2007
En la historia universal, hay referencias a “Años de Sequía” que equivalen a una “Plaga”. En la actualidad, se observa este fenómeno en materia petrolera, similar a la Desertificación de porciones cada vez mayores de la tierra.
La gravedad de este fenómeno se puede constatar al sumar las reservas petroleras mundiales en 1989 la cifra de 1.002 millones de barriles, comparada con la actual cifra de 1.148 millardos de barriles.
Ahora estamos en medio de un período de “Sequía”. La sed petrolera, sí se puede saciar, pero para poder hacerlo, casi no queda capacidad de producción cerrada.
Los grandes descubrimientos de nuevas reservas petroleras, han cesado. Simultáneamente, el mapamundi del consumo petrolero está reconformándose en el sentido de que más de un tercio de la población mundial en Asia-Pacífico, está atravesando un período de transición energética hacia el consumo petrolero, similar a aquella que experimentó Europa en la primera mitad del siglo XX.
Los dos mencionados hechos de la “sequía” global y del despertar petrolero asiático, tienen implicaciones geoestratégicas colosales, porque con la excepción de la excedentaria Rusia, todos los principales consumidores de petróleo del mundo, tienen altas tasas de déficit entre su consumo y su producción petrolera. Este déficit alcanza su máximo en Japón y Europa y rondan del 60 al 40% en Estados Unidos y China.
A comienzos del Siglo XX, se inició la más dramática evolución tecnológica después de la Revolución Industrial. La introducción cada vez mayor del petróleo como energético, trastocó las corrientes de inversiones y los movimientos de capital, con el fin de establecer mundialmente la industria y el mercado petrolero. La industria petrolera, por definición, es intensiva en capital.
En nuestra metodología, continuamos la referencia general a lo establecido por el geólogo Marion King Hubbert, ( ) en cuanto a su visión del “Peak Oil”. Este es el período en el cual todos los yacimientos grandes, de acceso fácil y barato, se hayan descubierto y por lo tanto, la explotación posterior a este fácil “pico”, dejaría inexorablemente a la humanidad con todavía enormes reservas probadas de petróleo, pero de más difícil acceso, principalmente en aguas profundas e incorporando cada vez más Petróleo No Convencional. Ante una demanda-explotación cada vez mayor, la duración de las reservas convencionales, se acortaría en el tiempo.
Independientemente de la distribución del control sobre el recurso, es obvio el hecho de que la tasa de crecimiento de la extracción, viene siendo durante casi una década, mayor que aquella de la adición neta de nuevas reservas. Estos hechos en sí, son la explicación más obvia de la recuperación de los precios en términos nominales desde 1999.
La clave del éxito de ese desafío, fue la integración tanto vertical como horizontal de dicha industria, la cual para optimizar sus ganancias, recurrió a fórmulas monopolísticas y prácticas de Cartelización.
A mediados del Siglo XX, la voraz demanda de productos refinados que se generó, justificaba un notable incremento del precio del crudo y de sus derivados. Este aumento no ocurrió, debido fundamentalmente a:
• El nuevo hegemón del mundo, EE.UU., se había convertido en importador neto de petróleo. Una abultada factura de importación petrolera, hubiera sido vista por el público y el Congreso como un acto antipatriótico.
• Las ganancias de la Industria Petrolera Mundial de ese entonces, daban resultados favorables combinando el Upstream con el Downstream.
• La muy amplia relación R/P en las concesiones controladas por el Cartel Petrolero Internacional en los principales países exportadores. Pero el hecho objetivo de que en los años previos a 1974 y 1979, respectivamente, la relación R/P venía bajando en forma preocupante, lo cual hizo indispensable un incremento del precio.
En 1968, las reservas probadas sumaban 370 millardos de barriles y la relación R/P era de 55 años. Para 1973, las reservas probadas sumaban 416 millardos de barriles, pero la relación R/P era de 37 años. En vista de ello, la industria cartelizada declaró:
“Las reservas probadas del mundo no satisfarán las necesidades por mucho tiempo, pues más de la mitad se requerirá para la próxima década. Si la industria petrolera quiere encontrar todas las reservas necesarias, tendrá que invertir en capital adecuado”
Fuente: Dobias, Richard S. “Capital Investments of the world Petroleum Industry-1974”. The Chase Manhattan Bank.
La relación R/P, bajó nuevamente de 33,9 Años para 1975 a 28,1 Años en 1979, lo cual dictó la necesidad de que el precio aumentara. La siguiente cita evidencia la responsabilidad de las Compañías Petroleras Transnacionales, en dicho incremento.
“En 1979, el capital invertido rozó los 43,8 millardos de dólares, desde los 29,9 millardos de 1978, para ubicarse en 55, 6 millardos de dólares en 1980. En 1981 estos desembolsos llegaron al nivel de 66,4 millardos, con un incremento de 10,8 millardos. Indudablemente, la inversión de capital del “grupo” no podría haber registrado este extraordinario crecimiento si no hubiera existido el inconmensurable aumento entre 1979 y 1980”.
Fuente: Keenan Patrick J.. “Financial Analysis of a Group of Petroleum Companies-1981”. The Chase Manhattan Bank.
El que ese incremento del precio, objetivamente necesario, pero políticamente impopular, no se haya hecho en su debido momento, postergó mas no eliminó el hecho que la Industria requería precios crecientes, para hacerle frente a inversiones cada vez mayores en todas las etapas de esa actividad.
Cuando en los ’60 y comienzos de los ’70, los dueños del recurso petrolero presionan más a las concesionarias para obtener precio e ingresos justos, la INDUSTRIA tuvo la anhelada explicación-justificación, para “rendirse ante la extorsión de la OPEP”.
Dentro de un Sistema Mundial caracterizado por el Unilateralismo de EEUU, la insuficiente capacidad de producción en el Hemisferio Occidental con respecto al consumo del mismo, se traduce en una imperiosa necesidad de Washington de recurrir a fuentes de abastecimiento ubicadas en el Hemisferio Oriental. Pero es en éste, donde casi dos millardos de los cerca de cinco millardos de personas, están “descubriendo” al petróleo y lo están introduciendo cada vez más en su “dieta” existencial.
En el Hemisferio Oriental, los principales centros excedentarios-exportadores netos de petróleo son: la región del Golfo Arábigo-Pérsico, Rusia, Noruega, África Occidental y del Norte y el Caspio.
Dentro de la filosofía de la superioridad civilizatoria, del Unílateralismo, de la guerra contra el Terrorismo y la demonización del mundo del Islam, resulta obvio que aquellos consumidores que comparten menos o incluso se oponen a los lineamientos ideológicos de EE.UU., serían los privilegiados como socios petroleros por parte de los exportadores del mundo del Islam.
En esta categoría estarían: China, India, Japón, los Tigres Asiáticos primero y Europa en segundo lugar. Esta diferenciación la establecemos en vista del éxito de Washington en ganarse la participación político-militar activa de países ex soviéticos y de Europa Oriental, hoy integrantes o candidatos para ingresar en la Unión Europea.
Una característica reciente en la actividad petrolera, es la referente a los costos y precios. Efectivamente y hablando en términos reales del dólar estadounidense, el precio desde el año 2000, se viene moviendo en la misma franja que registró en 1978-79.
En otras palabras, para equiparar el precio a los niveles reales que alcanzó durante el período 1980-1985, tendría que registrar hoy cotizaciones cercanas a $90/b. Afirmar lo anterior no supone que ignoramos el incremento ocurrido en dólares nominales, especialmente entre 2004-2006.
En este contexto, es indispensable recordar que a lo largo de las últimas tres décadas, al menos en los países de la OCDE, el precio que paga el consumidor final (para electricidad, combustible, diesel y gasolina etc.), el país exportador recibe apenas un 30%, versus impuestos en el orden del 66% que cobra el fisco del respectivo país consumidor en el conjunto OCDE.
Cada vez que el precio aumenta sensiblemente, el público consumidor, especialmente en los países OCDE, reaccionan racionalmente y estamos en presencia de cambios, tales como:
Se incorporan nuevos países productores;
Se refuerza la motivación para el ahorro y conservación;
Se incentiva la tecnología de mayor eficiencia energética;
Se recurre a fuentes alternas de energía;
Se instala una mayor capacidad de producción petrolera;
Se genera el llamado “colchón cómodo” de capacidad de producción cerrada.
Como consecuencia, el precio real comenzó a descender.
Predecir para el 2010 en adelante, el comportamiento de la eficiencia energética y el potencial impacto de los biocombustibles, alternos en medio de un período de precios nominalmente crecientes, es necesario aunque riesgoso.
De la certidumbre de este pre-diagnóstico, depende la materialización y la velocidad de la ejecución de proyectos concebidos en el período 2005-06, cuando la factibilidad económica de ciertas mega-inversiones, era obviamente rentable.
La IPI y los precios crecientes
Interpretamos la actual situación como un período indispensable de transición hacia una nueva estructura de costos y precios para la totalidad de los integrantes de la Industria Petrolera Internacional, la cual engloba a los IOCs, los NOCs y a las Compañías de Servicios.
La Industria Petrolera Internacional (IPI), necesita legítimamente precios crecientes. En la historia de los últimos treinta años, esta necesidad se ha manifestado en tres oportunidades.
• 1974-1979
• 1980-1985
• 2000-2006
La industria petrolera es intensiva en capital, los montos requeridos para la inversión son enormes y el tiempo necesario para culminar proyectos importantes toma más de cinco años. Ello implica que, para acceder a nuevos yacimientos, diversificar la geografía de la producción y disponer de la infraestructura necesaria y menos contaminante, es necesario perforar más profundamente y explorar en alta mar.
Además, hay que convivir con regímenes fiscales menos complacientes que aquellos de la primera mitad del siglo XX, cuando los mayores y más prolíferos yacimientos fueron otorgados en concesiones a cambio de pagos irrisorios.
Así es como los precios de 1974-79, abrieron el camino para la incorporación de los productores No-OPEP (con la excepción de Rusia). Pero esos precios también comenzaron a concientizar a los consumidores en cuanto a sus hábitos derrochadores del consumo petrolero.
Pero fue realmente durante 1980-85, cuando en los principales países consumidores, se hizo sentir la necesidad de lograr mayores niveles de eficiencia energética, una mayor racionalidad en el consumo y una atención más sistemática a las fuentes alternas de energía.
Pero buena parte de ese positivo ímpetu, se perdió durante el período 1986-1999, cuando el precio petrolero comenzó a descender en términos tanto nominales como reales. En 1998, un galón de gasolina en EE.UU., costaba menos de un dólar. El consumo desenfrenado, no sólo deterioraba el ambiente, sino también superaba la capacidad de las refinerías, las cuales no se expandían al ritmo del consumo, por falta de incentivos financieros.
Los productores, tampoco ampliaban su capacidad de producción, porque el ingreso y ganancia por barril exportado mermaban. De modo que cuando el fenómeno de la creciente demanda en China y la India se hicieron sentir, el mundo entero constató que quedaba muy poca capacidad de producción cerrada a la cual recurrir.
La inclusión de crudos no convencionales en las reservas probadas
Había llegado objetivamente la hora para adecuar la estructura de costos y precios a la nueva realidad: lo que antes se consideraba como petróleo no convencional, tiene que entrar en la ecuación por el lado de la oferta, para satisfacer pacíficamente las necesidades petroleras de todos.
Las compañías petroleras usan ahora para sus proyectos $40/b como precio piso, mientras que en los `90, el piso era de $20/b.
Con miras hacia futuro inmediato:
Un Informe sobre “The Changing Role of the National Oil Companies In International Energy Markets”, ( ) comienza por reconocer la cifra de 1.148 millardos de barriles como el total de las reservas probadas mundiales de petróleo. El 77% de las reservas probadas mundiales de petróleo, están bajo el control de las Compañías Petroleras Nacionales (NOCs). Por su parte, las Compañías Petroleras Internacionales (IOCs) Occidentales, controlan el 10% de esta base del recurso.
Es importante tener presente la siguiente distribución porcentual por Hemisferio:
| Hemisferio Oriental | Hemisferio Occidental |
| Reservas 86,4 Producción 74,5 Consumo 64,0 | 13,6 25,5 36,0 |
En el 2006, según el Oil Market Intelligence de Febrero 2007, la demanda petrolera mundial creció en un 0.7%; este mismo porcentaje modesto, aplicó por los países OCDE; pero en China, el crecimiento fue de 6,9% y en el Medio Oriente un 5,3%.
Pese a esta realidad,
The Economist Intelligence Unit señala que en los países OPEP, los planes de inversión en el Upstream hasta el 2010, rondan los $ 130 millardos; además tienen previsto invertir otros $124 millardos en cinco años, para sostener un amplio margen de capacidad ociosa.
Arabia Saudita está comprometida en alcanzar en el 2009, una capacidad de producción de 12,5 millones b/d, pero “de ser necesario, puede incrementar hasta 15 millones b/d”.
| | Mn b/d |
| Capacidad Actual Producción (Abril 2007) Producción (Marzo 2006) | 11,30 8,50 9,45 |
| Fuente: Reuters, Simon Webb, 10.05.07 | |
En cuanto a las expectativas demanda mundial 2007-2015, existen varias opiniones:
| 2007 2015 | Mn b/d 85 89 |
| Fuente: PFC Energy.April 2007 | |
| 2015 | 99 |
| Fuente: Agencia Internacional de Energía, Marzo 2007 | |
En el mercado estadounidense, el precio del galón de gasolina a nivel nacional está en $3,00, no ha impedido un alza del consumo de este producto de 2,5% en lo que va del año.
Hay cierto consenso de que el precio en este año se ubicaría entre $50-$65/b.
Factores de percepción, atribuibles a hechos geopolíticos y de especulación, se expresan actualmente en aproximadamente $15/b, y llevan el precio estructural de $40-50/b a una cotización de $63/b (WTI).
Este nivel de precio, estimamos, aflojaría el hasta ahora alto grado de disciplina dentro de
La mayoría de los países exportadores de petróleo, viene atendiendo el llamado de, por ejemplo,
El reciclaje de los ingresos petroleros hacia los mercados internacionales, se realiza por dos vías:
· Canal comercial, a través de un aumento de las importaciones;
· Canal financiero.
El Banco de España, calcula (Canales de Reciclaje Internacional de los Petrodólares; Juan Ruiz y Joseph Vilarrubia. 2006) que el 51% de los ingresos adicionales en los países OPEP de los últimos tres años, se habrían canalizado hacia un incremento de las importaciones.
Agrega que el resto de los recursos, se habrían reciclado por el canal financiero de la siguiente forma:
22% en una mayor acumulación de reservas internacionales; y
28% en un aumento de otros activos exteriores netos.
Pero son las compañías de servicios, cuyo concurso ha demostrado ser imprescindible hasta para los ultra nacionalistas de los gerentes petroleros en el mundo entero. Y para que éstas puedan resolver, asesorar y servir, necesitan visualizar todos los proyectos y en todas sus etapas, con absoluta transparencia. En otras palabras, la más estratégica industria de un país, tiene los detalles más íntimos de su “historia médica” en supercomputadoras de un puñado de centros petroleros imperialistas mundiales (EE.UU., Reino Unido, Canadá, Holanda, Francia…).
En tal sentido, es menester tener presente, que paralelamente al “aumento” del precio, los costos de equipos y servicios petroleros, se ha incrementado más que proporcionalmente.
Hay que enfatizar que el mercado está más que suficientemente abastecido y que China continúa almacenando crudos de todo tipo de procedencia, para sus reservas Estratégicas, lo cual significa que una parte de la actual demanda, no está siendo destinada al consumo real, sino para inventarios.
En dólares reales de 1973 el precio en 1979, alcanzó $9.04/b y registró en 1982 su máximo histórico de $15.93/b. Comparativamente, en el 2005 el precio real fue de $10.42/b. Para alcanzar el máximo histórico del año 1982, el crudo del WTI, tendría que marcar $90/b.
Las explicaciones del precio en sus niveles actuales son:
·
· La reaparición del factor Especulación, ya que algunos Fondos de Compensación, han vuelto a comprar petróleo a futuro, apostando a obtener ganancias, vendiendo sus papeles a un precio mayor al que ellos compraron (ejemplo: compraron a $57/b y venderían a $62/b, cuando el precio comienza su descenso).
Estos dos causantes del alza y que constituyen el Factor Percepción, suman actualmente entre sí un total de entre $15 y $18/b.
En otras palabras, el precio que responde a los Fundamentos Clásicos del Mercado, está ligeramente por debajo de la marca de $ 50/b (WTI).
Por los momentos, el único País Miembro, cuyo discurso político está impregnado con el tema petrolero, es Venezuela. En contraste, el grupo de las Monarquías Petroleras Árabes del Golfo, han declarado vehementemente la despolitización de sus decisiones petroleras.
Irán está más interesado en afianzar su posición geopolítica con respecto a Irak y de encontrar una solución a su programa nuclear pacífico, que en buscar inútilmente un rol estelar en
Los demás Países Miembros están contentos con los precios altos y prefieren el rol de perfil bajo en
Los técnicos en
Se observa una mayor demanda de oro en algunos países árabes del Golfo, que están incrementando este metal en la composición de sus Reservas Internacionales.
La actual transición:
El Siglo XXI comienza con grandes similitudes a lo que 50 años atrás había acontecido. La diferencia es que ahora se cuenta por miles de millones, los que en Asia-Pacífico necesitan por primera vez consumir petróleo, mientras que los ‘50 fueron decenas de millones en Europa Occidental y Japón, los que se incorporaban como nuevos consumidores de petróleo En aquel entonces, fue relativamente fácil satisfacer su demanda petrolera, ahora la tarea es gigantesca y si la misma fracasa, no habría garantías de que la insuficiencia del suministro, sea resuelta pacíficamente.
· Los nuevos descubrimientos de reservas, no son prolíficos y el costo aumenta por doquier.
· En la mayoría de los países productores, las cifras citadas sobre reservas, son infladas por razones políticas o basadas en tecnologías costosas no aplicadas aún.
· Los 12 yacimientos gigantes descubiertos en la pasada década, sólo producen una décima parte del petróleo producido por los 36 yacimientos gigantes descubiertos a lo largo de 40 años atrás.
· Los 14 yacimientos más grandes, producen más del 20% del total mundial, aunque su edad promedio, es de 44 años (Ibid, MEES, 2 April 2007).
