¿Del exceso a la escasez? No se encontraba tan poco petróleo desde 1952

Article publicat a El Economista

Los hallazgos de 2015 sólo sirven para cubrir la demanda de cuatro meses
Se han encontrado 12.100 millones de barriles nuevos, casi todo en EEUU

Los hallazgos de nuevos yacimientos de petróleo han caído en 2015 a mínimos de las últimas seis décadas. Los recortes en exploración ante el fuerte descenso del precio del crudo podría estar allanando el camino a un fuerte rebote del petróleo. Aunque lo cierto es que a corto plazo el mercado no presenta escasez, más bien todo lo contrario.

La parada en seco de la exploración estaría creando una especie de vacío o hueco en la tendencia de los últimos años, que podría manifestarse en el precio del petróleo si la demanda coge fuerza en el futuro, según explican los analistas de Morgan Stanley. No obstante, a corto plazo no hay signos de escasez, más bien al revés, la sobre-oferta de petróleo aún puede dar algún susto que otro.

Se encontraron en 2015 unos 12.100 millones de barriles de reservas probadas de petróleo, siendo este el quinto año consecutivo de descensos y el de menor volumen desde 1952, explica Rystad Energy, una consultora con sede en Oslo, en un comunicado. Para comprender la escasa repercusión de estos hallazgos, esos miles de millones de barriles descubiertos en todo un año tan solo sirven para alimentar la demanda mundial de cuatro meses.

La oferta a largo plazo

La exploración petrolera es normalmente la primera víctima de un colapso del precio del crudo. Compañías como BP y Royal Dutch Shell han reducido sus presupuestos y personal mientras que centran sus esfuerzos en mantener funcionando sus pozos existentes y realizar los pagos a sus accionistas. La falta de nuevos descubrimientos podría afectar la oferta a largo plazo. Poner un nuevo pozo a funcionar a pleno rendimiento puede llevar entre 5 y 10 años, dependiendo de la ubicación, precios y demanda.

«A corto plazo, no hay escasez de petróleo», explican los analistas de Morgan Stanley. El gasto en exploración fue de 95.000 millones de dólares el año pasado, una reducción del 45% respecto a 2013. «El impacto de estos pobres resultados de exploración tendrá efecto en el largo plazo». El ritmo de descubrimientos de petróleo probablemente se mantenga sin cambios hasta 2018.

Demanda reducida

Sin embargo, es probable que los objetivos climáticos globales lastren el consumo de petróleo, lo que significa que los recursos existentes podrían ser suficientes como para cumplir con la demanda para las próximas dos décadas, de acuerdo con Morgan Stanley. Citando el escenario base de la Agencia Internacional de Energía, el banco estadounidense que la brecha entre oferta y demanda permanecerá siendo estrecha y «se requerirán futuras exploraciones pero de manera modesta».

El precio del crudo Brent, de referencia en Europa, se encuentra un 50% por debajo del que marcaba hace dos años. La industria está «extremadamente centrada» en mantener los costes y extraer recursos de activos descubiertos previamente, donde los riesgos son menores y los ciclos de tiempo de cada proyecto son reducidos, explica en otro informe Leta Smith, directora en IHS Energy.

«La inversión ha quedado completamente excluida de la exploración convencional, y el resultado hace prever una falta de oferta en el futuro que será difícil de superar», asegura Smith. «En la actual situación de reducción de costes, las perspectivas para los descubrimientos de este año no serán mejores».

En la sesión actual, los futuros de petróleo cae alrededor de un 0,5%. El West Texas cotiza en los 47,8 dólares, mientras que el Brent, de referencia en Europa, está luchando por mantener los 48 dólares, una cota que a perdido a primeras horas de la mañana.

El quirófano de Brufau

Article publicat a El País

¿Tiene razón el presidente de Repsol cuando afirma que es falso que el coche eléctrico no emita CO2? La polémica está servida

Miguel Ángel Noceda

Madrid 20 MAY 2016

Antonio Brufau, presidente de Repsol, ilustró el pasado viernes a los accionistas de la empresa que acudieron a la junta general con una serie de cuatro fotografías en las que aparecía un quirófano con sus médicos y enfermeros y todo el equipo completo que debe tener una instalación de ese tipo. A medida que se sucedían las fotos, el mismo quirófano iba perdiendo elementos hasta dejarlo vacío, casi a oscuras y al personal desposeído de muchos elementos.
Con esta parábola, el ejecutivo catalán quiso reseñar la importancia que tiene el petróleo en la vida diaria y que en un 40% de su consumo mundial está libre de emisiones porque se utiliza como materia prima en la fabricación de muchos productos de primera necesidad, tanto en el sector saniatrio, como en el quirófano, como en otros sectores. Y, de paso, trató de desmontar muchos tópicos sobre la descarbonización ligada a la industria renovable.
Para remarcar la historia Brufau se destapó con la afirmación rotunda de que “es falso que el coche eléctrico no emita CO2”. Dicho así genera perplejidad. Pero lo explicó inmediatamente: mucha electricidad que alimenta esos coches se genera con carbón y este combustible sí produce muchas emisiones contaminantes. Y, por dar más datos, en Alemania, donde se ha desarrollado el coche eléctrico abiertamente, el 42% de la generación eléctrica es de carbón, un sector que en ese país está muy subvencionado. En España, donde la producción de carbón ha disminuido paulatinamente sobre todo de carbón nacional, la cifra ronda el 20%.

La intervención de Brufau en la junta de accionistas va a marcar un antes y un después

Para abundar en el asunto, aportó el dato de que el sector eléctrico es responsable del 30% del total de emisiones mundiales de efecto invernadero, mientras que el transporte, alimentado por petróleo, se queda en el 16%. Y que las subvenciones dadas en España a las renovables han supuesto un coste de 230 millones en la pelea contra el cambio climático mientras que su empresa invierte con una rentabilidad de siete euros por toneladas.
La polémica esta servida. La intervención de Brufau, que era consciente de que la iba a armar, va a marcar un antes y un después. Hasta la fecha, nadie (o al menos nadie de forma tan contundente y públicamente) había cuestionado el coche eléctrico, una de las banderas de la política medioambiental y de la lucha contra el cambio climático frente a los motores de combustión. Es verdad, como precisó el propio Brufau, que no está contra el coche eléctrico. Está en contra del uso de combustibles contaminantes.
Llamó mucho la atención la arremetida contra el sector eléctrico, sobre todo cuando Repsol es propietario del 30% de Gas Natural Fenosa, compañía que cuenta con cuatro centrales térmicas alimentadas con carbón (Meirama, en A Coruña; La Robla y Anllares, en León, y Narcea, en Asturias) que tienen una potencia de 2.065 megavatios (MW) y suponen el 17% del total de la producción de la compañía.

Gas Natural, en la que Repsol tiene el 30%,

cuenta con cuatro centrales de carbón

No está muy claro que el discurso del ejecutivo de Mollerussa fuera conocido por los responsables de la firma gasista ni que incluso lo supiera Isidro Fainé, presidente de CaixaBank, propietario del 36% de Gas Natural y del 10% de Repsol. Fainé, que fue reelegido como consejero, es vicepresidente de la petrolera y estaba sentado muy cerca de Brufau, pero no movió ni una ceja al escuchar las palabras de este.
En todo caso, Brufau precisó que el carbón debe ser sustituido por centrales de ciclo combinado, alimentadas por gas natural. De ser sí, y se sustituyese el carbón por el gas, las emisiones se reducirían una tercera parte. Brufau trataba de barrer a favor de Gas Natural, de la que precisamente fue presidente entre 1997 y 2004 y fue artífice de la primera opa lanzada por la empresa para entrar en el sector eléctrico, sobre Iberdrola, que fracasó. Luego vendrías, ya con Salvador Gabarró al frente, la opa sobre Endesa (también fracasada) y la definitiva sobre Fenosa.
Del resto de las grandes compañías eléctricas españolas, Iberdrola apenas tiene centrales de carbón, pero Endesa tiene un parque más amplio que alcanza el 33% de este tipo de energía. De hecho, la entigua empresa pública comenzó su actividad como empresa generadora de electricidad y tenía una gran presencia en centrales térmicas. Fue después cuando se desarrolló en el ciclo completo (generación, distribución y comercialización) cuando amplió su mix entrando en las otras fuentes (hidráulica, nuclear y gas) y más recientemente en renovables, ya bajo la tutela de la italiana Enel.
Aunque el carbón es la quinta parte del mix nacional, en los últimos meses la actividad ha disminuido las horas en funcionamiento en las centrales térmicas en beneficio de la energía renovable, circunstancia esta que ha originado malestar y protestas en la minería nacional. En el consumo eléctrico se da preferencia a la energía procedente de renovables, que incluye la hidráulica, y nuclear, para luego dar paso al denominado hueco térmico, es decir, gas y carbón.

El talismán de la nueva Repsol

Hay una palabra que se ha convertido casi en el emblema de la “etapa de transformación” que Repsol asegura haber comenzado tras la compra de Talisman. Se trata de resiliencia, que es la “capacidad de adaptación de un ser vivo frente a un agente perturbador o un estado o situación adversos”. En eso está Repsol y tanto Antonio Brufau como Josu Jon Imaz la emplearon el viernes con frecuencia para remarcar los intentos del grupo para superar el bache de las pérdidas del año pasado (las primeras de su historia) y de volver a aumentar el dividendo, que el año pasado cayó de un euro a 80 céntimos. Para ello, sin duda, tendrá que aportar lo suyo el aumento de los precios del crudo, que a juicio de la empresa se producirá a partir de finales de 2016. Si se porlonga, será un problema para la empresa y para “la economía y la situación geopolítica”. Quizá con la desaparición de la OPEP como cartel, como pide Brufau, se da un paso importante.

Brufau asegura que es falso que el coche eléctrico no emita CO2

Article publicat a El País

El presidente de Repsol pide que la OPEP «desaparezca como cartel»

Miguel Ángel Noceda

Madrid 20 MAY 2016

El presidente de Repsol, Antonio Brufau, afirmó esta mañana, en la junta de accionistas de la empresa, que el coche eléctrico no es tan limpio como lo pintan y que si emite CO₂ porque la electricidad que consume si produce emisiones. Asimismo pidió que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) “desaparezca como cartel” y el sector se rija por la oferta y la demanda. Brufau nucleó su mensaje en el cambio climático y en defender el petróleo frente a la generación de electricidad, que, según los datos que esgrimió, supone el 30% de las emisiones de CO₂ frente al 16% del transporte. El grupo, que perdió el año pasado 1.227 millones por las latas provisiones de 2.957 millones, repartió un dividendo de 0,80 céntimos por acción.

Josu Jon Imaz, consejero delegado de Repsol, y Antonio Brufau, presidente de Repsol Luis Sevllano

“Es rigurosamente falso que el coche eléctrico no emita CO₂, cuando se está subvencionando el coche eléctrico no se reducen las emisiones de CO₂”, enfatizó Brufau ante un auditorio perplejo por una aseveración tan contundente. Se basó, para mantener esa teoría, en que gran parte de la electricidad que alimenta estos vehículos son producidos por carbón. Y puso como ejemplo Alemania, donde el 42% de la electricidad se produce con carbón. En consecuencia, la existencia de coches eléctricos en Alemania supone una emisión de casi el mismo CO₂ (45%) que un vehículo tradicional que funcione con combustible.
En ese sentido, destacó que de las emisiones globales de origen antropológico la energía supone el 68% de las emisiones de CO₂. La mayor parte de esas emisiones proceden del sector eléctrico, por encima del transporte, de manera que la generación de electricidad es responsable del 30% del total de emisiones, mientras el transporte se queda en el 16%. Y eso se debe, a juicio del ejecutivo de Mollerussa, a la presencia del carbón en la electricidad. Afirmación que el presidente de Repsol, que tiene el 30% de la eléctrica-gasista Gas Natural Fenosa, aprovechó para defender el gas natural como generador de electricidad: “Si se sustituyese el parque de carbón por ciclo combinado, las emisiones se reducirías la tercera parte”.

Al contrario de lo que pasa con la electricidad, casi el 40% del consumo mundial de petróleo no emite CO₂, según Brufau. La explicación es que el petróleo se dedica como materia prima en la industria para la fabricación de muchos productos de la vida diaria.
Ante eso, Brufau resaltó que “si no hacemos nada, las emisiones no se incrementará, pero tampoco se reducirían de forma importante”. “Si queremos que no aumente la temperatura en más de dos grados [como se concluyó en la cumbre de París], en 2050 deberíamos haber bajado las emisiones un 50%, es decir, a 450 partículas por millón, que es como en 1975”, recalcó. Eso significa que solo puede crecer en energía un 0,4% anual hasta 2035.
En esas perspectivas, todas las fuentes de energía serán necesarias en el futuro, pero un papel creciente del gas y una paulatina reducción del petróleo, aunque entre ambas aportarán más del 50% de la demanda final. El 50% de la contribución de la eficiencia energética para alcanzar escenarios compatibles con el acuerdo de París.
Ante eso, Repsol se declara comprometida con esos objetivos energéticos y medioambientales del siglo XXI. Hay cuatro retos que no se pueden abandonar, según Brufau: seguridad de suministro, la energía debe ser competitiva, sostenibilidad del planeta y accesibilidad y universalidad (todo el mundo tiene derecho a tener energía).
El presidente de la petrolera, que no hizo ninguna mención a la situación política del país ni al proceso electoral, comenzó su discurso subrayando la volatilidad de los precios que ha caracterizado el sector en los últimos años, con una caída prolongada de los precios del crudo y del gas por dos causas: la crisis mundial y la sobreproducción porque la OPEP ha dejado de actuar como un cartel. No obstante, observa una paulatina recuperación en 2016, gracias a una evolución favorable del tipo de cambio por la fortaleza del dólar y un panorama también a favor para el downstream.
Para Brufau “lo mejor es que la OPEP desaparezca como cartel y que en el sector se juegue a la oferta y la demanda y no esté sometido a lo que dicen unos señores”. Según el presidente de Repsol ese es uno de los paradigmas que han cambiado en el sector. Además del cambio que ha experimentado la organización de productores de petróleo que durante años ha dominado el mercado, según Brufau el horizonte de escasez es más lejano, las grandes fluctuaciones en el precio del crudo ya no son tantas y ha cambiado la geopolítica tanto en el flujo de transporte como en el dinero.
En ese entorno mundial se espera que continuará creciendo la demanda de energía en todos los escenarios. En 2015 se produjo un desajuste de casi dos millones de barriles diarios entre oferta y demanda (96,5 millones de oferta por 94,7 de demanda), quedando la producción OPEP determinada por los incrementos en Irak y Arabia Saudí. Para 2016 se espera la estabilización de la oferta y el crecimiento de la demanda, dejando la diferencia en 600.000 barriles más de oferta. También se prevé una recuperación de los precios desde finales de este año.
La junta aprobó las cuentas del ejercicio, en las que la empresa perdió 1.227 millones tras realizar unas fuertes provisiones de 2.628 millones. El resultado neto ajustado, antes de provisiones, se situó en 1.860 millones. El dividendo del año asciende a 80 céntimos, 20 menos que el año anterior. Para la empresa, 2015 marca la transformación del grupo, centrada en el cierre de la compra de Talismán y la puesta en marcha de un plan estratégico hasta 2020 en los que prevé el ahorro de 2.100 millones (de los que ya ha realizado la mitad en 2016) y una producción anual de 700.000 barriles diarios.

El crudo barato hunde las prospecciones a niveles de 1952

Refinería de de la petrolera estatal mexicana Pemex en Salamanca (México). Reuters

Article publicat a El País

La nueva estrategia de las compañías es recortar gastos para poder pagar dividendos

Madrid 2 ABR 2016 – 21:52 CEST

En 2015 la anglo-holandesa Shell vendió más petróleo del que era capaz de reemplazar en sus almacenes. Se quedó con un déficit del 20%, el peor resultado en al menos una década. Hace poco menos de 10 años, cuando el barril de brent —la referencia europea— llegó a costar más de 140 dólares, la reducción de las reservas de una gran compañía hubiese desatado todas las alarmas. Pero en época de petróleo barato (el pasado viernes el brent cotizaba a 38,67 dólares), las compañías están cambiando su paradigma financiero. La prioridad es contener los gastos para hacer frente a los menores beneficios, aunque implique recortar en prospecciones: según los datos de la consultora estadounidense IHS Energy, en 2015 se detectaron, con técnicas convencionales, 12.600 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), el peor resultado desde 1952.
Shell no es la única petrolera que experimenta esta caída. El año pasado la tasa reposición de reservas de BP fue del 61% y la de ExxonMobil del 69%, los peores resultados en un lustro. También, Cepsa, la segunda compañía española en este sector, registró el año pasado unas pérdidas de 1.040 millones de euros, lo que implica, bajo las normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), elevar un 136% sus números rojos, según informó la propia petrolera.

Nuevo escenario

El escenario internacional ha cambiado. La sobreoferta que inunda de crudo el mercado mantiene los precios bajos, y las firmas tienen que adecuarse. “Cuando los Estados miembros de la OPEP [el cartel de los países productores] actuaban como swing producers [calibraban la producción para equilibrar el mercado], la prioridad de los inversores en petroleras era vender crudo, y empujaban para que aumentasen las nuevas exploraciones. Pero hoy la OPEP no está dispuesta a contrarrestar el desplome de los precios, por lo que los inversores buscan un estricto control financiero que permita pagar sus dividendos”, explica Henry Tchilinguirian, analista jefe de materias primas del banco BNP Paribas.
La consecuencia directa de este cambio de paradigma ha sido una oleada de recortes. Según Bob Friklund, jefe de estrategia de IHS Energy, “aunque parte de los capitales invertidos hace cinco años están dando sus frutos ahora, el precio bajo no deja alternativas a las petroleras: a lo largo de 2015 las compañías anunciaron la intención de deshacerse de activos por un valor de 23.700 millones de euros”, apunta.
Los datos de otro banco, Morgan Stanley, certifican las consecuencias directas de esos recortes: el año pasado se aprobaron solo seis nuevos proyectos de exploración de nuevos yacimientos.
Según los cálculos de IHS, 2016 podría ser otro año negro en este sentido: para no alterar el equilibrio entre el capital que gastan y los ingresos, las compañías norteamericanas deberían ahorrar 21.000 millones de euros, el 50% de lo que invirtieron el año pasado.
Además, el hecho de que esas compañías hayan conseguido asegurar en 2016 solo el 15% de su producción total las expone aún más a las fluctuaciones del mercado.
Leta Smith, directora de investigación de IHS, añade que los yacimientos de mayor envergadura que se han descubierto en los últimos meses son de gas, pero tampoco representan una solución al problema: “El gas es muy difícil de comercializar y la demanda global es muy débil”, aclara.

Las dificultades económicas de Arabia Saudí se agudizan

Los persistentes precios bajos del petróleo están pasando factura a Arabia Saudí, el primer productor de crudo del mundo. El índice M3, que el Banco Central del país árabe utiliza para medir la oferta de dinero en la economía se redujo en febrero hasta los 1,75 billones de riyales (unos 410.500 millones de euros), el valor más bajo registrado desde el mismo mes de 2014. Los mismos datos indican además que la cantidad de dinero retirado de los cajeros disminuyó un 13% respecto febrero de 2014. También la cantidad de dinero gastada en los establecimientos comerciales, un indicador de la confianza de los consumidores en la economía, cayó un 9%.
El país acumuló en 2015 un déficit público de casi 90.000 millones de euros, una cifra récord para un Estado que históricamente ha conseguido mantener cierto equilibrio presupuestario gracias a las exportaciones de crudo en un mercado favorable.
No obstante, el ministro de Petróleo, Ali Al-Naimi, ha expresado en repetidas ocasiones la firme intención de seguir bombeando crudo pese al desplome de los precios para apuntalar sus cuotas de mercado.
Pero para hacer frente a este desajuste, que en 2015 alcanzó el 15% del PIB, a mediados de marzo el Gobierno ordenó a todos los ministerios y departamentos públicos reducir sus gastos al menos un 5%.

Amarga realidad frustra sueños de riqueza ártica

Article publicat a El País
por Steven Lee Myers y Clifford Krauss
Teriberka, Rusia. Domingo 13 de Septiembre
THE NEW YORK TIMES INTERNATIONAL WEEKLY

EL ÁRTICO EN proceso de calentamiento ya debería haber transformado a este empobrecido pueblo pesquero del Mar de Barents. El Kremlin gastó miles de millones de dólares para convertirlo en el centro neurálgico norte de Gazprom, su empresa de energía global. Fue el proyecto más ambicioso planeado en el Océano Ártico, pero hoy hay poco más que unas oficinas generales cerradas y un camino sin pavimentar en la costa. “Hay planes”, dijo Viktor A. Turchaninov, alcalde de la localidad, “pero los hechos —las realidades de la vida— sugieren lo contrario”.
El sueño de las riquezas árticas, posibles gracias al rápido calentamiento de aguas otrora atrapadas en el hielo, ha estado en el centro de las ambiciones nacionales de Rusia y de las compañías energéticas más grandes del mundo durante más de 10 años. Pero aún cuando Royal Dutch Shell empezó a perforar un pozo exploratorio este verano frente a la costa norte de Alaska, las experiencias de Rusia aquí se han vuelto una historia aleccionadora, una que ilustra los retos que enfrentan quienes imaginan que un Ártico en proceso de cambio producirá petróleo y gas en abundancia. Los cambios tectónicos en la economía energética global, una férrea oposición de los ambientalistas y tremendos obstáculos de logística han moderado el entusiasmo.

Después de años de planeación y retrasos, el proyecto de perforación de Shell en las tormentosas aguas del Mar de Chukotka es ahora observado por la industria, las autoridades, los residentes y los detractores como una prueba determinante de la viabilidad de producción en el Ártico. Shell ya ha gastado 7.000.000.000 de dólares y este verano enfrentó tribulaciones como las que agobiaron a una malograda exploración hace tres años, incluyendo tenaces protestas, clima inclemente y un accidente en julio que hizo un hoyo en uno de sus barcos tras chocar con un banco de arena desconocido en las Isla Aleutianas.
Hace apenas siete años, Shell y otras compañías —ConocoPhillips, Statoil de Noruega, Repsol de España y Eni de Italia— pagaron en conjunto 2.700.000.000 de dólares por arrendamientos de los yacimientos frente a Alaska. El precio del crudo en ese entonces subió a casi 150 dólares el barril, y la acelerada reducción del hielo que alguna vez estranguló al Océano Ártico pareció hacer más fácil la exploración. Entonces cambió el mercado. Hoy, el mundo está inundado de petróleo y gas natural, en gran parte debido a la revolución del shale (esquisto) en Estados Unidos y la llegada de la fracturación hidráulica (fracking).
Arabia Saudita y otras naciones del Golfo Pérsico están produciendo a niveles máximos y las reservas de Irán pronto podrían inundar el mercado. Tan sólo en el último año, el precio del crudo se ha desplomado de más de 90 dólares el barril a menos de 50 dólares. Por todo el Ártico, desde Rusia hasta Noruega y Canadá, los proyectos frente a la costa ya han resultado decepcionantes. Tras perforar ocho pozos exploratorios frente a Groenlandia en 2011 y 2012, Cairn Energy, una compañía escocesa, los abandonó. Chevron pospuso la exploración en aguas canadienses del Mar de Beaufort en diciembre, seguido en junio por un consorcio que incluye a ExxonMobil y BP.
Las sanciones estadounidenses impuestas después de que Rusia anexó Crimea el año pasado obligaron a ExxonMobil a retirarse de una coinversión en el Mar de Kara con el gigante petrolero paraestatal Rosneft, que ha tenido que suspender sus planes de perforación allí mientras busca nuevos socios. Las dificultades para extraer crudo y gas del Ártico son abrumadoras. Los inviernos son largos y oscuros, y los mares árticos, pese a reducciones en la placa de hielo permanente, aún están atascados con icebergs y hielo flotante, mientras que las intensificantes tormentas han amenazado a barcos o plataformas petroleras incluso durante el verano. La tundra pantanosa en la costa complica la construcción de oleoductos e instalaciones de apoyo. “Cuando la gente dice que el Ártico es la siguiente frontera y que hay un gran potencial de recursos, por supuesto que existe el riesgo de que sea una exageración”, dijo Jon Marsh Duesund, de Rystad Energy, consultoría global con sede en Noruega.
Teriberka, un pueblo de mil habitantes en el Mar de Barents, es donde las ambiciones de Gazprom frente a la costa chocaron con la dura realidad del Ártico. Era un próspero pueblo pesquero en la era soviética, con procesadoras de pescado, pero entró en decadencia en los setenta con la llegada de la pesca industrial. La población de 6.000 descendió, los muelles de madera se derrumbaron y los botes pesqueros que alguna vez trajeron bacalao fueron hundidos deliberadamente en la bahía. La villa acogió los planes de Gazprom de aprovechar un enorme yacimiento de gas, llamado el Shtokman, que fue descubierto en 1988 a unos 600 kilómetros frente a la costa. Tras forjar tratos con Total y Statoil, Gazprom inició la construcción del camino en Teriberka, donde esperaba construir terminales para procesar y enviar el gas licuado. Sin embargo, después de años de trabajo, los planes de Rusia para el proyecto se vieron abrumados por enormes retos técnicos, el cambiante mercado energético y finalmente la crisis financiera global de 2008 y 2009. Rusia, como el productor de gas natural más grande del mundo, se encontró batallando para competir frente a suministros alternos a países europeos ansiosos por reducir su dependencia del gobierno de Vladimir V. Putin aun cuando los precios caían significativamente. Statoil se retiró en 2012, dando por perdidos más de 335 millones de dólares en costos. Total renunció a 350 millones de dólares el año pasado y, de acuerdo con reportes noticiosos rusos, devolvió su participación del 25 por ciento del proyecto a Gazprom en junio. Pese a las promesas de Gazprom de reanudar las perforaciones —en 2014, luego en 2016 o 2019— los residentes de Teriberka se han resignado respecto al auge que nunca ocurrió. Los contratistas que llegaron en tropel se han marchado y el enorme terraplén donde Gazprom construyó un camino sin pavimentar termina en un acantilado rocoso. “Construyeron el camino”, señaló Igor V. Abanosimov cuando un vecino lamentó que el proyecto había efectuado pocos cambios. Abanosimov posee una serie de cabañas flotantes que renta, soñando, quizás improbablemente, en desarrollar un club de yates y otras amenidades que podrían atraer a turistas en lugar de compañías de energía. El Ártico, dijo, tiene su propia alma.

El petróleo barato desata una revolución energética

Article publicat a El País

La caída del crudo obliga a replantear los equilibrios geoestratégicos mundiales y abre la puerta a reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

Análisis: Volatilidad geopolítica

JOSÉ LUIS BARBERÍA 23 MAR 2015 – 03:13 CET

Planta solar de Abengoa en Sanlúcar la Mayor (Sevilla). / BERNARDO PÉREZ

A España le ha tocado el gordo en la lotería del petróleo: unos 15.000 millones de euros, el equivalente al 1,5% del PIB, que el país se ahorrará al año si el precio del crudo se mantiene en los actuales parámetros. En el país de la ruina estructural energética, este es un raro golpe de fortuna para celebrar por partida doble; la caída del barril de brent —de referencia en Europa— arrastra al gas. “Supondrá un gran alivio para nuestra desequilibrada balanza comercial que debe buena parte de su déficit exterior a los más de 40.000 millones de euros anuales, el 4% del PIB, que nos gastamos en la importación de combustible”, se felicita Juan Luis López Cardenete, profesor de la IESE Business School y ex director general de Unión Fenosa. Un petróleo barato dará un respiro a las rentas familiares y a las cuentas de resultados empresariales. También contribuirá al aumento de la recaudación del IVA y del impuesto de sociedades. ¿Cuánto nos durará la racha?

Ahora que el Gobierno considera la reindustrialización objetivo prioritario, ¿no deberíamos aprovechar para sumarnos a la revolución tecnológica e industrial generada en torno a la energía e implicarnos en la denominada transición energética: la progresiva sustitución de los combustibles fósiles por las energías renovables? Porque si hay un país dependiente de la importación de los combustibles fósiles, ese es España. Nuestro grado de dependencia exterior en petróleo, gas y carbón es del 70,5%, frente al 53,2% de media de la UE y del 25% de EE UU. “Asistimos a una catarsis energética y a movimientos geoestratégicos en torno al petróleo que no proceden del mercado, sino de intereses ocultos. Nada será igual a lo que fue”, apunta José Luis Martínez Marín, fundador del Club Español de la Energía.

La factura energética retomará forzosamente su escalada —un año es el plazo por el que apuestan algunos entendidos—, por mucho que la aplicación de las discutidas técnicas de fractura hidráulica del subsuelo, el fracking —no competitivas, temporalmente, tras el desplome de precios—, posibilite la extracción masiva de hidrocarburos y aleje en el tiempo el catastrófico escenario teórico delcrash energético global. Gracias a la “silenciosa revolución energética” que emprendieron años atrás, Estados Unidos y Canadá han obtenido una notable ventaja competitiva sobre los países europeos. El objetivo primero sigue siendo asegurarse el suministro energético para las próximas décadas, aun a riesgo de contaminar acuíferos y de desencadenar la sismicidad inducida. Pero eso no significa que las primeras potencias renuncien a desarrollar las energías renovables. No lo hace China, el monstruo contaminante que puede arrastrar a la humanidad al desastre medioambiental, y tampoco EE UU, el otro gran contaminador que roza la autosuficiencia en hidrocarburos.

El mercado mundial de crudo

¿Qué pasa en España, la otrora campeona mundial de las renovables que hace seis años atraía inversiones de medio mundo al calor de las primas establecidas por el Ejecutivo anterior? La transición energética encuentra a nuestro país con el paso cambiado, las arcas públicas vacías y el Gobierno ocupado en deshacer entuertos heredados. Las demandas de los inversores que se sienten perjudicados por los recortes aplicados a la retribución de las renovables forman ya una avalancha, mientras las industrias de alto consumo energético denuncian que la elevada tarifa eléctrica española les hace poco competitivas. La amenaza, luego levantada, de la multinacional del aluminio Alcoa de cerrar sus plantas de Avilés y A Coruña por “la imposibilidad de acceder a una energía a precios competitivos” es sintomática. “España tiene una de las tarifas eléctricas más caras de Europa y eso sin tener en cuenta el enorme déficit tarifario”, destaca Natalia Fabra, profesora de Economía en la Universidad Carlos III.

El Gobierno da por cumplido el objetivo de congelar la escalada de precios de la electricidad, que entre 2002 y 2012 tuvo un incremento del 5,9% anual. Según el ministro de Industria y Energía, José Manuel Soria, la nueva regulación del sector eléctrico ha conseguido que el déficit tarifario correspondiente a 2013 haya quedado reducido a 3.500 millones de euros —frente a los 10.500 previstos—. También, dejar en cero el de 2014. Es un alivio, desde luego, que el monstruo de los 25.000 millones de déficit neto acumulado haya dejado de crecer. Vista con perspectiva, la gestión política de las primas a las renovables se revela como un desastre mayúsculo que obligaría a preguntarse por las causas y responsabilidades. “Al contrario que en la solar, en la eólica se acertó bastante, se aprovechó el conocimiento de la danesa Vestas para desarrollar una tecnología y unas industrias propias modélicas. Las primas fueron generosas, pero la cosa funcionó. Hoy la producción eólica es superior a la fotovoltaica y, sin embargo, se pagan más primas por las fotovoltaicas que por las eólicas”, señala José Ignacio Pérez Arriaga, profesor de Regulación Energética en el MIT (Massachusetts Institute of Technology).

El grado de dependencia exterior en petróleo, gas y carbón es del 70%, frente al 53% de la media de la UE y el 25% de EE UU

“Más que en las primas, efectivamente muy generosas, el problema con las renovables es que no hubo disciplina y se permitió la producción de mucha más potencia de la que estaba prevista y era necesaria para cubrir la curva de aprendizaje”, explica el director delCentro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), Cayetano López Martínez. “Lo que debía ser un incentivo para la experimentación y desarrollo de las nuevas energías pasó a convertirse”, subraya, “en un producto de inversión más y una operación ruinosa para el erario público”. Vistas las demandas que presentan ahora contra España los propios consorcios energéticos internacionales que también invirtieron en nuestras renovables, no puede decirse que hayan agradecido el esfuerzo de financiar con cargo a los consumidores pasados y futuros la “curva de aprendizaje”. “La cuestión no está en llegar el primero a clase, sino en sacar la mejor nota. Nos precipitamos: lo que debía haberse hecho en quince años se hizo en dos”, alecciona Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona. Al igual que otros expertos, también él cree que este es el momento propicio para promover las renovables —producir un vatio fotovoltaico cuesta siete veces menos que antes—, aunque especifica: “Sin subvenciones ni ayudas y solo las que ya son competitivas y maduras: la eólica, la solar fotovoltaica…”.

Pero el Gobierno parece volcar todos sus esfuerzos en tratar de sacar los pies del charco legal y soslayar aquellos compromisos de primas firmados para 20-25 años que pesan como una losa sobre el erario público. La pregunta es si lo conseguirá y el problema es la inseguridad jurídica y la merma de la reputación que implican los bruscos cambios de criterios de la Administración española. “En esta materia, hay pocos países con tan alto grado de inseguridad jurídica; de ahí que las inversiones en eólica y solar estén paralizadas. Si no hubiera esa incertidumbre, estoy seguro de que esas dos renovables habrían despegado porque cada vez serán más fundamentales. Y como no tenemos un plan estratégico como país, una visión a largo plazo, no podemos aplicar una política de transición energética. Menos mal que estamos en la UE y al menos Bruselas nos va marcando un camino”, apunta José Ignacio Pérez Arriaga.

Nadie, entre los expertos, critica el empeño en impedir que la espiral del déficit tarifario siga creciendo, pero sí la paralización y abandono de todo lo renovable. A decir de estos entendidos, la única energía que no necesitamos importar ha pasado a convertirse en tabú. Hay un coro de voces con experiencia y conocimiento que sostiene que, fieles a nuestra peor tradición, nos hemos ido de un extremo a otro, sin considerar que hay industrias de éxito y con futuro. En las discusiones del Plan de Energía Estratégica para Europa (SEP Plan) en las que se fijan las prioridades de desarrollo tecnológico industrial, algunos representantes españoles han mostrado desinterés en los proyectos asociados a las renovables. Y eso que, como apunta Cayetano López, ha empezado a crearse un potente sector industrial. “La mayoría de las empresas de fabricación de paneles fotovoltaicos han caído en manos chinas, pero en la solar de concentración somos los mejores del mundo, y en el campo eólico, Gamesa, Acciona o Iberdrola son empresas muy potentes”, indica.

“Los centros tecnológicos y las industrias energéticas tienen que ir de la mano”, dice un experto

Un trabajador controla un camión durante las operaciones de carga en un pozo petrolífero en Montana (EE UU). /DANIEL ACKER (BLOOMBERG)

Es un lugar común entre los especialistas que en España no ha habido, ni hay, una política energética que merezca tal nombre. He aquí un somero muestrario de opiniones: “Somos uno de los pocos países de la OCDE que no tiene una prospección a 2040, nos limitamos a ir a remolque de la estrategia europea del 20/20/20/ (20% de reducción de los gases de efecto invernadero; aumento hasta el 20% del peso de las renovables en la energía total; mejora en un 20% de la eficiencia energética) establecida para el año 2020 y que difícilmente vamos a cumplir” (…) “Lo alucinante es que la política energética no está diseñada para la reducción del coste de la factura de abastecimiento, de la dependencia y de las emisiones” (…) “Nadie sabe qué mixenergético (combinación de energías) pretende nuestro país” (…) “Política energética es pensar en el transporte de mercancías y en las viviendas, y resulta que en los últimos tiempos hemos construido cinco millones de viviendas sin el adecuado aislamiento térmico” (…) “El transporte se lleva el 31% del consumo energético y el 70% del combustible se quema en la ciudad. ¿Qué pasa con la peatonalización, la bici, el coche eléctrico? En Alemania, el ferrocarril se usa tres veces más que en España” (…) “Hay que disminuir la dependencia del petróleo, ir a la electrificación de ferrocarriles, trenes y autobuses y decidir qué hacer con las nucleares porque, si vamos a seguir contando con ellas, habría que invertir ya en su renovación. No vaya a ocurrirnos como a Alemania, que ha cerrado sus nucleares y tiene que volver al carbón, con toda su carga contaminante”.

Plantear un pacto de Estado sobre la energía sigue siendo un brindis al sol, pese a que la catarsis que está teniendo lugar dejará poco margen de decisión sobre cuestiones como las prospecciones marinas de yacimientos de petróleo y gas y la aplicación del fracking que enfrentan hoy a los dos grandes partidos políticos. En el libro blanco sobre política energética que elaboró por encargo gubernamental, en 2005, José Ignacio Pérez Arriaga ponía el énfasis en la necesidad de que la política energética fuera consensuada. “Las inversiones en energía son costosas y para muchos años. No puede ser que un Gobierno apueste por lo nuclear o se comprometa a pagar por las renovables y el siguiente no. Les recomendé que la política energética estuviera en manos de expertos y no de simpatizantes o militantes del partido en el poder de turno, pero no me hicieron caso. Los Gobiernos de distinto signo no han hecho nada para evitar que el déficit tarifario crezca y crezca. Optaron por echarse las culpas unos a otros y solo han reaccionado cuando se han visto en la boca del lobo”, afirma.

Por coyuntural que resulte, el desplome del precio del barril de brent acarreará, previsiblemente, un aumento del consumo de los hidrocarburos, y cabe preguntarse si el Gobierno no debería aumentar los impuestos sobre la gasolina para reducir el incremento del consumo e invertir ese dinero en la transición energética. Natalia Fabra cree que sí. “Los precios del petróleo son volátiles e imprevisibles. Hay que liberar a la tarifa eléctrica de las excesivas retribuciones a las nucleares y las hidroeléctricas, aumentar el peso de las renovables en el mix energético, buscar la eficiencia y dotarse de una estrategia como la que tienen Alemania, Francia, Reino Unido…”. A eso, el catedrático Mariano Marzo le añade un punto de pedagogía general. “La gente tiene que entender que la energía no es solo una cuestión de dinero, ni una mercancía más; tiene que comprender que es un bien escaso y de importancia capital, que es poder y la base misma de la sociedad del bienestar”, enfatiza. Dice que volveremos a los tiempos del “niño, apaga la luz” y que tener coche o segunda residencia será un lujo.

“O España elabora su propia política o se la impondrán desde fuera”, asegura Emiliano López Atxurra, presidente de la cátedra de energía del Instituto Vasco de Competitividad. “Política energética”, subraya, “es integrarse en el proyecto del eje franco-alemán que busca el renacimiento tecnológico e industrial europeo sobre la base de la innovación y la eficiencia energética. Hay que considerar a la energía como motor industrial y tecnológico. Si Europa no quiere perder el paso, deberá refundarse sobre una política energética y hacer que sus empresas de bienes eléctricos vayan a procesos de integración y adquieran músculo”. López Atxurra piensa que el foco de lo imprescindible se desplaza a lo tecnológico industrial, como lo demostraría la sustitución de directivos financieros por industriales en las cúpulas de los grandes consorcios energéticos. “Los centros tecnológicos y las industrias energéticas tienen que ir de la mano”, sostiene.

La otra buena noticia es que Europa va a apoyar los esfuerzos españoles para dejar de ser una isla energética y reforzar sus interconexiones de electricidad y gas con el continente. Eso le permitirá comercializar sus excedentes de producción eléctrica y aprovechar sus poderosas instalaciones de ciclos combinados de gas. Precisamente, en febrero pasado se inauguró una nueva conexión eléctrica con Francia, que estará en periodo de pruebas hasta junio. Esta permitirá duplicar la capacidad de intercambio entre ambos países, de 1.400 a 2.800 megavatios (MW), o, lo que es lo mismo, del 3% actual de la demanda al 6%.

Con sus fortalezas y miserias, España no puede desconectarse del proceso de transición energética que cambiará nuestras vidas.

"Urge tener una política energética, porque el petróleo volverá a subir en unos años"

Article publicat a El Confidencial

Tres protagonistas. Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona; Álvaro Mazarrosa, director general de la Asociación de Operadores Petrolíferos, y José Carlos Díez, economista y profesor

AutorPedro Calvo

Fecha17.03.2015 – 05:00 H.

Tres protagonistas. Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona; Álvaro Mazarrasa, director general de la Asociación de Operadores Petrolíferos, y José Carlos Díez, economista y profesor de la Universidad de Alcalá. Y un tema en común: el petróleo. Invitados para participar en el Foro ‘El Confidencial’-Banco Sabadell, los tres expertos diseccionaron el mundo del petróleo y la energía desde todas las perspectivas temporales –pasado, presente y futuro– y con un planteamiento de partida muy claro: «El precio del petróleo, ¿oportunidad o incertidumbre?»

La balanza del debate se inclinó por la primera opción, es decir, por la oportunidad, de manera mayoritaria… pero sin perder de vista los desafíos –o incertidumbres– que se derivan de la espectacular bajada que viene protagonizando. No es para menos, puesto que en junio de 2014 el barril Brent, de referencia en Europa, llegó a superar los 115 dólares, y ahora cotiza a 54. Es decir, más de un 50% por debajo. «Para España es una bendición que nos pone viento de cola en el avión», reconoce José Carlos Díez.

Para Mariano Marzo, la fuerte caída del crudo constituye «el fin de un superciclo que se inició con la remontada de 2008″ y que acaba con una situación que no tenía demasiado sentido, porque un petróleo a 105 dólares invita al «nacimiento de nuevas técnicas» y «mata, o al menos ralentiza, el crecimiento económico mundial».

En su opinión, «hay cuatro factores fundamentales, entre los muchos que existen, que explican la caída del crudo». El primero, un exceso de producción sobre la demanda prevista. El segundo, el cambio «clave» en la estrategia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de Arabia Saudí. «Un petróleo a 105 dólares está subvencionando a sus competidores, y ha decidido no seguir pagando un precio político por el petróleo porque significa estar cavando su propia fosa». El tercero, «un contexto de abundancia de oferta energética en el que se relativizan los miedos geopolíticos». Y el cuarto, el final de las políticas de estímulo cuantitativo (QE) de la Reserva Federal (Fed) y la apreciación del dólar. «Existe una correlación perfecta desde la finalización del QE y la caída del petróleo», afirma.

«La clave de la caída es Estados Unidos», coincide Álvaro Mazarrasa. Aunque en su caso pone el acento en su política energética y el incremento del crudo no convencional gracias a la técnica del fracking (fractura hidráulica). Esta realidad, combinada con el exceso de oferta que sigue existiendo en el mercado y unos niveles de inventarios y almacenamiento en máximos de los últimos años, le lleva a advertir: «Todos estos elementos pueden provocar un nuevo derrumbe del petróleo, aunque es difícil de pronosticar».

Aunque José Carlos Díez matiza que «la caída de las materias primas es un fenómeno que no sólo afecta al petróleo, sino que es global«, reconoce que en el caso del crudo tiene características propias, entre las que sobresale el cambio de paradigma que está viviendo la industria. «La oferta constituye un componente deflacionista muy fuerte. La revolución de la oferta no ha hecho más que comenzar«, manifiesta. Y añade: «Es brutal lo que se está viendo en Estados Unidos. No me extraña que los árabes estén asustados. Y la tecnología va a ir a más».

Lo que ocurra hoy… condicionará el futuro

Para Mariano Marzo, más que producto de una revolución, el fracking «es consecuencia de un espíritu emprendedor«. Y aunque valora positivamente las implicaciones que tiene y el efecto sobre el precio del petróleo, aconseja huir de la complacencia o la euforia que puede generar el entorno actual para pensar en el largo plazo.

«Con los precios actuales, hay un 30% de la producción mundial de crudo en peligro, porque tiene costes superiores a los 60 dólares. Pero estamos sembrando lo que ocurrirá en el futuro, porque la realidad actual penalizará lo que ocurra. Y lo cierto es que sin el petróleo no convencional –el extraído con nuevas técnicas– no se cubrirá la demanda mundial», subraya. Y continúa: «El petróleo convencional tocó techo en el pasado, en 2008. Su producción no aumenta ni se espera que lo haga. Al contrario, porque cada año cae un 7%, con lo que el petróleo no convencional va a hacer falta, nos guste o no, salvo que caiga la demanda».

Desde estas premisas lanza un mensaje con ribetes de advertencia: «Los bajos precios de hoy darán paso a un rebote sustancial en tres o cuatro años y el inicio de un megaciclo alcista. Los precios actuales no garantizan el suministro a medio y largo plazo, con lo que iremos mal si nos dejamos llevar sólo por el momento actual. Por eso urge la necesidad de tener una política energética, porque el viento de cola se puede volver en contra en cualquier momento«. Siguiendo con este planteamiento, reclama que la energía sea «una prioridad estratégica» y un pacto de Estado para que sea así.

José Carlos Díez coincide con esta necesidad. Exponiendo cómo otros países o regiones del mundo, como EEUU o Asia, se están preparando para los desafíos energéticos, lamenta que en Europa y en España no se esté haciendo lo mismo. «Alguien tiene que poner las largas y pensar en el futuro», reclama.

El fracking y la «licencia social»

Con tres expertos dispuestos a exponer su visión sobre el pasado, el presente y el futuro del petróleo, una pregunta obligada no tardó en aparecer: ¿fracking sí o fracking no en España?

Mariano Marzo saltó sobre su asiento para responder con la mayor precisión posible. «Más que un sí o un no, lo que hay que tener en cuenta son tres vectores. El primero, saber si tenemos recursos, cuántos y a qué precio. «Aún estamos en la etapa de investigación, con lo que no sabemos ni cuántos recursos hay ni cuántos se pueden convertir en reservas», precisa. El segundo, conocer qué impacto tiene. «No se trata de hacer una enmienda a la totalidad del fracking, sino de ir caso a caso. No hay motivos para prohibirlo, sino para regularlo, pero siempre caso a caso», aconseja. Y por último, preguntar si la sociedad lo acepta. «O conseguimos la licencia social para operar o realmente el futuro se estará comprometiendo», avisa.

José Carlos Díez coincide en la necesidad de «concienciar» a la sociedad, pero reclama «hacerlo bien», con informes técnicos y científicos que sean mostrados a la sociedad.

Mazarrasa, por su parte, lamenta que, más allá incluso del debate sobre el fracking, Europa esté dando la espalda a la industria. «En Europa no queremos industria ni búsqueda de recursos, y luego acudimos a Estados Unidos para que nos exporte energía», critica.

Fusiones, compras…

Los participantes también se ocuparon del impacto que la caída del crudo puede tener en las petroleras. «Estos precios conducen a una reestructuración que necesitaba la industria petrolera», admite Marzo. Prevé que pueden verse fusiones, porque quizá sea más rentable «comprar reservas que buscarlas». Y pone el acento en que el mundo camina hacia un nuevo modelo de empresa energética, y no sólo por las nuevas técnicas en la extracción del petróleo y el gas natural, sino también porque «las renovables han venido para quedarse, son competitivas sin subvención, son eficientes», y esta realidad conduce hacia una síntesis entre las compañías de combustibles fósiles y energía renovable.

Para José Carlos Díez, «en la industria se va a ver bastante sangre», sobre todo en las empresas que se endeudaron para montar unas infraestructuras que ahora habrá que ver si pueden pagar.
Y un último mensaje con el que Marzo explica muy claramente por qué el mundo actual es tan dependiente del crudo: «No estamos enganchados al petróleo porque seamos tontos, sino porque somos muy listos. No hay ningún combustible que tenga la densidad energética del petróleo, con lo que existe una razón física para esa dependencia. Y otra razón es económica. Un barril de petróleo vale ahora 54 dólares y un barril son 160 litros. Dividan 54 entre 160 y verán el coste de un litro de petróleo y es mucho más barato que un litro de una Coca-Cola«.

La guerra del crudo golpea producción, inversión y empleo

Publicat a Cinco Dias

Valores que ganan y pierden con la caída del petróleo

Gabriele Ferluga

Madrid

26-01-2015 13:00

Alejandro Meraviglia

Pozos que ralentizan sensiblemente su producción, proyectos de perforación abandonados, desinversión, despidos. El cielo sobre la industria del petróleo, el llamado Big Oil, se ensombrece cada día más por la tormenta provocada por la caída casi en vertical del precio del crudo. En el comienzo de esta guerra de precios desatada por la OPEP, que decidió no recortar la producción pese a la menor demanda –el valor del oro negro se ha reducido a más de la mitad en seis meses, desde el cénit registrado el 19 junio, cuando alcanzó los 115 dólares por barril– la industria no reaccionó. Ahora, con el West Texas y el Brent que se intercambian a niveles de 2009, por debajo de los 50 dólares por barril, resulta imposible no intervenir.
“No eran muchos los que se esperaran estos precios, ni siquiera las empresas”, admitió hace más de una semana el analista de Oriel Securities Dragan Trajkov. “El primer impacto de esta nueva situación se dará en las nuevas inversiones”. Y esto es lo que está pasando.
Shell, la más poderosa petrolera europea, puso el freno en Catar, donde tenía prevista una inversión de 6.500 millones de dólares para la construcción de plantas en colaboración con la productora del Estado árabe. La compañía motivó su decisión con la escasa rentabilidad del proyecto en la actual coyuntura.
Muchos abandonos vienen de los yacimientos estadounidenses en los que se utiliza el fracking, la extracción de crudo y gas a través de la fracturación de la roca con agua, vapor, gas u otras sustancias químicas. Se trata de la misma industria que, según los analistas, contribuyó al boom de la producción del país americano, lo que a su vez mantiene la oferta de petróleo por encima de una demanda en declive, que no basta para agotar rápidamente el excedente.
Total aprovechó el miércoles el Forum Económico Mundial de Davos para hacer un anuncio contundente en este sentido. Junto con un recorte de los gastos en las perforaciones antiguas que posee el mar del Norte, el gigante francés deja de invertir en los pozos de fracturación hidráulica de la costa este de EE UU. Según un portavoz de la compañía, la corrección prevista este año en gasto de capital –un 10% menos con respecto a los 26.000 millones de dólares de 2014– se traducirá en un recorte en personal, de magnitud aún desconocida.
Range Resources, una compañía que opera en la región de Appalachia (este de EE UU), anunció la semana pasada un recorte del 33% en su plan de inversiones, que se queda ahora en 870 millones de dólares. Pero ya el mes pasado, Continental Resources, es decir, el mayor extractor del yacimiento de Bakken, en Dakota del Norte, decidió reducir un 41% sus inversiones en shale plays (proyectos de fracturación hidráulica) para este año, hasta los 2.700 millones de dólares.

En esta misma región, así como en la cuenca de Permian, en Texas, 35 pozos horizontales han registrado, este mes, el mayor descenso semanal de producción en los últimos seis años. Si el precio del barril se estabilizara en los 45 dólares, la producción de los yacimientos de Dakota del Norte disminuiría 100.000 barriles al día, hasta los 1,1 millones al día a principios de julio, según el Departamento estadounidense de recursos mineros, para deslizarse hasta los 1,05 millones a mediados de 2016.
BHP prevé diez perforaciones de esquisto activas menos a mediados de este año, que así pasarán de 26 a 16. Para alcanzar el objetivo, parará su producción en la zona de Permian y en Hawckville (Texas). “Acometeremos más cambios si constatamos que retrasar el desarrollo crea más valor que producir a corto plazo”, afirmó el director del gigante angloaustraliano, Andrew Mackenzie.
Por otro lado, la incertidumbre provocada por el descenso continuado del oro negro pone en entredicho también la perforación en aguas profundas. Así lo reconoció la estadounidense Chevron, que renunció a seguir con los trámites previos a la perforación en el mar de Beaufort, en el Ártico canadiense. Imperial Oil, una petrolera de Exxon, interesada en otro lote del mismo proyecto, dejó claro que las diligencias para llevarlo a cabo continuarían, por su parte. Sin embargo, retrasó el comienzo de las operaciones de al menos un año.
“La exploración del Ártico será esporádica y no se prevén inversiones”, sentenció Erik Holm Reiso, de la consultora Rystad Energy, cuando se supo, la semana pasada, que la noruega Statoil dejó de tener interés en sus tres licencias de perforación en la costa oeste de Groenlandia, sin haber bombeado ni una gota de crudo. “A 50 dólares por barril, sencillamente no tiene sentido”, explicó James Henderson, investigador del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
Ya a principio de este mes, la compañía estatal había señalado que podría aplazar otro proyecto de perforación en aguas profundas, esta vez en el mar de Barents. De las explotaciones gasistas en la misma porción de océano, y por la misma razón –la falta de rentabilidad– ya se retiró la rusa Gazprom.
La reducción de gastos para hacer frente al descenso de los precios –la consultora Sanford C. Bernstein prevé una disminución del 20% a nivel mundial– acaba así con una cantera de crudo, la que se encontraría por debajo del Ártico, que alcanza casi una cuarta parte de todos los depósitos de petróleo y gas que quedan por descubrir, según el Observatorio geológico de EE UU.
Estas aguas frías e inhóspitas no son las únicas que empiezan a perder atractivo con la drástica reducción de su beneficio potencial. Mientras las autoridades iraníes espantaban un mercado ya aturdido, al prever que el barril bajará hasta los 25 dólares, Shell decidió desprenderse de sus participaciones –un 80%– en las plataformas offshore brasileñas del área de Bijupirá y Salema. HRT, una petrolera con sede en Río de Janeiro, se hará con la parte que la británica tiene en esta perforación, que lleva funcionando desde 2003. La brasileña estatal Petrobras posee el otro 20%.

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El desplome del crudo, eso sí, “impulsará el crecimiento mundial durante los próximos dos años gracias a la mayor renta disponible y al ascenso del consumo en los países importadores”, subraya el último informe del Fondo Monetario Internacional. Efectos que, sin embargo, se verán compensados por la caída de la inversión y del crédito en China o el retroceso de la economía rusa, entre otros factores que sitúan la expansión económica mundial para este ejercicio en el 3,5% (tres décimas menos que la previsión de octubre).
La batalla alrededor de los precios de petróleo, de momento, se salda ya con miles de víctimas, los trabajadores de la industria. Este martes, dos proveedores de servicios a yacimientos petroleros, Halliburton y Baker Hughes, dispusieron el despido de 1.000 y 7.000 empleados, lo que equivale al 1,25% y 11,5% de sus plantillas, respectivamente.
“Prevemos unos ajustes en la nómina en línea con los de nuestros competidores”, afirmó el director de operaciones de Halliburton, Dave Lesar, al explicar la decisión, que llegó solo unos días después de que el líder mundial en servicios a petroleras, Schlumberger, recortara unos 9.000 puestos de trabajo, el 7,1% de su plantilla. ¿El motivo? El cierre, en los últimos dos meses, de 250 yacimientos, un 15% de todos los de EE UU, según Lesar.
Al invocar la competitividad como factor necesario del negocio, la británica BP recortó también 300 empleos, y la principal compañía canadiense, Suncor Energy prescindirá de 1.000 trabajadores por efecto de la reducción de las inversiones en nuevos proyectos.
A la espera de que la tempesta cese y vuelva la bonanza, Shell y otras compañías como Vitol o Trafigura, están almacenando el crudo en enormes buques, que, según Reuters, pueden contener hasta unos 15 millones de barriles en total. El periodo de almacenamiento, todo 2015, parece indicar que este año no será nada fácil para el Big Oil.

Detrás de la caída del precio del crudo

Article publicat a El periódico

Jordi Ortega

Economistas frente la Crisis

Se equivocan quienes crean que un descenso del coste de la energía nos sacará de la recesión

Lunes, 17 de noviembre del 2014

¿Qué hay detrás del descenso de precio del petróleo? La Agencia Internacional de Energía ha rebajado las previsiones de la economía mundial: el consumo de crudo se reducirá en el 2015 en 250.000 barriles diarios. El barril se hunde en los mínimos del 2010, con la diferencia de que el precio entonces subía.
La Oficina Federal de Estadística de Alemania ha confirmado un enfriamiento de la economía germánica, que en el tercer trimestre del año creció un 0,1%. El Consejo Asesor de Economistas del Gobierno alemán, en su informe presentado la semana pasada, ha confirmado la debilidad patológica de la inversión privada y predice para el 2015 un crecimiento del 1% y una tasa de inflación del 0,7% (no ve probable caer en la deflación). Los expertos contradicen la visión dominante sobre la economía y la política alemana y critican las decisiones estructurales equivocadas del Gobierno federal, al que reclaman que trabaje para un cambio de los tratados europeos.
Las debilidades institucionales de la zona euro no se resuelven bajando el Banco Central Europeo los tipos de interés al 0,05%. ¿Se agota el modelo exportador alemán? El campeón de las exportaciones tiene un saldo exterior negativo del 0,4%. En el 2012, cuando el saldo exportador era un 1,3% positivo, Heiner Flassbeck, exsecretario de Estado de Economía y exmiembro del Consejo Asesor de Economistas, anunciaba que ese «mercantilismo» estaba condenado al fracaso.
Se preguntará el lector qué efecto tiene en la economía cada dólar que baja el precio del petróleo. Para la economía de un país exportador de petróleo, como por ejemplo Venezuela, supone dejar de ingresar 600 millones de dólares por cada dólar de descenso. El precio del barril Brent está en 74,21 dólares, y en junio cotizaba a 111,99 dólares. La pérdida acumulada de ingresos es de unos 24.000 millones de dólares. ¿Y para España? Al revés: por cada dólar que baja el barril, en el ciclo de la economía doméstica se quedan 600 millones de dólares. Es una forma sencilla de mostrar el talón de Aquiles de la dependencia energética en las balanzas comerciales.
¿Qué relación tiene el hecho de que este descenso de precio del crudo no se traslade a los consumidores con el enfriamiento de la economía? Si se trasladase, supondría una inyección que reactivaría la demanda interna. Luis Berenguer, cuando era presidente de la Comisión Nacional de la Competencia, no pudo ser más claro: «No es posible que se diga que se ha cumplido con la directiva comunitaria Bolkestein cuando, por ejemplo, hacen falta ocho años para abrir una gasolinera». Y añadía: «Resulta escandaloso, y pasa con la tranquilidad de todo el mundo». Una parte de la pérdida de competitividad reside en la falta de regulación y supervisión de los mercados. Tenemos una de las gasolinas más caras de Europa -excepto los lunes y viernes, como descubrió la CNC- y con los impuestos más bajos de Europa. «Necesitamos no menos Estado, sino más Estado», dijo Peter Bofinger, del Consejo Asesor de Economistas del Gobierno alemán.
Se equivocan quienes esperen que una caída del precio de la energía nos saque de la crisis. No estamos en los años 80, cuando el dumping del precio del petróleo impulsaba que los países de la OPEP aumentasen la producción de petróleo. Estados Unidos había apostado por otras energías, pero sin sus frutos apareció la preocupación por la dependencia energética. Los combustibles no convencionales prometían ofrecer energía barata y abundante, incluso un renacimiento de la industria manufacturera. No se ha visto por ningún lado. Y la industria europea no ha bajado las persianas. La única industria beneficiada ha sido la química y la petroquímica vinculada al fracking. Se ofrecería una imagen incompleta si olvidáramos que California ha apostado por tener un 33% de renovables en el 2020 y que el gobernador Andrew Cuomo impulsa en Nueva York un green bank para invertir 8.000 millones en viviendas autoabastecidas con renovables y alta eficiencia energética. Berlín quiere un modelo 100% de renovables inspirándose en Sacramento.
No deberíamos volver a cometer el error de relegar la respuesta a la crisis energética. Cuando el petróleo estaba en 12 dólares el barril, los países industrializados podían pagar las importaciones de energía con sus exportaciones de productos manufacturados. En el 2009, con un precio diez veces superior, el equilibrio se rompe. Entre 1980 y el 2009, la era del petróleo barato, la industria europea se redujo del 30% a menos del 15% del PIB. Nos hemos hecho trampas al solitario calculando la productividad, lo que ha aumentando la fragilidad de la economía.

El Colapso en los Precios del Petróleo y la Seguridad Energética en Europa

Post de Ugo Bardi traduit i publicat al bloc La Encrucijada Sistémica

En esta entrada traduzco un post de Ugo Bardi, Profesor de Química Física de la Universidad de Florencia. El pasado miércoles 5 de Noviembre, realizó una charla en una audiencia en el parlamento Europeo, dentro de su «Comité de Industria, Investigación y Energía» con el siguiente título: «Tendencias en la producción de hidrocarburos fósiles en el mundo. El efecto de la disminución de los rendimientos energéticos».

A continuación reproduzco la entrada resumen de Ugo Bardi, en su Blog «Cassandra Legacy», cuyo nombre hace un guiño al personaje de la mitología griega que previó la caída de Troya y nadie le creyó:

El colapso en los precios del petróleo y la seguridad energética en Europa

Esta es una versión escrita de la charla breve en la audiencia en el parlamento de la Unión Europea sobre seguridad energética el día 5 de Noviembre de 2014 en Bruselas. No es una transcripción, sino una versión acortada que intenta mantener el sentido de lo que expuse. En la fotografía, podéis observar a los asistentes, y en la pantalla de TV, a un servidor tomando la instantánea.

Damas y caballeros, antes de todo, permítanme decir que es un placer y un honor dirigirme hoy a tan distinguida audiencia. Estoy aquí como miembro de la Universidad de Florencia y también como miembro del Club de Roma, pero me gustaría aclarar en este momento, que lo que voy a decirles son mis opiniones propias, no las del Club de Roma o las de mi Universidad.

Dicho esto, puntualizar que hasta ahora hemos estado discutiendo sobre la crisis del gas y la situación en Ucrania, pero tengo que alertar de que hay otra crisis en marcha – quizás mucho más preocupante – que tiene que ver con el petróleo crudo. Esta crisis se está generando por la rápida caída de los precios del petróleo durante las pasadas semanas. Tengo que decirles que los precios bajos en el petróleo NO son algo bueno por razones que intentaré explicar. En particular, precios bajos del crudo hace imposible a muchos productores de petróleo obtener beneficios de su actividad (es decir, rentabilizar su inversión) y puede generar grandes problemas para la economía mundial, justo como ya sucedió en 2008.

Si me permiten, comenzaré con un vistazo a las tendencias a largo plazo en los precios del petróleo. Aquí lo tienen, con datos obtenidos de la página de BP.

Gráfica 1

Estos datos llevan corregida la inflación. Pueden ver fuertes oscilaciones, pero también una tendencia evidente de crecimiento. Acerquémonos para ver lo últimos 10 años:

Gráfica 2

Estos datos no llevan corregida la inflación, pero la corrección no es grande en este rango de tiempo. Los precios están creciendo, pero se estabilizaron durante los últimos 4-5 años en algún punto alrededor de los 100 US$ por barril. Fijénse en la caída en el último mes más o menos. Transcribí estos datos hace cerca de una semana, hoy estamos incluso a precios más bajos, bien debajo de los 80 dólares por barril.

La pregunta es: ¿Qué genera estas tendencias? Obviamente, hay factores financieros de todo tipo que tienden a crear fluctuaciones. Pero, al final, lo que determina precios es la interacción entre la demanda y la oferta. Si los precios están demasiado altos, la gente no puede permitirse comprar; esto es lo que llamamos “destrucción de la demanda”. Si los precios están demasiado bajos, entonces es la oferta la que es destruida. Simplemente, los productores no pueden vender sus productos con pérdidas; al menos no por mucho tiempo. Por lo que hay un rango de precios que son posibles para el petróleo: demasiado altos, los clientes no pueden comprarlo, demasiado bajos, y las compañías no pueden venderlo. De hecho, si miran el histórico de precios, podrán observar que cuando los precios superaron los 120$ por barril (valor actual del dólar) el resultado posterior era una recesión y un colapso de la economía.

En última instancia, es el coste de producción el que genera el límite del precio por debajo. Aquí, entramos en el núcleo del problema. Como pueden observar en el gráfico de precio anterior, hasta más o menos el año 2000, no hubo problema para que los productores consiguiesen beneficios vendiendo petróleo a un precio de alrededor de los 20 dólares por barril. Entonces “algo” cambió, que causó que los precios subiesen. Este “algo” tiene un nombre: el agotamiento.

El agotamiento no significa que se esté acabando el petróleo. Absolutamente no. Todavía hay mucho petróleo para extraer en el mundo. El agotamiento significa que gradualmente consumimos nuestros recursos y – como pueden imaginar – tendemos a extraer y producir en primer lugar los recursos menos caros. Entonces, mientras el agotamiento sigue adelante de forma gradual, nos quedan disponibles para extraer las fuentes más caras. Y, si la extracción cuesta más, entonces los precios de mercado deben incrementararse: como dije, nadie quiere vender con pérdidas. Y aquí tenemos el problema. Abajo, pueden ver el gráfico que muestra el coste de producción de petróleo para varias regiones del mundo. (De un artículo escrito por Hall & Murphy en “The Oil Drum”)

Gráfico 3

Por supuesto, estos datos deben de tomarse con precaución. Pero hay otros, similares, estimados, incluyendo un informe de 2012 de Goldman & Sachs, donde pueden leer que los desarrollos más recientes necesitan un precio mínimo de 120$ por barril para que sea rentable. Aquí un fragmento del informe;

Por lo que pueden ver, con los precios presentes, un significativo 10% del petróleo producido actualmente se produce con pérdidas. Si los precios volviesen a los valores considerados “normales” hace solo 10 años, alrededor de los 40$ por barril, perderíamos la rentabilidad de más o menos la mitad de la producción actual de petróleo. La producción no colapsaría de la noche a la mañana: una buena fracción del coste de producción deriva de la inversión inicial en un pozo petrolífero. Por lo que, una vez desarrollado, sigue produciendo, incluso si los beneficios no vayan a cubrir la inversión inicial. Pero, a largo plazo, nadie querrá invertir en una empresa que tenga unos riesgos tan elevados de pérdidas. Eventualmente, la producción debe bajar: Habrá todavía petróleo accesible teóricamente, pero no nos podremos permitir la extracción del mismo. Este es en esencia el concepto de agotamiento.

La típica objeción, en este punto, es sobre la tecnología. La gente dice, “Si, pero la tecnología bajará los costes de extracción y todo irá bien de nuevo”. Bien, me temo que esto no es así de sencillo. Hay límites para lo que la tecnología es capaz de conseguir. Dejen que les enseñe algo:

El objeto que ven en la parte de arriba de la imagen es un fragmento de lutita (o shale). Es el tipo de roca del que se puede extraer el petróleo de shale y el gas de shale. Pero, como pueden imaginar, no es algo fácil de hacer. Puedes bombear petróleo a partir de lutita; el petróleo está ahí, pero está encerrado en la roca. Para extraerlo, debes romper la roca en pequeños fragmentos; fracturarla (que es de donde viene el nombre de “fracking”). Pueden ver a la derecha una imagen del tipo de equipamiento necesario. Puedes estar seguro de que no sale barato. Y esto no es todo: una vez empiezas a fracturar, tienes que seguir fracturando. La tasa de decline de un pozo de fracking es muy rápida; estamos hablando de una pérdida de alrededor al 80% en 3 años. Y esto es caro también. Tenga en cuenta, por cierto, que estamos hablando del coste de producción. El precio de mercado es otro asunto, y es perfectamente posible para la industria tener que producir con pérdidas, si estuviesen entusiasmados con la idea de invertir en estas nuevas fuentes. Esto es justo lo que está sucediendo con el gas de shale en los EEUU; demasiado entusiasmo por parte de los inversores ha creado un problema de sobreproducción y los precios están demasiado bajos para cubrir los costes de la extracción.

Entonces, la producción de este tipo de recursos, el llamado “nuevo petróleo” es una tarea compleja y cara. Seguramente la tecnología puede ayudar a reducir los costes, pero piensa en esto: ¿Cómo puede reducir la energía necesaria para romper una roca y convertirla en polvo? ¿Va a golpearla con un smartphone? ¿Va a compartir una foto en Facebook con ella? ¿Va a introducirla en una impresora 3D? El problema es que romper y moler una roca requiere energía y esta energía ha de venir de alguna parte.

Eventualmente, el punto fundamental es que usted tiene un balance entre la energía empleada y la energía que extrae. Extraer petróleo requiere energía, podemos decir que requiere energía producir energía. El ratio entre las dos energías es la “Energia neta extraida” de todo el sistema, también conocida como Tasa de Retorno Energético (TRE). Por supuesto, usted quiere que este retorno sea lo más elevado posible, pero cuando usted trata con recursos no renovables, como el petróleo, la energía neta que retorna desciende con el tiempo debido al agotamiento. Deje que le enseñe unos datos:

Como puede ver, la energía neta retornada para el petróleo crudo (arriba a la izquierda) declinó su TRE desde los 100 hasta los 10 aproximadamente en más o menos 100 años (el valor de 100 posiblemente esté algo sobrevalorado, pero la tendencia sigue siendo correcta). Y con energías netas menores, obtienes cada vez menos energía útil de un pozo petrolífero; como pueden observar en la imagen, en la parte baja a la izquierda. La situación es especialmente complicada para el llamado “nuevo petróleo”, petróleo de shale, biocombustibles, arenas bituminosas, y otros. Era de esperar: este tipo de petróleos (o combustible líquido) son los más caros y están siendo extraídos por que nos estamos quedando sin los tipos más baratos. Entonces, no es de extrañar que los precios deban aumentar si la producción tiene que continuar en los niveles a los que estamos acostumbrados. Entonces, cuando el mercado se de cuenta de que los precios están demasiado elevados para ser asequibles, tiene lugar el efecto contrario; los precios bajan para indicar a los productores que deben parar de producir un recurso que es demasiado caro.

Por lo que, tenemos un problema. Es un problema que aparece en forma de saltos repentinos en los precios; arriba y abajo, pero que gradualmente nos lleva a una situación en la cual no seremos capaces de producir tanto petróleo como solíamos hacer. Esto mismo es así para el gas, y pienso que la actual crisis en Europa, que es vista como principalmente política, en última instancia tiene sus orígenes en el agotamiento gradual de las reservas de gas. Todavía tenemos mucho gas para producir, pero se esta convirtiendo en un recurso cada vez más caro. La misma situación sucede para el carbón, aunque hasta la fecha no hemos visto grandes problemas – para el carbón los problemas vienen más de las emisiones de CO2 y el cambio climático; y este es un problema todavía más importante que el agotamiento. El carbón se puede considerar (quizás) como abundante (o por lo menos más abundante que otros recursos fósiles) pero no es una solución a ningún problema.

Al final, tenemos problemas que no pueden ser “resueltos” intentando continuar produciendo recursos no renovables que a largo plazo van a ser demasiado caros. Es un problema físico, y no puede ser resuelto con métodos políticos o finacieros. La única posibilidad es cambiar hacía fuentes de energía que no vayan a sufrir agotamiento. Con esto me refiero a energías renovables.

Llegados a este punto, deberíamos discutir cual es la tasa de retorno energético de las renovables, y compararlas con la de los recursos fósiles. Esta es una historia compleja, y hay mucho trabajo por hacer en este sentido. Hay mucha incertidumbre en las estimaciones, pero pienso que se puede decir que las “nuevas renovables”, que son básicamente la fotovoltaica y la eólica, tienen retornos energéticos para la producción de energía eléctrica que son comparables a la de la producción de la misma energía a partir de petróleo y gas. Quizás las renovables todavía puedan igualar la tasa de retorno de los fósiles, pero, mientras que el retorno energético de las fósiles sigue declinando, el retorno de las renovables se incrementa gracias a la economía de escala y las mejoras tecnológicas. Por lo que vamos a llegar en algún momento a un punto de encuentro (quizás lo hayamos alcanzado ya) e, incluso en términos de precio de mercado, el coste de la energía eléctrica renovable es a día de hoy comparable al de la energía eléctrica obtenida a partir de combustibles fósiles.

El problema es que nuestra sociedad fue construida bajo la premisa de disponibilidad de combustibles fósiles baratos. No podemos simplemente cambiar a renovables como la fotovoltaica, la cual no puede producir combustibles líquidos para el transporte. Por lo que necesitamos una nueva infraestructura para acomodar las nuevas tecnologías, y eso será terriblemente caro de hacer. Tendremos que tratar de sacar lo mejor de nosotros, pero no podemos esperar una transición energética – la energiewende – indolora. Por otro parte, si no nos preparamos, será todavía peor.

Por volver al tema de la audiencia, estábamos hablando de la seguridad energética para Europa. Espero que les haya proporcionado algunos datos que muestren como en última instancia la seguridad está relacionada con el suministro, y que estamos teniendo problemas con el suministro de energía fósil en estos momentos. El problema puede solo incrementarse en el futuro debido al agotamiento gradual de los recursos fósiles. Por lo que necesitamos pensar en términos de suministros que no se vean afectados por este problema. Como consecuecuencia, es vital para la seguridad energética europea el invertir en energía renovable. No debemos esperar milagros de las renovables, pero ellas serán de una inmensa ayuda en los difíciles tiempos venideros.

Hagamos un resumen de los puntos tratados en esta charla:

Tendencias en la producción de energía: Puntos para “llevar a casa”

1- Producir energía requiere energía
2-    El retorno energético de las energías fósiles esta declinando debido al agotamiento
3-    Precios elevados son necesarios si se quiere mantener la producción actual
4-    Precios elevados causan destrucción de la demanda y recesión
5-    Invertir en renovables es una prioridad crucial para el futuro de Europa.

Muchas gracias por su atención, si quieren más información pueden visitar mi página web “Resource Crisis”.