La crisis en el mercado petrolero internacional empieza a ofrecer indicios de que no se trata de un simple contratiempo y que podría prolongarse (o aminorar, con una relativa estabilización, con precios debajo de los vigentes en el periodo anterior); de ser así, la reforma energética de Enrique Peña Nieto podría sufrir un descalabro definitivo.
Asimismo, llamamos la atención sobre una peculiaridad de la crisis en México: la aceleración de la declinación de campos productores de crudos ligeros que empieza a amagar la carga de las refinerías mexicanas es un nuevo problema que debemos ir conociendo.
Comenzaremos con algunas consideraciones generales sobre el derrumbe de los precios.
Bill Arnold, profesor de la Escuela de Negocios de la Universidad de Rice, en Texas, en entrevista realizada por la agencia Rigzone, confesó su perplejidad: “todo mundo está conmocionado” por la profundidad de la caída de los precios; ningún analista pensaba que “llegaría tan lejos, como 50 dólares por barril”. A una pregunta sobre las perspectivas, respondió: “Tenemos que ser muy cautelosos antes de aventurar algún pronóstico, no hay bolas de cristal que ayuden a realizar proyecciones de precios” (“there are not crystal balls to aid forecasting commodity prices”). Otro entrevistado, Raoul LeBlanc, director senior de IHS Energy, respondió a la misma pregunta sobre las perspectivas en los próximos 12 meses: “pueden ocurrir tantas cosas en 1 año […] Si los precios permanecen débiles y continúa la sacudida en la percepción sobre la recuperación, la producción estadunidense en 2016 podría mantenerse igual o incluso disminuir. Pero hay mucho que podría suceder, una recuperación en los precios del petróleo, la disminución de costos o mejoras en la productividad cambiaría rápidamente el cálculo de la perforación de nuevos pozos y revigorizaría su crecimiento” (“so much can happen over the course of a year […] If oil prices remain weak and confidence in future prices remains shaken, US production in 2016 could possibly flatten or even decline. But there is plenty that could happen, a recovery in oil prices, lower upstream costs and improved well productivitythat, would quickly change the calculus of drilling new wells and reinvigorate US production growth”).
Quizá algunos datos que a cuenta gotas y con contradicciones las petroleras nos permiten conocer, ayuden a acercarnos a lo que podemos esperar.
Algunos creíamos que la producción en Estados Unidos se desplomaría rápidamente. Parece que no es así. A la fecha sólo podemos conocer una disminución de los equipos de perforación en actividad.
En Estados Unidos existen tres grandes cuencas que concentran el 60 por ciento de los equipos de perforación y contribuyen con el 95 por ciento de la nueva producción aceitera: Eagle Ford y Cuenca Permian, en Texas, y la cuenca Bakken, en Dakota del Norte: en octubre del año pasado operaban, sumando las tres cuencas, 954 equipos de perforación; a fines de enero de 2015, en las mismas, han quedado cesantes 160, según el recuento mensual realizado por Baker Hughes.
La crisis golpea de manera diferencial. La disminución de la actividad es menor en Eagle Ford, la cuenca transfronteriza con México. Al principio, apenas si se hablaba de tres o cuatro equipos cesantes; para fines de enero pasado, 2 docenas de equipos, alrededor del 10 por ciento, se retiraron.
La crisis se está haciendo grave en la frontera con Canadá, la cuenca Bakken, donde un recuento de los equipos utilizando una distinta metodología concluyó que se han perdido uno de cada cuatro equipos, el 25 por ciento, y sólo quedan operando las llamadas áreas óptimas en algunos pocos condados.
La crisis exhibe la heterogeneidad de las explotaciones en lutitas. Las distintas áreas presentan un rango de precios de equilibrio muy amplio: no es novedoso que algunas, con precios de 75 dólares, alcancen lo que también llaman el “umbral crítico” y dejen de operar; son las de costos más elevados y las primeras que el mercado expulsa; pero, en otros pozos muy fértiles, a 30 dólares el barril, aún pueden resistir y su explotación continúa siendo viable comercialmente.
El Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte estima que se requiere una flota de 140-160 equipos para poder reemplazar la producción que se pierde, dada la tasa de declinación típica en esa región. La conclusión que nosotros inferimos es que la caída de la producción ya comenzó, aunque las cifras todavía no se difunden porque las empresas las mantienen como información confidencial.
Una situación similar a la de Dakota del Norte ocurre en la cuenca Permian, ubicada en la parte Oeste de Texas y una porción de Nuevo Mexico, donde los costos son los más elevados.
Como ocurre en la discusión de los temas petroleros, siempre hay una gran controversia. El último número de Oil and Gas Financial presenta proyecciones de crecimiento de algunas empresas líderes en Permian, pero aquí también sufren una caída, quizá mayor que en Bakken. Insistimos que en lutitas se requiere una perforación incesante, imparable porque es lo único que permite compensar la declinación característica de este nuevo tipo de explotación; la industria nos regatea los informes, pero muy pronto, quizá el próximo mes, estaremos publicando, en esta revista, las cifras sobre la caída de la producción en Nuevo México y el Oeste texano.
Algunos periodistas ingleses han anunciando la disminución de la producción; por ejemplo, William Harding ha escrito que la caída de pozos perforados significa reequilibrar el mercado petrolero y hay señales de que un nuevo equilibrio está en marcha (“there are signs the rebalancing is already well underway”). Otros analistas coinciden en que es remoto que se restauren los precios arriba de 100 dólares el barril y prácticamente imposible el regreso a los altos precios del gas y menos en el mercado asiático.
¿Se efectuará la licitación de las lutitas en México, mismas que desde antes de la crisis mostraban ser pobres y distintas a las texanas? Recordemos que en nuestro país, en 3 años, hemos encontrado un solo pozo con aceite en lutitas.
Ha sido una ironía que algunos proyectos que venían madurando desde hace muchos años culminaran en este periodo de crisis. Nos limitamos a reportar los cercanos a la línea fronteriza México-Estados Unidos. El 2 de diciembre de 2014 iniciaron producción dos nuevos campos en aguas profundas: Jack y Saint Malo, operados por Chevron. En el proyecto participa, entre otras empresas, Petrobras, lo que implica que ambas se verán forzadas a comercializar el aceite apenas arriba de 50 dólares el barril.
Otro nuevo campo que inició actividades en 2014 es Lucius de Anadarko, empresa que ya empezó a reportar déficits en sus resultados financieros de 2014.
Por otro lado, los proyectos de exploración empiezan a ser suspendidos. Un reporte del RigLogix del 16 de enero pasado dice: “El colapso en el precio del petróleo ha comenzado a hacer mella en la utilización y tarifa diaria de los jackup […] los contratados han caído de 32, a 19, en los últimos meses”.
Las lutitas y las aguas profundas son las cartas más fuertes en la reforma energética de Peña, las áreas de las que se espera aumentos importantes de producción.
Conoco Phillips, anunció recortes del 20 por ciento para 2015.
La Royal Dutch Shell también ha realizado un recorte de sus inversiones de 15 mil millones de dólares, pero el dato más significativo es que la suspensión de los proyectos es para los siguientes 3 años.
Chevron las ha reducido en 13 por ciento, que equivale a poco más de 5 mil millones y disminuido el 23 por ciento de los puestos de trabajo en Pensilvania, entidad donde se extiende la mayor parte de la cuenca Marcellus, la principal de gas en lutitas en Estados Unidos.
Statoil, de Noruega, ha suspendido sus pozos de exploración en el Mar de Barents, en el Ártico, y anuncia que concentrará sus actividades en recursos cercanos a plataformas ya operando en el Mar del Norte y Mar de Noruega.
Otro caso es British Petroleum. Ya había ganado dos bloques en Indonesia, uno de ellos combinaba aguas someras y profundas. Apenas el pasado 30 de enero los devolvió argumentando que son de muy incierta comercialización.
Petrobras, ha anunciado que “reducirá la exploración al mínimo”. En ese país, igual que en México, la crisis internacional se combina con problemas internos. Un boletín petrolero dice que ahora la empresa “es la más endeudada y su rentabilidad se ha debilitado” (http://www.hidrocarburosbolivia.com/iberoamerica-mainmenu-98/brasil-mainmenu-97/70482-brasil-estatal-petrobras-reducira-exploracion-al-minimo.html ).
En fin, hasta Saudi Aramco, la gran empresa que algunos consideran culpable de inundar el mercado mundial, suspendió la exploración en las zonas de más elevado costo de aguas profundas. El propio director ejecutivo anunció, a fines de enero último, que la compañía podría renegociar algunos contratos y posponer algunos proyectos debido a la caída de los precios (http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/137020/Sources_Saudi_Aramco_Stops_Red_Sea_Deepwater_Exploration_Work#sthash.6rSemwVC.dpuf ). Cabe subrayar que el boletín señala que la compañía continúa perforando en el Golfo de Arabia, pero, “con los precios actuales”, suspende hasta nuevo aviso las actividades en el Mar Rojo, “pues es una cuenca muy compleja […] es una de las zonas marinas más caras”.
En el apresurado repaso que realizamos, encontramos que incluso las grandes petroleras especializadas en servicios anuncian despidos. Por ejemplo, Schlumberger dijo el mes pasado que recortaría 9 mil empleados, alrededor del 7 por ciento de su fuerza de trabajo total (The Texas Tribune, 16 de enero de 2015).
Lo que llamamos la peculiaridad mexicana de la crisis es que, desagregando las cifras, encontramos que la caída de nuestra producción de ligeros empieza a amenazar la carga de las refinerías. Recordemos que ninguna de las seis que tenemos puede procesar el maya, crudo pesado y amargo que, en un porcentaje del 80 por ciento se exporta a Estados Unidos.
Como se sabe, Petróleos Mexicanos (Pemex) destina la mayor parte de la extracción de aceites ligeros y dulces a las refinerías de México. Se producen básicamente en tres áreas: 1) la Región Marina Suroeste, donde tuvimos, en el pasado, campos gigantes como Abkatún, Caan y otros; 2) el Delta del Grijalva, ubicado en municipios de Tabasco como Nacajuca y Centla, con los aceites más finos del mundo, algunos de 50 grados API; y 3) en Litoral Tabasco, que es una extensión costa afuera de la anterior.
Para decirlo rápido: todos los campos hoy están en declive (con una sola excepción: los dos del proyecto Tsimin-Xux).
La situación de algunos en el Delta del Grijalva es muy grave. Por ejemplo el campo Sen, en 1 año, perdió la mitad. Aportaba casi 18 mil barriles en enero de 2014 y ahora, al comenzar febrero de 2015, sólo 9 mil barriles; otros, como Caparroso, inició 2014 con casi 18 mil, ahora sólo le exprimen 13 mil barriles.
En la Marina Suroeste estuvieron los gigantes: Abkatún producía arriba de 200 mil barriles, ahora, en plena decadencia, produce apenas 5 mil barriles; cifras similares pueden verse en Caan, que en sólo en el último año perdió otros 5 mil barriles de producción cada día.
Algunos de esos campos fueron rehabilitados en la década pasada, en otros con nuevas inversiones se descubrieron extensiones, son los casos de Ixtal, Chuc, Yaxché y algunos de Litoral, como May o Kab, ahora, insistimos, están en declive.
En conclusión, el panorama internacional es una incógnita, como dice Raoul LeBlanc, funcionario de la consultoría IHS Energy. En 1 año los precios pueden mantenerse igual o podrían subir, pero nadie espera una recuperación importante; en ese contexto, las áreas geológicas de más elevados costos están en riesgo de quedar diferidas.
En el caso de México entramos a un nuevo escenario: ahora los reportes oficiales confirman la caída de Ku-Zaap-Maloob. La continua disminución de los ingresos por exportaciones de pesados y la pérdida de ligeros anuncian dificultades para la operación de las refinerías.
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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