The unimportance of Venezuelan oil

Petróleo y gas natural: del mercado deficitario al mercado con excedentes

El cese de las sanciones en Irán y el crecimiento del shale oil y shale gas de EEUU tendrán un efecto negativo sobre la evolución de los precios petroleros y mantendrá la presión a la baja en los contratos del Atlántico para el gas natural, aún cuando la OPEP todavía tiene alguna capacidad de maniobra en caso de derrumbe por debajo de la cota de los 80 dólares por barril y aún hay variables como la inestabilidad en Libia, Irak y Venezuela que podrían afectar con incidentes repentinos el flujo de crudos.

A largo plazo el éxito del shale gas y shale oil en EEUU y otros países limitará la inversión en exploración y desarrollo de convencionales muy costosos ante el excedente que se podría visualizar entre 2020 y 2025.

No obstante, el juego no se ha paralizado por el hecho de la existencia de grandes posibilidades del shale. Proyectos que venían avanzando desde hace años están entrando en producción por inercia de su desarrollo. Arabia Saudita, por ejemplo, sigue el desarrollo de su campo Manifa aunque con algunos recortes. Este año la producción de este campo alcanzará 900.000 barriles diarios, equivalente a la producción de la formación Eagle Ford de EEUU.

Las inversiones en crudos convencionales en todo el mundo están más concentradas en mantener controlada la tasa de declive de los pozos en los yacimientos maduros que en expandir la capacidad.

China inicia su fase shale gas y luego de la participación de empresas medianas de exploración[1], ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Shell, Total y Eni se encuentran entre las grandes empresas líderes que están firmando acuerdos de exploración de recursos “shale” en China[2]. 

A pesar de la excitación, el futuro shale de China no está del todo claro. Los progresos por ahora no son los más prometedores por todos los desafíos aún por superar no solo en el ámbito ideológico sino por el modelo económico de desarrollo de la industria de los hidrocarburos en ese gigante asiático.

La mayor parte de las reservas de shale gas están 3 cuencas: Sichuan, Tarim y Yangtze (89% entre las tres del estimado de las reservas nacionales que arriba a 31 billones de metros cúbicos).

El potencial sin duda es enorme y para varios observadores China tiene las reservas de shale gas más grande del mundo con 68% más de reservas técnicamente recuperables que las que posee EEUU (EIA, 2013).

El gobierno chino hace un esfuerzo notable por expandir su producción de shale gas, pero para muchos observadores las metas propuestas resultan poco viables[3].

China no deja de diversificar fuentes de importación como una forma de no poner los huevos en la misma canasta. La diversificación es seguridad energética pero no caben dudas que cualquier descubrimiento o producción será usado para el mercado interno de ese país.

El avance de EEUU y China en recursos shale constituye la punta de lanza de otros procesos de exploración shale en África y América Latina que pueden revolucionar la configuración de la oferta de hidrocarburos[4].

En primer lugar, una de las consecuencias que se pueden observar es la generación de excedentes en un mercado ávido de hidrocarburos y sometido a la rigidez de los exportadores OPEP o las limitaciones de las reservas convencionales de los No-OPEP. Estos excedentes, catapultados por la producción shale oil global, podrían llegar al menos a 5 millones de barriles diarios para el año 2018 afectando los precios y con ello, de no llegar a otra estructura oligopólica más fuerte que la OPEP o que la complemente, afectar el futuro de muchos proyectos en cartera. Se requieren precios superiores a los 50 dólares por barril para garantizar un mínimo retorno de inversión de buena parte de los proyectos no convencionales a la tecnología actual. Mantener los precios es factible si el excedente comercializable es absorbido por la fuerza de la demanda de Asia y en caso contrario, si los líderes en producción acuerdan con la OPEP mantener los precios a un nivel razonable. Observando la naturaleza jurídica de EEUU y las necesidades tanto de este país como de China, no se espera de su parte algún acuerdo oligopólico con la OPEP. En cambio sí de Rusia y Argentina[5].

Se asume que el desarrollo del shale gas y el shale oil tardarán su tiempo porque resulta difícil replicar las condiciones de la industria norteamericana y en cierta forma es cierto[6]. Pero no se debe subestimar el hecho de que cualquier cambio favorable en términos de marco regulatorio abriría espacios para una explotación rápida de estos recursos. Un elemento clave está en el uso del GNL como recurso de comercialización en distintos escenarios y con gran provecho en términos de precios dentro del territorio asiático. A China no le deja de convenir, por ejemplo, importar gas para manejar un hub potente de gas en la región en competencia con Japón preparando el terreno para un creciente complejo de licuefacción y regasificación que permita interactuar el gas ruso, el gas de Oriente Medio y su propio gas en la región económica que podría sostener el mayor crecimiento de la demanda.

Para lograr esta meta requiere fuertes inversiones en capacidad de transporte que puede apalancar sin duda alguna dando incentivos o con recursos propios, pero hay una serie de obstáculos que no favorece en nada el desarrollo del shale gas y el shale oil en este país y es la escasez de agua en algunas de las cuencas que alojan las reservas más importantes, tal como ocurre en la cuenca de Tarim, así como la escasez de un ambiente de negocio más competitivo, una estructura legal madura cercana al paradigma liberal y la propiedad privada de la tierra.

Esto es un reclamo insistente de parte de las empresas petroleras privadas que, en cierta forma, si bien sería útil que se cumplieran muchas de estas condiciones, éstas no son necesarias para el desarrollo del shale gas y shale oil. Este tipo de exigencia es habitual en la industria petrolera privada pero la experiencia histórica ha demostrado que si hay retorno de inversión y éste está garantizado por el gobierno, las mismas compañías entran sin problema a invertir y desarrollar el recurso natural. De lo contrario, no existiría industria petrolera en países con marcos legales poco favorecedores para la misma. Lo que si afectaría y en eso si hay que hacer hincapié es en la velocidad de desarrollo que distaría mucho de la experiencia americana salvo que existiese algún tipo de incentivo o las mismas estatales chinas se hagan con la tecnología para su despliegue o desarrollen una adaptada a las condiciones geológicas de las cuencas con más potencial, tal como parece está ocurriendo y con apoyo oficial xino-americano[7].

La excitación por el éxito del shale oil y shale gas recuerda mucho la euforia por la proyección de Brasil con el pre salt y haciendo un poco de analogía se debe esperar un poco más antes de tener una visión mucho más exacta de las implicaciones del éxito norteamericano. No se debe olvidar que a efectos de largo plazo, es posible que también la expansión de la tecnología shale en países No Opep termine siendo un interregno del dominio del crudo de Oriente Medio de no presentarse otro tipo de tecnología emergente que diluya la demanda de hidrocarburos entre otras fuentes y haga más inteligente la gestión de la misma ante el consumidor final.

Se corre el riesgo incluso de que los inversores malinterpreten el impacto de esta nueva tendencia y reduzcan sus previsiones de inversión en el corto plazo generando un recorte del ritmo de crecimiento de la producción.

La Agencia Internacional de Energía asume que China y Rusia no tendrán el mismo éxito que EEUU en shale oil y la expansión de la producción del crudo light de este tipo tan solo llegará a 1,5 millones de barriles diarios. En cierta forma, podría considerarse una estimación conservadora pero que hay que tomar en cuenta.

Por otro lado, para el año 2014, la mayor preocupación para la OPEP no es el shale gas de EEUU, ni siquiera una caída de la demanda por la desaceleración de la economía china, sino la entrada de más barriles a bajo coste de sus propios miembros.

El acuerdo con Irán podría incrementar su producción en 1 millón de barriles diarios en cuestión de meses. Irak, si logra controlar la ofensiva de ISIS y Al Qaeda, podría incrementar su producción en 500.000 barriles diarios más para el primer semestre de 2014 rumbo a los planificados 6 millones de barriles diarios en 2020[8]. Pasada la mala hora, ambos países están ansiosos por expandir su producción y someterse lo mínimo posible a las limitaciones de las cuotas OPEP. 

Desde nuestro punto de vista, hay una tendencia clara de expansión de las reservas y producción de hidrocarburos a corto, medio y largo plazo gracias a la evolución en las técnicas exploratorias y de recuperación. Solo la política rentista de los países exportadores OPEP o no OPEP y el nivel de los precios podrían ralentizar la velocidad de dicha tendencia pero la expansión de la oferta en complemento con una demanda que lentamente se irá diversificando con otras fuentes y gestionando inteligentemente dibujará un mercado con una capacidad excedente durante el resto de la primera mitad del siglo XXI.

Por ello, la OPEP espera y observa el impacto de cada una de estas variables mientras lidia con la poca disciplina de sus miembros desde Arabia Saudita hasta Irán o Irak. Una sobreoferta americana que sea tomada como señal por el mercado real y los especuladores financieros del mercado petrolero, encontrará a una OPEP desconcertada con miembros ansiosos por recuperar el espacio vacío (Irán, Libia, Irak) que ahora ocupa Arabia Saudita con su capacidad expansiva (reforzada por su apuesta por las renovables), o por relanzar su producción para salvar sus finanzas públicas como pasa con Venezuela o la misma Irán. Disciplinarse dentro del cartel será difícil para muchos de sus miembros. 

Sin precios superiores a los 80 dólares por barril (algunos hablan de 100 dólares por barril), muchos de los proyectos de producción no convencional no tendrían sentido. Ni a la OPEP ni a los No-OPEP le conviene precios por debajo de los 100 dólares por barril. En tal sentido, en caso de un descenso notable de las cotizaciones podríamos ver un esfuerzo notable de sinergia para mantener los precios, incluso de mayor alcance al observado a finales de la década de los 90 cuando los precios se derrumbaron. Curiosamente, no se espera que en la misma participen los Estados Unidos por legislación doméstica, pero es probable que otros países productores No-OPEP terminen sumado al esfuerzo llegado el momento.

En el ámbito del gas natural en este momento se están cerrando las largas negociaciones iniciadas hace 10 años entre CNPC y Gazprom para el suministro de gas ruso al mercado energético chino.

Este acuerdo permitirá la venta por parte de Gazprom de 13.000 millones de BTU al mercado del este chino a un precio de 10-11US$/Btu en la frontera china.

China ha negociado duramente para no pagar más de 9US$/Btu que es lo que paga por el gas de Turkmenistan y partiendo de la idea de que el gas transportado por gasoducto no debería ser más caro que el GNL. No obstante, en los últimos meses, los precios del GNL han subido y eso ha facilitado la posición negociadora de Gazprom.

Para Gazprom resulta importante garantizar una masiva inversión en un nuevo sistema de gasoducto que vincule sus nuevos campos de gas en Siberia Oriental a la terminal de licuefacción de Vladivostok planificada para exportar GNL a varios clientes en Asia. El acuerdo con China intenta levantar financiación para parte de este proyecto.

Gazprom calcula el precio para China restando del precio comparado para GNL en Asia, actualmente entre 16 US$ y 17US$ por millón de Btu, el coste de transporte al terminal de regasificación del país importador y el coste de licuefacción y transporte a la frontera china.

La formula de acuerdo se espera que esté basada en el precio de referencia de los productos petroleros en Asia.

Los chinos por su parte se apoyan en que no necesitan tanto el gas ruso como lo necesitaban en su momento como ocurría 10 años antes al comienzo de las negociaciones. De hecho, China ha construido conexiones de gasoductos alternativas con Asia Central y Myanmar. Los terminales de GNL están en proceso de construcción y cuando estén listos podrán recibir más gas de Qatar, Australia e incluso de la misma Rusia.

Como casi siempre, el tiempo siempre está del lado de los chinos. Aún así los chinos no se pueden dar el lujo de despreciar a los rusos. El país enfrenta un fuerte déficit de gas en el futuro, especialmente por el impacto de los planes de recorte de emisión de dióxido de carbono en las ciudades del este chino. Las plantas poco eficientes que funcionan con carbón seguirán activas en el oeste más no en el desarrollado e industrial este. Basta con ver el cielo de Beijing y se entenderán las razones.

Rusia, por su parte, ha decidido dar prioridad a su ruta oriental y darle salida a la producción de los campos de gas natural de Siberia occidental. Eso le acerca a la posición China sobre todo porque el gigante asiático buscará emular el éxito de los EEUU en cuanto a shale gas. Eso despierta los temores de Gazprom y China lo sabe aprovechar.

Esta realidad también ha terminado afectando los escenarios de Gazprom en Europa, su mercado tradicional y con mayor capacidad de compra. Gazprom ha estado bajo investigación por monopolio y su proyecto de gasoducto South Stream ha sido cuestionado por la Comisión Europea.

El gobierno ruso, por su parte, tiene entre sus estrategias incrementar su presencia e influencia en el mercado global de gas a través del desarrollo de sus reservas en Siberia. Para lograrlo ha decidido quebrar el monopolio de Gazprom. Recientemente, ha entrado en vigencia una legislación que permite tanto a Rosneft (la estatal petrolera) y Novatek, la empresa de gas privada más grande de Rusia, competir con Gazprom en el sector de producción y exportación de gas. Estas empresas también están negociando con China otros proyectos de venta de gas natural.

CNPC es igualmente un inversor en otros proyectos de gas fuera de territorio chino como, por ejemplo, los campos de gas en Turkmenistan y la asociación de Novatek con Total en la península de Yamal de Rusia el cual sigue adelante. Eso significa que CNPC obtiene beneficios de la venta de gas fuera de China y beneficiándose de asociaciones en Rusia o con empresas rusas.

Ambas situaciones llevan a la elevada posibilidad de que ambas empresas lleguen a un acuerdo en el que Gazprom y otras empresas rusas terminen suministrando gas a través del sistema de gasoductos conocidos como Energía de Siberia (Power of Siberia), el cual conectará Kovyktinskoye y Chikanskoye, nuevos campos de gas natural no muy lejos de Irkutsk y Chayandinskoye, un campo al norte del lago Baikal, transportando el gas al sureste y luego a la frontera china hasta llegar a Vladivostok. 

 

Cuencas sedimentarias rusas

Este sistema se comunica con Sakhalin, la isla del norte de Japón dónde Gazprom y Rosneft están produciendo gas y varios encargos a China están planeados.

Si Gazprom no llega a un acuerdo y en ese sentido CNPC tiene el sartén por el mango, Gazprom se verá expuesta a un serio riesgo no solo por la competencia en casa sino por un potencial colapso de la demanda europea ante cualquier circunstancia o cambio de reglas de juego por parte de Bruselas, algo que aparentemente no ocurrirá, pero que puede aparecer en la agenda en cualquier instante ante los cambios que el shale gas, el crecimiento de los proyectos de GNL y su impacto sobre menores precios en la cuenca del Atlántico o China puede inducir a muchas empresas y gobiernos europeos a repensar los contratos de gas a futuro. Para Gazprom entrar en China es un objetivo que debe lograr ahora o nunca.

 

La oferta de hidrocarburos destinada a crecer

 

El éxito en EEUU ha obligado a Rusia a considerar el potencial de sus propios recursos en shale oil y shale gas.

La Energy Information Administration estima las reservas recuperables de shale oil de Rusia en 75.000 millones de barriles así como 8 billones de metros cúbicos de shale gas. Solo para comparar, EEUU tiene 58.000 millones de barriles de reservas recuperables de shale oil y 18,9 billones de metros cúbicos de reservas recuperables de shale gas.

La parte del león de las reservas de shale oil está en la formación Bazhenov, una formación geológica ubicada en Siberia. Algunas estimaciones indican que posee cerca de 100.000 millones de barriles de petróleo en reservas recuperables, cinco veces más que el famoso campo Bakken de Dakota Norte, una de las estrellas del boom petrolero americano.

Para el Kremlin, tan celoso de su geopolítica de los hidrocarburos, mantener la producción petrolera es vital y acudir a estas potenciales reservas podría ser la solución al declive de sus reservas de hidrocarburos convencionales.

La mayor parte de las compañías energéticas rusas, especialmente Rosneft, Gazprom y Lukoil están ya explorando el área y están en búsqueda de socios para lograr el levantamiento de datos sísmicos que confirmen las estimaciones.

Durante 2013, Rosfneft y ExxonMobil se asociaron para evaluar el potencial comercial de los bloques que estuvieron bajo antiguas licencias y que fueron abandonados en la región de Bazhenov.

A diferencia de Europa, en Rusia hay un tejido industrial petrolero que facilita la explotación de este tipo de recursos que solo espera por la tecnología adecuada. Adicionalmente, la presión de los grupos medioambientales es relativamente inocua para el gobierno ruso puesto que la industria de los hidrocarburos es aceptada como una de especial vitalidad por las regiones con grandes reservas y con amplio historial de explotación.

Aún así, no solo se necesitan la tecnología que puede desembarcar de mano de los socios adecuados, sino también una inversión adicional en vías y ferrocarriles que las empresas rusas y el gobierno están dispuestos a sufragar.

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[1] Weir, es una de las empresas que ha avanzado al respecto.

[2]  Para las compañías que suministran servicios en los sectores de producción de petróleo y gas (perforación, gestión del agua usada para el fracking), los beneficios son enormes. Se benefician Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Weatherford y están expandiendo su presencia en China y otros países con reservas no convencionales.

[3] El gobierno chino ha fijado una meta de producción de 6.500 millones de metros cúbicos de shale gas para el año 2015 y 60.000-100.000 millones de metros cúbicos para el año 2020.  A la luz de los actuales avances  en descubrimiento y desarrollo parece una meta poco viable. Actualmente produce 107.000 millones de metros cúbicos de gas convencional y consume 144.000 millones de metros cúbicos. No obstante, China ha dado muestras de superar las previsiones en el campo energético y no se debe subestimar un incremento en la producción.

[4] Estados Unidos, China, Argentina y Rusia son los que encabezan esta lista como los mayores poseedores de reservas de hidrocarburos no convencionales. De acuerdo a la EIA, Polonia tiene reservas potenciales de 5.300 billones de metros cúbicos, la reserva más grande de Europa. Otros países han respondido de diferentes formas y no activamente como Polonia. Bulgaria la ha prohibido y Rumanía ha levantado una moratoria. Ucrania y Lituania también se preparan para explorar más y ayudar a prescindir del poder energético ruso.

[5] En la medida que los precios caen en shale oil, tal como ha venido pasando con el shale gas, la situación desmejora para las petroleras líderes en shale oil. Chesapeake Energy y Encana, por ejemplo, se han visto forzados a vender activos y recortar gastos. A estas petroleras les ha ido bien por encima de los 100 dólares por barril pero descender hasta niveles de 80 dólares por barril comienzan a presentar dificultades.

[6] La feliz combinación de circunstancias favorables como las que observamos en EEUU para el shale gas y shale oil no se repiten en Europa Central y Europa Oriental. Infraestructura de gas y petróleo, datos geológicos confiables y consolidados sobre las estructuras de potenciales yacimientos que en gran parte ha sido facilitado en el caso americano a la perforación por décadas en búsqueda de crudos convencionales, una regulación favorable que permita a los poseedores de tierra ser bien compensados por el uso de las mismas. Si bien no son condiciones que no se puedan superar en el plazo de 5 años, si ralentiza la puesta en marcha de los proyectos si no hay voluntad político-institucional y económico-empresarial asociada a una fuerte apertura a las inversiones extranjeras. La ventaja en el caso de Europa Central y Oriental es que cada proyecto shale gas compite exitosamente por contratos que tendrán un buen retorno de inversión aún cuando los precios del gas en el mismo estén a 1 o 2 US$ por Btu debajo de lo que Rusia cobra por su gas a los importadores de la UE, siendo este uno de los precios de gas más costoso a escala global. Ya eso es un buen incentivo.

[7] Uno de los argumentos que más se repite en la prensa especializada petrolera, en el discurso corporativo petrolero privado de que la experiencia americana no es replicable en aquellos países que no tenga un tejido petrolero competitivo, con propiedad privada de la tierra y fuerte capacidad innovadora. En cierta forma es así pero no es determinante. Si en este momento, por ejemplo, en Castilla y León, España, se autoriza la explotación de recursos no convencionales y se permite la entrada de capital extranjero con garantías de retorno de inversión o Repsol, se dedica a explotarlo con beneficio: esos recursos naturales salen al mercado. No se necesita un tejido empresarial inmenso o innovador autóctono para explotar shale gas o shale oil. Esa capacidad se puede importar o contratar si las barreras caen y permiten un retorno de inversión. Esas mismas empresas americanas saltarían el charco a explotar Castilla y León en asociación con las españolas (siguiendo con este ejemplo válido para cualquier país). Tal vez el discurso de que no es replicable a la misma velocidad justifica dos realidades: 1) las empresas privadas siempre presionarán por mejores condiciones, es su deber y lo harán porque no está de más presionar al regulador, aún así, las empresas entran a invertir en cualquier entorno apenas sacan cuentas positivas en cuanto a retorno y seguridad jurídica, si las dejan claro y 2) acceder a determinados países depende de las campeonas petroleras nacionales o bien estatales o bien privadas. Las condiciones que éstas y el regulador impongan son claves para poder explotar el recurso natural. En tal sentido, explotar el shale si es factible, pero no necesariamente se tiene que replicar con exactitud las condiciones de desarrollo de EEUU. Lo que si condiciona, sin duda son los impactos en los acuíferos y el uso del agua. Hay entornos mucho más sensibles y eso si hay que tomarlo en cuenta en aras de generaciones futuras. En este momento, países como Polonia están en la primera fase de la curva de aprendizaje en shale gas y shale oil con la colaboración de ExxonMobil, Talisman y Marathon.

[8] Petrochina, el productor de petróleo y gas más grande de China, ha acordado comprar 25% de participación en el campo petrolero iraquí West Qurna 1 (50 Km al noroeste de Basra), de ExxonMobil en un acuerdo que consolida el dominio de la presencia petrolera china en el sector iraquí petrolero. Exxon también venderá 10% de dicho campo a Pertamina (Indonesia), llevando su participación total en West Qurna de 60% a 25%. Shell mantiene invariable su participación de 15%. Las compañías chinas están dejando su huella en Irak. CNPC y su filial Petrochina está desarrollando el gran campo de Rumaila cerca de West Qurna en sociedad con BP y entidades iraquíes, así como los campos de Halfaya y Ahdab.