Precio del crudo hace inviable explotación de eventual hallazgo uruguayo

Desplome del oro negro complica perspectivas para explotación comercial a corto plazo

La abrupta y sostenida baja del petróleo en los mercados internacionales amenaza el optimismo que reina en las autoridades del Ejecutivo del presidente Tabaré Vázquez sobre un potencial descubrimiento de petróleo y su posterior explotación comercial en la plataforma marítima uruguaya, una vez que el consorcio conformado por la francesa Total y la estodunidense ExxonMobil inicien en apenas dos meses una perforación ultraprofunda en la costa.

La razón: un precio del crudo que hoy está a menos de la mitad del que costaría extraer el crudo uruguayo a una profundidad superior a los 6.000 metros. Si bien en el cierre de la semana el petróleo Brent insinuaba una recuperación con una cotización de US$ 32 por barril, se estima que el costo de extracción en aguas ultraprofundas como las de Uruguay tendría un piso mínimo de unos US$ 70 por barril. La revista The Economist divulgó en su última edición un informe sobre la crisis del petróleo y cómo le pega a los países que tienen los mayores costos de extracción y cómo los países de Oriente tienen espalda incluso para soportar un crudo por debajo de los US$ 20 el barril (ver infografía).

En diálogo con El Observador el expresidente de ANCAP y actual titular del Comité Uruguayo del Consejo Mundial del Petróleo, Andrés Tierno Abreu, admitió que las condiciones comerciales para la extracción de crudo en el país "han cambiado" y ponen en duda la viabilidad de una explotación en el corto plazo, en caso de que la perforación arroje un resultado positivo. "Lo que se está manejando hoy es que el crudo seguramente siga con un precio bajo por un tiempo mayor al que se preveía. El tema es muy sencillo: hay más petróleo que demanda. Mientras eso no se corrija, el crudo seguirá bajando", aseguró el experto.

El desplome del petróleo está causando estragos en las economías que tienen una elevada dependencia de ese commodity y también en las compañías petroleras. En ese sentido, Tierno dijo que hoy las inversiones futuras están "prácticamente paradas porque no hay dinero para invertir en búsqueda y desarrollo".

¿Cómo le puede pegar esto a los planes de una posible explotación comercial en Uruguay? A juicio de Abreu, en caso de que la perforación sea exitosa "la cosa va a quedar ahí". Esto implica que no se siga avanzando en las inversiones necesarias para que el hallazgo esté en condiciones de producir petróleo comercialmente.

El gerente de exploración y producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, había declarado a El Observador que en caso que el pozo sea "descubridor" y confirme la presencia de hidrocarburos, se harán inmediatamente otras dos perforaciones delimitadoras para definir el volumen de la roca generadora y el volumen de petróleo y/o gas recuperable.

En caso de que el yacimiento sea comercialmente rentable, en una etapa posterior se deberán realizar entre 18 y 30 pozos adicionales dentro del bloque. La inversión en caso de que la presencia sea mayormente de crudo puede rondar los US$ 6 mil millones y US$ 20 mil millones en caso que predomine el gas.

Este período de análisis puede demandar entre tres y cuatro años, antes de iniciar la fase comercial. Con un crudo por el piso y los problemas de liquidez que están enfrentando las petroleras parece complejo que con un barril a US$ 32 se hagan apuestas millonarias para extraer estos yacimientos, no solo en Uruguay sino en otras cuencas offshore.

El peor escenario

En tanto, en una hipótesis más pesimista –que implicaría que la perforación de Total y ExxonMobil sea negativa– Abreu considera que la búsqueda de petróleo en la plataforma marítima uruguaya llegaría a su fin.

Además, de las dos compañías que prevén realizar una perforación que ronda los US$ 200 millones, hay otras petroleras de renombre que tienen adjudicados otros bloques en la plataforma offshore. De hecho, en un intento por mostrar "flexibilidad" ante el contexto deprimido de los precios, el Ejecutivo aprobó un decreto el año pasado para extender el plazo de exploración y postergar por 18 meses el requisito de hacer necesariamente una perforación por área para mantener los contratos con ANCAP. La petrolera inglesa BP optó por no seguir adelante con el contrato y entregó en octubre sus tres bloques en la plataforma marítima. En cambio, su compatriota BG –que está a un paso de ser absorbida por Shell y que tiene tres bloques–, y los consorcios conformados por Total-ExxonMobil y el de la irlandesa Tullow Oil y la japonesa Inpex accedieron a esa prórroga.

La empresa petrolera británico-holandesa Royal Dutch Shell –que está en Uruguay– informó esta semana que espera una fuerte caída de sus beneficios netos anuales, por culpa del descenso de los precios del petróleo. En 2015, y según resultados preliminares, Shell prevé unos beneficios después de impuestos de US$ 2.000 millones, en comparación con beneficios netos en 2014 de US$ 15.000 millones, más de siete veces superiores. Shell está suprimiendo miles de empleos, vendiendo miles de millones de dólares en activos y retirándose de proyectos por los precios del petróleo –en el eje de los US$ 30 barril, cuando valía US$ 100 a mediados de 2014–.

Por su parte, los resultados del gigante petrolero francés Total bajaron más de 20% en 2015, declaró su presidente, Patrick Pouyanné. "Los resultados de Total resisten, porque no sólo estamos en la producción de petróleo, sino también en la transformación, el refinado, la distribución. Estamos en toda la cadena", dijo Pouyanné a la radio francesa Europe 1. "Pero al mismo tiempo, nuestros resultados bajan. Bajarán algo más de 20% este año (2015), cuando los precios del petróleo bajaron 50%", explicó.

Frente a la caída de los precios del crudo, iniciada a mediados de 2014, Total amplió su política de reducción de costos e inversiones.

El grupo petrolero y de gas prevé invertir unos US$ 20 mil millones en 2016 y entre US$ 17 mil millones y US$ 19 mil millones a partir de 2017, frente a unos US$ 24 mil millones en 2015. También prevé disminuir en 2.000 su número de efectivos, de un total de 100 mil trabajadores, congelando las contrataciones.

Por otro lado, la agencia calificadora Moody's colocó a decenas de compañías de gas y petróleo en revisión para una rebaja de calificación y advirtió de un "riesgo sustancial" por una lenta recuperación de los precios del crudo, que sumaría presión sobre firmas ya golpeadas por una caída del 75% en los precios desde junio de 2014. La agencia de calificación dijo ayer que era probable que concluyera la revisión hacia fines del primer trimestre, lo que incluiría rebajas de categoría múltiples para algunas empresas, particularmente en América del Norte. Moody's también colocó a 55 firmas mineras en revisión para una rebaja debido a la caída del precio de las materias primas. Una rebaja de la calificación encarece el acceso al crédito para las compañías.

Moody's también recortó sus pronósticos sobre el precio del petróleo. En 2016, espera que el crudo referencial Brent y el West Texas Intermediate (WTI), el referencial de América del Norte, se ubiquen en un promedio de US$ 33 por barril.

Esto marca un recorte de US$ 10 por barril para el Brent con respecto a su pronóstico previo y una reducción de US$ 7 por barril para el WTI. Se espera que ambos contratos aumenten en US$ 5 por barril en promedio en 2017 y en 2018. La amplia revisión global incluye a todas las principales regiones y abarca desde compañías importantes internacionales de gas y petróleo como Royal Dutch Shell y la francesa Total a 69 firmas estadounidenses de exploración y producción, además de empresas de servicios. Sin embargo, no incluye a las dos principales compañías petroleras estadounidenses, ExxonMobil y Chevron. "Vemos un riesgo sustancial de que los precios se recuperen más lentamente a mediano plazo de lo que muchas compañías esperan, así como un riesgo de que los precios puedan caer más", alertó Moody's.

En la región sufren el cimbronazo

Una baja más aguda de los precios del petróleo ha puesto a varios países de Sudamérica en la difícil posición de vender su crudo por menos de lo que les cuesta producirlo, según operadores y fuentes de tres compañías en Colombia y Venezuela. Hasta ahora los crudos más perjudicados son los que se mezclan con nafta y otros diluyentes, pero si sigue el derrumbe de los precios, que han dado pocas muestras de que vayan a recuperarse pronto, otros tipos pueden también verse comprometidos, dijeron las fuentes. Algunas de las mezclas más conocidas de Sudamérica, que normalmente se negocian con descuentos significativos frente al referencial Brent, se están convirtiendo en "petróleo negativo" en medio de una exceso de oferta, según una de las fuentes. Entre las variedades afectadas en Sudamérica está el Petróleo Diluido (DCO) de Venezuela, que se vende a unos US$ 15 por barril; y el de Vasconia, el producto más negociado de Colombia, que al contado se ofrece a menos de US$ 21 por barril.

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