundo, por lo que el reinado de las fuentes fósiles, según auguran los expertos, persistirá unas décadas más.

"Al menos hasta el año 2050, los fósiles primarán en el mix energético", opina John Martin, vicepresidente del Comité Ejecutivo de la WPC (Consejo Mundial del Petróleo). En diálogo con El Observador, Martin aseguró que la ecuación empezará a cambiar entre 2050 y 2100.

Mientras tanto, las compañías de la industria se enfrentan al estigma que las cataloga como anticuadas y nocivas, en contraste a las energías renovables, que son vistas como más amigables. Martin admitió que "las grandes empresas petroleras no proyectan una buena imagen al público", aunque manifestó que en los últimos años han mejorado en ese plano, sobre todo a raíz de inversiones para el desarrollo de energías "más limpias". Aquello de "si no puedes con tu enemigo, únete a él" parecería ser la estrategia adoptada. En ese intento por apuntar a energías más respetuosas del medioambiente, el gas natural (que no es renovable, pero tiene un impacto ambiental menor al petróleo) está acaparando cada vez más protagonismo en las principales empresas de la industria. "En Shell representa el 70% del negocio; en Total y Exxon alrededor del 60%", comentó el vicepresidente de la WPC.

América Latina se sabe frente a una oportunidad, siendo una región rica en ese recurso. La matriz energética del continente, en comparación con la mundial, presenta una mayor participación de gas natural.

Para el caso de Uruguay, la directora de Energía, Olga Otegui, explicó que el gobierno piensa en el gas natural como la fuente más eficiente para complementar el cambio en la matriz eléctrica y destacó el proceso de instalación de la planta regasificadora, que fracasó en su primer intento y ahora está siendo renegociado y redimensionado. Según Otegui, el gas natural sería importante "no solo para un uso térmico y eléctrico, sino como alternativa energética para el sector industrial".

El foco, según coincidieron los distintos representantes políticos, debería estar en la concreción de acuerdos de cooperación para complementar las fortalezas energéticas de cada país. Márcio Félix, secretario de Petróleo y Gas Natural del Ministerio de Industria brasileño, dijo a El Observador que su país está planeando ampliar la producción de gas natural y que "cada Estado reclama una planta regasificadora, pero no todos la podrán tener". Félix adelantó que el gobierno de Temer prevé construir una planta en Río Grande del Sur y afirmó que "sería bueno poder coordinar con Uruguay para que haya complementariedad en caso de que acá (por Uruguay) se termine instalando una regasificadora".

US$51,71

Fue la cotización del Barril de Petróleo Brent al cierre de este viernes. Los analistas prevén que se mantenga entre los US$ 50 y US$ 60 en el mediano plazo.

76%

De la matriz energética mundial proviene de fuentes fósiles. En Uruguay, las fuentes no renovables representan poco más del 40% de la matriz total de abastecimiento.

165

Millones de dólares fue la inversión de la petrolera Total en la perforación de la plataforma marítima uruguaya. El pozo exploratorio realizado es récord mundial en profundidad, con 3.404 metros de columna de agua.

Héctor de Santa Ana: "La mochila de un pozo seco hay que llevarla a cuestas"

Si el petróleo barato es una buena noticia para ANCAP, pues le permite reducir los costos de importación y equilibrar sus finanzas, también significa un golpe a los proyectos exploratorios que la empresa y el país están impulsando desde hace más de una década. Los bajos precios tornan menos atractivo el negocio de la extracción offshore, que conlleva riesgos muy altos e inversiones elevadas. A pesar de ello, el país lanzará en el segundo semestre del año la Ronda Uruguay III, en la cual llamará a empresas que quieran explorar el bloque marítimo. Para conocer las expectativas del gobierno y el futuro de la política petrolera, El Observador conversó con Héctor de Santa Ana, gerente de Exploración y Producción de ANCAP.

¿Cuáles son los objetivos para esta nueva ronda?
Seguir consolidando el país en el mapa petrolero y dimensionar las oportunidades que tenemos. Es cierto que ninguna empresa se siente cómoda con estos números de hoy en día. Consideramos que la industria ha procesado esa situación, y tendrá que convivir con esos precios durante un tiempo. Por lo tanto, hay que hacer plata con lo que haya.

¿Cuáles son las principales dificultades que plantea ese escenario de precios bajos?
La principal es encontrar empresas interesadas. Todo proyecto necesita financiamiento y hoy ese dinero para exploración no está disponible. Son inversiones a alto riesgo, porque no podés asegurar un retorno. En el caso de Uruguay, además, tenemos cuencas de muy alto riesgo exploratorio, con 20% de probabilidades de acierto, y el no haber encontrado petróleo aún.

¿Cuánto pesa el hecho de que Total no haya encontrado petróleo?
Eso juega. Los pozos a veces matan las cuencas. Por ejemplo, con el pozo de Total, no encontró nada y fue pozo seco. Se puede explicar por qué fue seco, puede decir que las mayores probabilidades de encontrar estaban más abajo, pero sigue siendo un pozo seco. Y la etiqueta dice que pozo seco es cuenca seca. Sabemos que no es una cuenca seca, lo demostramos sistemáticamente a nivel internacional, convencemos académica y científicamente que no lo es. Pero la mochila de un pozo seco, como explorador, tenés que llevarla a cuestas y es una realidad que hay que asumir.

¿Qué deja una inversión tan grande cuando no se encuentra nada?
Las empresas esa plata la pierden. Son contratos que asumen a riesgo. Lo que queda es mucha información sísmica, para la empresa y para el país. Hemos obtenido cerca de US$ 2.000 millones en información, y ni uno de esos pesos vino del Estado. Esos datos que las empresas recogen a riesgo, queda en manos de ANCAP y los puede vender a otras empresas una vez que la adjudicataria de un pozo se va. Son ventajas importantes, porque las empresas después tienen más insumos para decidir. Esa información avala ciertos prospectos y da cuenta –con mayor fidelidad– cuáles son las oportunidades. Antes prácticamente no teníamos esa información.

¿Cómo evalúa el desempeño logístico de la operación?
Es un aspecto a destacar. Uruguay, no siendo un país petrolero, demostró que podía hacer las operaciones. El pozo récord de Total se logró con mucho apoyo del Estado y sus instituciones. Operativamente fue posible con la infraestructura que tenemos. Eso que era una enorme duda para las empresas –si Uruguay podría conciliar esas obras sin tener una tradición petrolera– hoy es una realidad. Además, se logró en menos tiempo de lo esperado y a menos plata de lo que se había planeado.

¿Cuándo comienzan las perforaciones en tierra en el norte?
Están por empezar, ahora en las primeras semanas de mayo. Se van a hacer cuatro pozos en 2017: dos en el bloque Salto y dos en el bloque Piedra Sola, a cargo de la empresa Schuepbach. Son inversiones mucho más pequeñas y no tenemos un pronóstico de cosas grandes, porque estamos hablando de una cuenca de alto riesgo exploratorio. Las probabilidades de acierto siguen siendo bastante bajas, pero las probabilidades se van atenuando a medida que uno va haciendo pozos. Siempre es mejor tener la información.

¿Cuánto juega la suerte?
La suerte casi que no participa. Funciona la ciencia, funciona la tecnología, funciona el dato. Cuantos más datos tenés, más sabés y menos riesgos asumís. Es lo que pasa por ejemplo con una enfermedad. Supongamos que uno tiene que tomar una decisión y no tiene análisis, no tiene placa, no tiene resonancia, y solo tiene el espíritu clínico del médico; eso ya no se usa más. Por eso insisto en la importancia de obtener cada vez más información. No sé si lo vamos a descubrir nosotros u otros uruguayos dentro de algunos años, pero de lo que no hay duda es que para descubrir precisás esta información, que si no fuera por la inversión de las empresas el Estado jamás podría obtener. l

"Uruguay demostró que, no siendo un país petrolero, podía hacer operaciones importantes como el pozo de Total". Héctor de Santa Ana, gerente de exploración y producción de Ancap