jueves, 31 de diciembre de 2009

Situación Actual y Perspectivas del Mercado Petrolero Mundial

Las bases estructurales de las expectativas

Carlos Mendoza Pottellá
2009


New York (Fortune) – Ask a group of oil analysts about the recent surge in crude costs and here’s the consensus answer you’ll get: Prices have run up too fast and they aren’t supported by the fundamentals.



Ask them about where prices will be two years from now, however, and the majority will offer this prediction: A lot higher.
Peak Oil News, 17 de junio de 2009

Las frases transcritas arriba expresan, fidedignamente, no sólo el consenso de las fuentes que se consultan sobre las expectativas del mercado petrolero, sino también la preocupación generalizada ante la posibilidad de que, en el corto plazo, se pueda producir una corrección en una tendencia alcista no fundamentada en la realidad actual del balance demanda - oferta. Pero también es muy clara la percepción generalizada de que en el mediano plazo los precios alcanzarán cimas inusitadas.

El acelerado incremento de los precios del petróleo que se produjo partir del 2000 y que los llevó a superar, a mediados de 2008, el máximo precio real histórico de 1980, se fundamentó inicialmente en el estrecho balance entre oferta y demanda y las expectativas negativas de la evolución de ese equilibrio, que fueron, a su vez, las consecuencias de dos décadas de bajísimos precios reales, desinversión neta y estancamiento de la incorporación de nuevas reservas probadas de petróleo a nivel global. Posteriormente, esa tendencia recibió un impulso desbocado por la especulación que la colocó en la cumbre señalada.
Esa evolución puso en boga, también, las viejas predicciones sobre el inicio de la etapa de declinación irreversible de los recursos petroleros mundiales. El llamado “Peak Oil”, el pico de la curva parabólica que describe la vida de las reservas petroleras a partir del cual se iniciará la rama descendente de la existencia de los hidrocarburos, fue teorizado en los años 50 por el geólogo estadounidense Marion King Hubbert, y se ha convertido en un tema de múltiples interpretaciones y discusiones permanentes en los diversos centros de análisis e intereses económicos, energéticos, petroleros y sobre todo, geopolíticos.
La predicción de Hubbert para los 48 Estados contiguos de los Estados Unidos se comenzó a cumplir, certeramente, a partir de 1971. Recientemente, varias áreas productoras han comenzado a dar las muestras definitivas de su agotamiento: México, Mar del Norte, Indonesia, la Cuenca Occidental venezolana, etc.

Sin embargo, los adelantos tecnológicos han permitido hacer más eficiente el drenaje de los yacimientos convencionales y extender su vida productiva por la vía de aumentar el porcentaje de recobro del crudo depositado en ellos. Igualmente, esos adelantos han permitido la incorporación de crudos hasta ahora considerados “marginales” para suplir el agotamiento de los “convencionales”. Pero todo ello sólo es posible en condiciones de precios que soporten los mayores costos que esa incorporación “marginal” comporta.
El gráfico que sigue es precisamente una expresión de las discusiones sobre cuan cerca o cuan lejos está el “pico” o como sostienen algunos, “la meseta ondulada” que corona el nivel a partir del cual se iniciará el agotamiento definitivo.


Como puede observarse, existe una brecha de 40 años, entre 2010 y 2050 entre las predicciones de los pesimistas y los optimistas para el inicio de la rama descendente. Pero ya desde finales de los años 90 del siglo pasado comienzan a aparecer en el mercado y, por ende en los planes de inversión de las compañías petroleras, los crudos no convencionales, “marginales” como complementos del suministro que requiere el mercado global. Esos crudos se encontraban al margen precisamente porque los costos que implican convertirlos en el crudo liviano y dulce, fungible, según los requerimientos del mercado, sólo podrían soportarse con una estructura de precios distinta a la vigente en las décadas anteriores.

Por tanto, su entrada al mercado no es consecuencia de los altos precios que comenzaron a regir en este siglo, sino todo lo contrario: esos precios son necesarios para estimular a una oferta desfalleciente, que en un principio fue incapaz de responder a los requerimientos de una demanda alimentada por nuevos y masivos protagonistas como China e India. Este, en definitiva, es el basamento estructural de la nueva realidad de precios que emergió violentamente a partir de 2000.

Independientemente de que la volatilidad y saltos inusitados recientes de los precios tenga un alto componente de especulación y “primas de miedo”, que conducen a la formación de “burbujas” que explotan y producen auténticos deslaves en los precios, como lo sucedido a partir de agosto de 2008, el fundamento estructural es el que sostendrá un “piso” para esas cotizaciones, sustancialmente superiores a los vigentes en las décadas anteriores, como se puede ver en el cuadro de precios spot que se inserta.

Por ello puede afirmarse que, en general, la era de los precios del petróleo alineados en la cercanía de los niveles máximos históricos reales, llegó para quedarse, debido a que el mercado internacional necesita que el crudo reciba cotizaciones reales elevadas que permitan estimular el financiamiento de las inversiones que se requieren para extraer crudos más costosos, de localizaciones profundas o extremas, y mejorar los crudos pesados y extra-pesados que dominarán la oferta mundial durante los próximos años.




Desde luego, cuando se observa el gráfico de la evolución de los precios en términos reales, se puede percibir que esos máximos históricos equivalen al pico alcanzado en julio de 2008, lo cual es un indicador adicional de la magnitud del salto que deberán dar las cotizaciones actuales para establecerse en las cercanías de ese nivel.






La consideración de esta gráfica de los precios reales, conduce indefectiblemente a discutir el tema de los costos reales: De petróleos livianos y de bajo contenido de azufre, en yacimientos a profundidades inferiores a 7.000 metros, la industria ha vivido una transición a petróleos extrapesados, bituminosos, de alto contenido de azufre, en localizaciones subacuáticas y a profundidades de hasta 13.000 metros. Esa realidad es el sustrato estructural de unos precios nominales crecientes, aunque no rebasen los máximos históricos reales.

En este panorama global se inscribe también la situación de la industria petrolera venezolana, sobre la cual haremos algunas precisiones:

El petróleo venezolano en el contexto actual

Si nos concentramos en el análisis de la capacidad actual de producción petrolera en Venezuela, es pertinente afirmar que la cesta petrolera venezolana se hará cada vez más costosa, ya que la mayoría de los yacimientos de crudos convencionales se encuentran sometidos a la terapia intensiva permanente de la recuperación secundaria. y están en franco proceso de declinación, a una tasa que alcanza en algunos casos el 25% anual. Ello quiere decir que si no se realizan los crecientes gastos de mantenimiento y estimulación que requieren esos yacimientos, podrían ser declarados inexplotables, técnicamente “secos”, en cuatro años.
En Venezuela se habían perforado hasta 2006, según la edición correspondiente a ese año del Petróleo y Otros Datos Estadísticos, 46.669 pozos petroleros, de los cuales 33.388 estaban en capacidad de producir, 17.479 cerrados y 15.909 fluyentes, con una producción promedio de 204 barriles diarios por pozo. En todo el Medio Oriente no hay 12.000 pozos y el promedio de producción diaria por pozo en los cinco países ribereños del Golfo Pésico que encabezan la lista de países petroleros en cuanto a la magnitud de sus reservas, pasa de los 5.000 barriles por pozo..
En primera instancia, los crudos de la cuenca zuliana, los cuales se encuentran en el curso más acelerado de declinación y cuyos costos para mantener los niveles de producción y aumentar el recobro adicional de los mismos crecen aceleradamente. La prolongada explotación agotó ya casi todo el gas que permitía el levantamiento de las columnas de crudo por las bombas (balancines), razón por la cual depende cada día más del gas de otras regiones. Por ahora, del gas procedente de Colombia y en unos años más, cuando se complete interconexión centro occidental, ICO, por el gas procedente del sur de Anzoátegui y más adelante el de Paria y la Plataforma Deltana. Pese a las dificultades crecientes, esa explotación es todavía rentable a los precios actuales (60-70 dólares el barril) porque se trata de crudos mediano-livianos y de bajo contenido de azufre, pero sus perspectivas de duración son ya bastante limitadas. Sólo a precios mayores será sostenible el drenaje máximo posible.

Por su parte, la producción de crudos livianos que se obtiene en el norte de Monagas, cuya explotación es relativamente reciente, años 80, tiene una expectativa de duración mucho menor a la de los campos occidentales, por el menor volumen de las reservas originales y la mayor profundidad de los yacimientos, amén del ritmo creciente al cual están siendo drenados para compensar la caída de la producción en la cuenca zuliana.

Por todo ello, la Faja Petrolífera del Orinoco se constituye en la opción de continuidad a largo plazo para la explotación petrolera en el país. En ella existen ya cuatro “mejoradores” de crudo extrapesado, cuya capacidad total para generar crudos sintéticos de hasta más de 30 grados API es de 600.000 barriles por día.

Los costos de convertir un barril de petróleo pesado o extrapesado en un crudo mediano son tales que, incluidos los impuestos, promedian ya en los alrededores de 25 dólares, y eso es así tanto para las arenas bituminosas de Canadá como para el crudo que se extrae de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Las restricciones en el caso venezolano serían solamente de capacidad financiera: El último de esos mejoradores costó más de 5.000 millones de dólares; es decir que, para producir sólo 200.000 barriles diarios, hubo que invertir semejante cantidad. Pero transcurridos ya más de siete años de su instalación y considerando la inflación y el consecuente crecimiento de los costos y gastos de adquisición y puesta en operación, cada mejorador que se necesite a partir de ahora, implicará una inversión del orden de los 15.000 millones de dólares.

Los planes para cuantificar y certificar reservas en esa Faja, hasta alcanzar una meta de 236 mil millones de barriles de reservas probadas, nos dan un indicador de las magnitudes de la inversión requerida para producir esas reservas: Por ejemplo, para producir tres millones de barriles diarios adicionales en un plazo relativamente breve y considerando la utilización de la tecnología ya probada en el sitio, se requerirán, como mínimo 15 de estos mejoradores, lo cual representa una inversión aproximada de 225 mil millones de dólares. A esa tasa de producción (3.000 b/d), la duración de esas reservas parciales cuantificadas sería de más de 215 años. [236.000 Millones / (3.000 x 365)]

La anterior cifra de 225 mil millones de dólares es una estimación de costos bastante moderada, si se toma en cuenta que analistas de fuentes muy vinculadas a intereses corporativos, como el equipo de Cambridge Energy Research Associates, (CERA) consideran que el costo de los nuevos proyectos en la Faja requieren de los precios más altos entre los diferentes crudos convencionales y no convencionales para hacer factible su explotación.


 Valga la digresión, las cifras de reservas esperadas también reflejan el carácter más que futurista de la meta de certificación establecida para alcanzar en el año 2013. Si se pretendiera drenar en 50 años esa porción certificada de la Faja, habría que producir en esas áreas 12 millones de barriles diarios, lo cual requeriría una inversión del orden del billón de dólares. Ello sin mencionar que esos 236 mil millones de barriles constituyen aproximadamente la quinta parte del petróleo originalmente en sitio (POES) que se ha calculado (hasta ahora) que está depositado en esa región, un billón doscientos mil millones de barriles.

Estas magnitudes tienen también un significado geopolítico con implicaciones de alta sensibilidad para nuestro país y su posicionamiento en el mundo. De ello han estado conscientes siempre los planificadores de los destinos universales en diversos centros de poder. (El plan Cahla Norte, de la dictadura militar brasileña durante los años 70, que proponía la “toma” por Brasil -en ejercicio de su pretendida condición de subimperialismo- de todo el sur de Venezuela para garantizar la explotación de la Faja, es un claro ejemplo de ello).

Hay que tomar en cuenta, además, que planificar producción petrolera para más de cinco décadas puede resultar un ejercicio de exagerada fantasía, si se consideran todo los factores que confluyen hacia una necesaria sustitución de los combustibles de origen fósil por alternativas menos destructivas y, en primer lugar, por el incremento de la eficiencia del consumo energético en general.



Actualmente, en el mundo existen suficientes reservas de crudo directamente explotables para cubrir la demanda, pero, tal como se constata al revisar los pronósticos OPEP de abril de 2008, para el año 2030 se requerirá un suministro adicional de casi 30 millones de barriles diarios.



Por lo pronto, en el corto y mediano plazo, y más allá del fenómeno especulativo, lo cierto es que los costos reales de los combustibles derivados de los hidrocarburos seguirán siendo crecientes.

Ello, independientemente de que, por la propia crisis financieras, los costos de algunos insumos de la inversión, como el acero y otros materiales de construcción, se hayan reducido drásticamente.

Si se materializara un escenario de precios petroleros sostenidos en un rango de 50 a 60 dólares por barril para el crudo WTI, podría presentarse un grave problema global de suministro, porque, sencillamente, no se realizarán las inversiones necesarias para mantener la oferta en el nivel actual de la demanda, si se considera que puede haber un estancamiento, producido por el balance entre la disminución de ese factor en los países desarrollados y su crecimiento en los emergentes..

Con los señalados límites inferiores de precios, el horizonte de producción del petróleo venezolano (convencional y extrapesado) es muy amplio, hasta tanto no se produzca una sustitución total del petróleo por fuentes alternativas de energía. Vale decir entonces que el petróleo venezolano durará más que la era de los hidrocarburos como combustibles para la generación de energía.

El fin de esta era ha sido predicho muchas veces, fallidamente, desde hace más de 40 años. Sin embargo, no podemos confiar en que siempre será así, aunque ello no sea visible a corto plazo. Los largos plazos comienzan hoy y no podemos esperar estar colocados al borde del precipicio para actuar, vale decir, para comenzar el camino de la eternamente pospuesta “siembra petrolera”, aquella que nos permita independizarnos de su renta y de sus condicionamientos externos.

CMP/Versión preliminar: 22 de julio de 2009

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