EL PRECARIO REBOTE

Un fracker en North Dakota

José Rafael Revenga                                                              Enero 25, 2015

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La muerte del monarca de Arabia Saudí, el rey Abdullah bin Abdulaziz, a sus 90 años, no causa mayor sorpresa pues estaba internado en un hospital desde hace varias semanas.

No obstante, a pesar de existir una línea sucesoral previamente definida -su medio hermano Salman bin Abduk Aziz es ahora rey- su desaparición da lugar a gigantescas incertidumbres geopolíticas y geoeconómicas.

El nuevo Rey deArabia Saudi: Salman bin Abduk Aziz

Daños colaterales

La estrategia accionada principalmente por Arabia Saudí en cuanto a mantener los niveles actuales de producción de crudo de la OPEP a pesar de contribuir a la sobreoferta y por ende, al derrumbe de los precios genera resultados imprevistos y potencialmente contraproducentes.

Las grandes corporaciones energéticas, estatales, transnacionales o hibridas, se han visto fuertemente golpeadas tanto en  su valor accionario de mercado como en sus nuevos gigantescos y costosos proyectos de extracción convencional.

O sea, el objetivo de frenar o disminuir la sobreproducción proveniente del petróleo shale (también llamado LTO por “light, tight oil” dada su alta calidad y por encontrarse aprisionado en las líneas de fractura de formaciones rocosas”)  puede lograrse, aunque más lentamente que las suposiciones iniciales, pero a la vez está dando lugar al aplazamiento de mega-proyectos lo cual eventualmente puede favorecer a la continuada penetración del shale debido a la facilidad comparativa de reiniciar la producción en sus yacimientos.

Por ejemplo, BP suprimió 300 empleos en sus operaciones en el Mar del Norte que ocupan a 4.000 personas. El reciente anuncio es solo una acción parcial de despido de miles de sus trabajadores en sus operaciones globales de petróleo y gas.

Otro caso de mayor proyección es la decisión de Schlumberger, el principal proveedor de servicios petroleros a las corporaciones, anuncio el recorte de 9.000 empleos debido a la reducción de sus operaciones al verse obligada a reducir sus ingresos en $1.000 millones en el cuarto trimestre del 2014. Las ganancias netas cayeron a $302 millones en comparación con  $1.660 millones un año antes.

ConocoPhillips, Royal Dutch Shell y Chevron anunciaron recortes en sus operaciones en el Mar del Norte y están solicitando que el gobierno británico reduzca la tasa impositiva del 80% al 30% para las actividades en el Mar del Norte dado que una tercera parte de los yacimientos en producción  tienen flujo de caja negativo.

Qatar Petroleum y Royal Dutch Shell cancelaron el 14.01 el mega-proyecto de $6,4 miles de millones para la nueva refinería Al-Karaana en la ciudad industrial de Ras Laffan  el cual estaba bajo estudio desde hace tres anos pero ahora resulta no rentable. La empresa de consultoría energética Wood McKenzie considera que más de 32 campos europeos  por desarrollar a un costo de $87 mil millones no son viables con un  precio del crudo inferior a $60/b.

Otro ejemplo de los diversos cálculos empresariales y de las magnitudes de las inversiones requeridas en el siempre cambiante tablero del negocio energético es el caso de ExxonMobil la cual adelanta -a pesar de la caída de  los precios- su proyecto de invertir $21 mil millones para exportar 15 millones de TMs anuales de gas natural licuado desde la costa del Pacifico de Canadá para clientes asiáticos. La construcción está programada para iniciarse en el 2017 y los primeros embarques serian despachados en el 2024.

Al revés, Petrolian Nasional Bhd aplazó su proyecto por más $30 mil millones para construir un centro de exportación  similar al de ExxonMobil en Canadá. Esto evidencia que diferentes agentes económicos pueden tomar decisiones contrastantes en cuanto al impacto de la evolución de los precios.

Algunos productores frackers también toman previsiones para ajustar sus gastos e inversiones. Continental Resources, el mayor operador en el campo de Bakken en Dakota del Norte recorta su presupuesto para el 2015 de $4,9 mil millones a $2,7 mil millones. A la vez, Range Resources reduce su presupuesto en 33% pero de todas maneras aumentara su producción en la región de Apalachia en un 20%.

La hipótesis operacional dominante

Es decir, la hipótesis operacional dominante debe ser: los precios bajos incidirán tanto en las decisiones y resultados de las corporaciones transnacionales como en las empresas “fracking”. Estas últimas verán una desaceleración en su crecimiento lo cual no indica una disminución de sus niveles actuales de producción.

Además, poseen la ventaja competitiva de una nueva puesta en producción al aumentar los precios mucho más veloz que la de las grandes empresas.

Por consiguiente, a un nivel de $70/b, los frackers izarán de nuevo todas sus velas e impedirán a los productores convencionales penetrar ese techo. Al aumentar los precios entra en juego un vector de fuerza en dirección negativa que volverá a descolgarlos. Esto da lugar a pensar que el subibaja se moverá, eventualmente, entre los $60 y $70/b como zona de equilibrio móvil.

La empresa de inteligencia Cowen predice que con el rango superior como promedio para el 2015, los gastos globales de la industria descenderán en un 17% para colocarse en $570 mil millones. Mientras que si el precio del barril se coloca en los $60 la reducción seria el doble.

Los pronósticos oficiales estadounidenses asumen un precio promedio para el 2015 de $55/b para el WTI. No obstante, antes de alcanzar el nivel promedio, los precios continuaran en su búsqueda de un punto de equilibrio inferior. Por ejemplo, el Bank of America estima que el piso se encontrará en $31/b a finales del primer semestre. De  no haber una perspectiva de un “rebote” significativo para el segundo semestre, las perspectivas son difíciles de imaginar.

Para el 2016, la EIA proyecta un promedio de $71/b apostando a una reducción en la operación de los taladros combinada con un crecimiento económico en los EE.UU. y en China. En todo caso, se prevé que la producción USA alcanzará un promedio de 9,3 millones b/d en el 2015 comparable con 8,7 millones b/d en el 2014 y con un estimado de 9,5 mb/d en el 2016.

El petróleo en el Foro de Davos

Uno de los más autorizados intérpretes de la dinámica energética a nivel global, Daniel Yergin, en su intervención en el Foro Económico Mundial en Davos a principios de la semana,  comento que no habrá un rebote hasta que el crecimiento de la producción desacelere a pesar de la existencia de riesgos geopolíticos en el Medio Oriente y en África:

“Hay un exceso de riesgo geopolítico pero hay un exceso aun mayor de suministro”.

Un claro ejemplo de una nación productora, miembro de la OPEP, que vela en primer lugar por sus intereses y no los del oligopolio, es el caso de Irak decidida a aumentar, tanto como le permita su capacidad instalada, su nivel de suministro. Su vocero en la reunión del Foro de Davos lo dijo con toda claridad:

"Dado los nuevos desafíos, especialmente el precio del petróleo, Irak tiene que poner su mejor empeño es incrementar la producción y exportación de su petróleo”.

Cónsono con ese criterio de desarrollo, Irak celebró un acuerdo en diciembre pasado con la Republica Autónoma de Kurdistán que le permitió incrementar su producción en 550.000 b/d lo cual lleva su total a 4 millones de b/d.

El presidente de British Petroleum, Robert Dudley, advirtió en el Foro de Davos que los precios del petróleo pueden permanecer en un nivel bajo por tres años lo cual acarrearía disminución de empleos y de las inversiones programadas.

La preocupación fue compartida por Claudio Descalzi, presidente de la italiana EniSpa, quien estima que los precios permanecerán deprimidos por unos 12 a 18 meses para después iniciar una lenta recuperación con el peligro de generar un pico de $200/b debido a las desinversiones ya en curso y al extenso periodo de cuatro a cinco años requeridos para la puesta en marcha de los proyectos de gran envergadura.

Todos apuntan a Arabia Saudí

Me es difícil entender que la solución a la cual todos apuntan es la reducción del suministro, de la oferta, por parte de la OPEP la cual en la práctica genera solo el 35% de la producción global. Cualquier acuerdo debería incluir al resto de los productores.

Es parcialmente valido el contra-argumento que la OPEP está cartelizada mientras los otros productores no lo están. Sin embargo, hay que considerar que el cartel petrolero ha perdido coherencia interna y su fuerza oligopólica se ha debilitado –Irak, Irán y Libia son actores autónomos- lo cual lleva a la conclusión operacional que todos apuntan a Arabia Saudí y a su nuevo rey.