Lunes  25 de Junio de 2018

Los productores de petróleo frente al dilema de energía limpia

Los inversores no sólo enfrentan la suba de costos y la disputa por los precios, sino que discuten la viabilidad de las empresas a largo plazo junto a la reconversión a renovables

Los productores de petróleo frente al dilema de energía limpia
Cuando el mes pasado un inversor frustrado le preguntó al CEO Ben van Beurden si, "con una mano en el corazón", a Royal Dutch Shell le preocupaba más 'la sostenibilidad de la empresa o la sostenibilidad del planeta', éste reconoció que el cambio climático será 'el mayor desafío' que enfrentará la industria petrolera en los próximos años.

A continuación añadió que los beneficios que ofrece la energía a millones de personas de todo el mundo son "con frecuencia una cuestión de vida o muerte". Pudo haber estado hablando de su propia industria, que acaba de salir de una recesión brutal y que -según algunos- enfrenta un dilema aún mayor: decidir si invierte en petróleo en un momento en que las preocupaciones ambientales podrían registrar un pico de demanda ya en la década de 2020.

Se trata de un asunto que domina la industria energética y determinará el aspecto que tendrán las grandes petroleras -incluidas Shell y BP- en el futuro. A causa de la presión ejercida por los inversores y la necesidad de poner freno a los costos después de que el precio del petróleo se redujera a la mitad en 2014, la industria abandonó en gran medida las nuevas inversiones en forma de megaproyectos -desde la exploración del Ártico hasta las arenas bituminosas de Canadá- que antes eran su fuerte.

Según la consultora noruega Rystad Energy, en la segunda mitad de la década actual, se prevé que los gastos de capital totales de los grandes grupos de petróleo y gas se reduzcan en casi un 50% hasta u$s 443.500 milloness, frente a los u$s 875.100 millones entre 2010 y 2015. Aunque parcialmente contrarrestada por una caída en los costos de desarrollo de los yacimientos petrolíferos, la caída también coincide con que los grandes grupos invierten más capital en proyectos de más corto plazo -que se amortizan rápidamente- así como en energía renovable. Los movimientos se producen en medio del temor a que los vehículos eléctricos representen una gran amenaza para la supremacía del petróleo.

En consonancia con lo anterior, van Beurden le dijo a los inversores el mes pasado que Shell ya no es un grupo de petróleo y gas, sino que es una 'compañía de transición energética', un guiño a su cambio hacia un sistema energético bajo en carbono.

Se trata de una afirmación que hubiera sido impensable hace apenas unos años. Pero los persistentes recortes de gastos y las crecientes preocupaciones relacionadas con el clima dejaron a muchos en el sector preocupados por que la industria esté cometiendo errores de cálculo. Temen que esté dando la espalda a muchos grandes proyectos de petróleo y gas antes de que los aumentos de eficiencia, las energías renovables, los autos eléctricos y las iniciativas para conservar los combustibles fósiles logren poner un tope al consumo. El resultado podría ser un déficit de suministro y un aumento de los precios, lo que supondría un problema para la economía mundial.

"No es prudente mostrarse arrogante respecto de la falta de inversiones", afirma Stewart Glickman, analista de energía de CFRA. "La caída de los últimos cuatro años a la larga repercutirá en los precios del crudo".

Glickman añade que, si bien las inversiones en shale estadounidense crecieron a medida que las empresas buscan proyectos de ciclo corto, los cuellos de botella y la pérdida de calidad de las reservas implican que con esto solo quizá no se logre cubrir el déficit. "Asumir alegremente que porque [la industria del shale estadounidense] logró generar suficiente producción hasta el momento podremos seguir haciéndolo es arriesgado", afirma el analista.

Recortes de inversiones:

1- Mad Dog 2 (rediseñado)

Empresa: BP

Ubicación: Golfo de México,

Estados Unidos

Si bien inicialmente se preveía que el proyecto iniciara la producción de petróleo antes de 2020, hace cinco años se paralizó, dado que las previsiones de costos se dispararon a más de u$s 20.000 millones. BP volvió al ruedo con un nuevo plan que confía en que pondrá un tope de u$s 9.000 millones a los costos, con una producción de 140.000 barriles diarios que empezarán generarse a fines de 2021.

Las estimaciones del momento en que la demanda de petróleo alcanzará su punto máximo varían enormemente. Algunos expertos sostienen que podría suceder ya en 2023; otros lo postergan para 2070. Según los críticos, esa falta de consenso conlleva el peligro de que los grupos petroleros estén siendo obligados -en contra de sus instintos- a descartar inversiones complejas a largo plazo justo cuando la demanda de petróleo se acerca a los 100 millones de barriles diarios a medida que las economías emergentes de Asia y África se expanden.

"Hay mucha incertidumbre", señala Andrew Gould, ex presidente y CEO de la compañía de servicios petroleros Schlumberger. "Cada vez cuesta más conseguir que los directorios aprueben proyectos con una vida de 20 a 25 años".

La deflación de costos permitió la aprobación de varios proyectos, como Mad Dog 2, el proyecto de BP en aguas profundas de Estados Unidos, mientras que otros siguen frenados o sufrieron recortes. Dichos proyectos habrían proporcionado un colchón básico de suministros para amortiguar cualquier escasez futura del mercado o demanda adicional. De no contarse con ese suministro, algunos temen una reacción violenta por parte de los países consumidores a medida que aumentan los precios del petróleo.

Los funcionarios de India, país que encabezará el crecimiento de la demanda de petróleo en los próximos años, ya se pusieron nerviosos después de que el precio tocara los u$s 80 por barril a principios de este año, mientras que los gobiernos de la eurozona se verán sometidos a presiones si los precios en surtidor aumentan.

2-Bonga Southwest (demorado)

Empresa: Shell

Ubicación: Nigeria

El plan de Shell para desarrollar su yacimiento petrolífero Bonga en aguas profundas frente a las costas de Nigeria sufrió varias interrupciones desde 2015. Tras haber comenzado a extraer crudo en 2005, se espera que la ampliación de u$s 12.000 millones de Bonga logre aumentar la producción a 175.000 barriles diarios, pero el futuro de la empresa ahora depende de la reducción de costos.

Los inversores están impulsando este cambio. Las principales sociedades gestoras de activos y fondos de pensiones están cada vez más preocupadas por el posible impacto financiero del calentamiento global y las políticas para limitarlo.

Legal & General Investment Management, uno de los mayores propietarios de acciones de BP y Shell a través de los fondos de pensiones del Reino Unido que administra, fue el primero en pedirles que se centren menos en los riesgos de los movimientos de precios a corto plazo, y se preparen para administrar una industria en decadencia.

Nick Stansbury, que encabeza la estrategia de L&G en los mercados de energía y commodities, afirma que el argumento es que, aunque es imposible predecir exactamente cuándo alcanzará su punto máximo la demanda de petróleo, ahora están convencidos de que está llegando el momento. Según L&G, los vehículos eléctricos, la reacción contra los plásticos y el aumento de los combustibles alternativos amenazan con limitar la demanda de petróleo.

Por lo tanto, los grupos petroleros deberían evitar los proyectos que tarden 10 o más años en ser rentables, lo que solía ser el estándar de la industria. En cambio, deberían centrarse en maximizar el rendimiento para los accionistas, incluso la eventual devolución de capital, en lugar de intentar transformarse en empresas de energías renovables en las que carecen de experiencia.

"No estamos en la escuela de pensamiento que afirma que el pico de petróleo llega en 2021 o que no hay necesidad de invertir en ningún proyecto petrolero nuevo", afirma Stansbury. "Pero lo que queremos es que se comprometan a hacer...es convertirse en los motores de liquidez que financien la transición energética".

Según el ejecutivo, una estrategia así conlleva riesgos para el resto del mundo en forma de precios de petróleo volátiles, pero los fondos que invierten el dinero de otras personas en compañías de energía deben permanecer enfocados en riesgos a más largo plazo.

Es parte de un debate más amplio. Los inversores con frecuencia consideraban que los programas de gastos de las grandes petroleras derrochaban demasiado cuando el petróleo superaba los u$s 100 dólares el barril, por lo cual no daban resultados económicos favorables. La caída del precio del petróleo en 2014 los obligó a revisar su estrategia de inversión.

Brian Gilvary, director financiero de BP, insiste en que no es solo el miedo de los inversores al pico de demanda lo que llevó a que la empresa se aleje de los proyectos de petróleo y gas a más largo plazo. Tras el desplome de los precios en 2014, desencadenado en parte por el aumento del shale estadounidense y el consiguiente exceso de oferta, Gilvary sostiene que es sensato que empresas como BP se centren en los proyectos más rápidos y baratos.

3- Rosebank (demorado)

Empresa: Chevron

Ubicación: Mar del Norte,

Reino Unido

El yacimiento Rosebank fue descubierto en 2004 justo frente a la costa occidental de Shetland. Chevron estaba examinando la factibilidad de desarrollar un proyecto de u$s 10.000 millones poco antes de que se desplomara el precio del petróleo.

En 2016 canceló un pedido de u$s 1.800 millones para que una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) prestara servicios al yacimiento. Chevron dijo que siguen considerando el proyecto y que están trabajando en su diseño y economía.

Por ahora la estrategia parece funcionar. Según Wood Mackenzie, una consultora petrolera, se espera que el crecimiento de la producción entre las principales petroleras aumente, en promedio, aproximadamente un 3,5% anual entre 2017 y 2020.

Luego de una caída de más del 40% a nivel mundial durante el período 2014-2016, la perforación convencional on shore repuntó 17%, afirma Rystad Enery. En los yacimientos estadounidenses de esquisto, la perforación se contrajo un 55% durante el mismo período, pero aumentó un 65% desde 2016, lo que refleja el alto nivel de aceptación de los proyectos de ciclo corto. ExxonMobil, que tardó más en abordar los riesgos climáticos que sus pares, dijo que todavía harían falta inversiones de miles de millones de dólares en nuevas producciones de petróleo y gas, incluso en un mundo en que los aumentos de temperatura se limitarían a 2° C.

Entretanto, la recuperación de los precios del petróleo se debió mayormente a factores que escapan al control de las empresas energéticas. La demanda es fuerte, la OPEP y Rusia recortaron deliberadamente la producción en 2017 y desde entonces la producción de Venezuela ha caído debido a las crisis económicas y políticas que azotaron al país.

La decisión del presidente estadounidense Donald Trump de retirarse del acuerdo nuclear con Irán y volver a imponer sanciones a las exportaciones de energía del país fue el último golpe que llevo al petróleo a superar los u$s 80 el barril. Pero desde entonces los precios volvieron a rondar los u$s 74, mientras Arabia Saudita y Rusia analizan la posibilidad de liberar más barriles al mercado, algo que los ministros del petróleo debatirán en la OPEP esta semana.

No obstante, algunos de los mayores operadores petrolíferos siguen sin convencerse de que es posible mantener al mercado bien abastecido con inversiones de corto plazo.

Pierre Andurand, un gestor de fondos de inversión que supervisa más de u$s 1.000 millones en fondos de inversores y apuesta a las alzas de precios del petróleo, afirma que podría llegar a los u$s 150 el barril en dos años, en parte debido al enfoque en el pico de demanda a medida que el consumo sigue creciendo. Otros ejecutivos y analistas del sector esperan un alza de precios menor, pero sostienen que los precios volverán a superar los u$s 100 el barril.

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