Energía A Debate

Como daño colateral de la crisis financiera mundial, se prevé una situación en que la oferta de petróleo podría ser insuficiente para cubrir la demanda.

Roberto Carmona*

La obtención de cifras precisas de oferta y demanda de petróleo está principalmente en función de los datos macroeconómicos. Por lo tanto, mientras éstos sigan ajustándose cada vez más a la baja, así también en paralelo la oferta y la demanda seguirán deslizándose hacia nuevos umbrales. La información más reciente dada a conocer por la Agencia Internacional de Energía (AIE) indica que este año la demanda mundial por petróleo caerá en al menos 2.4 millones de barriles diarios (mbd), monto que amenaza con rebasar la caída de 2.45 mbd de 1980 ante la escalada de precios derivada de la Revolución Iraní seguida de la Guerra Irán-Irak.

No obstante el cada vez más agudo deterioro de la demanda, la preocupación tanto de productores como de consumidores parece converger más bien hacia el lado de la oferta. Recientemente, el tema central de análisis de foros internacionales como el Seminario de la OPEP en Viena y la Cumbre del Petróleo IFP de Paris ha sido el efecto que las menores inversiones en producción y exploración (E&P) tendrán para hacerle frente a la demanda cuando ésta reanude su crecimiento. Hoy se percibe con mayor probabilidad de ocurrencia de un supply crunch.⁽¹⁾

El deterioro del escenario económico mundial y las cada vez peores perspectivas de la demanda, que mantienen elevados los inventarios de crudo y productos, son la razón principal de que el nivel de precios sea menor al objetivo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de conseguir cotizaciones más “justas” en 75 US$/b (Financial Times, Saudi Arabia and the need for $75 oil, 20 enero 2009). Ante tal situación, la OPEP ha retirado más de 4 mbd del mercado respecto a los niveles de producción del verano pasado, logrando un cumplimiento del más de 80% de su objetivo de producción de 24.85 mbd y el 28 de mayo evaluará la difícil alternativa de reducir aún más su nivel producción.

La combinación de menores precios de crudo y crisis crediticia está afectando la viabilidad financiera de los proyectos de inversión, por lo que algunos de ellos se han postergado y, en el peor de los casos, cancelado. De acuerdo con el secretario general de la OPEP, Abdalla el-Badri, los países de la organización hasta el momento han pospuesto 35 de 150 proyectos planeados, hasta el 2013. Se espera que este año Arabia Saudita reduzca en hasta 20% sus 130 pozos; también ha solicitado la revisión de proyectos como Manifa (1.2 mbd de crudo pesado) ante la disminución de costos (Rigzone News, Saudi Arabia to Cut Drilling Rigs Amid Lower Oil Demand, 2 marzo 2009).

Además de los problemas financieros internacionales, los países productores no miembros de la OPEP enfrentan declinación en zonas maduras y otras de alta complejidad de extracción, por lo que no se esperan aumentos sustanciales en su horizonte de producción en el corto y mediano plazo, particularmente de crudo convencional. La AIE estima que el gasto en upstream en 2009 podría reducirse entre 15 y 20%, lo cual aceleraría las tasas de declinación de las zonas maduras de los países no-OPEP de un promedio de 7.7% conseguido entre 1999 y 2007 a una tasa promedio de 9.4% en 2009. El efecto neto del aumento en las tasas de declinación ocasionará una reducción en la producción de Reino Unido, Noruega, Estados Unidos, Canadá y México (a pesar de que este país aumentará su inversión este año) de 360,000 bd hacia finales del siguiente año, de los cuales 110,000 bd ocurrirán en 2009 y 250,000 bd en 2010.

Las petroleras gastan menos

En diciembre pasado, Barclays publicó los resultados de una encuesta aplicada a 357 empresas de la industria del petróleo. De la encuesta se obtuvo que, después de haber registrado seis años consecutivos de crecimiento, el gasto en E&P podría disminuir 12% respecto al año anterior. Las difíciles condiciones del mercado internacional de capitales han afectado el gasto de capital (capex) del 30% de las empresas encuestadas y 42% anticipan que llevarán a cabo ajustes durante el 2009. El precio de crudo citado por la mayoría de las empresas que resultaría en un recorte del presupuesto para E&P es 50 US$/b. Las compañías internacionales promediarán una reducción de 3% de su gasto internacional en E&P respecto a 2008: BP, -4%, Shell -6% y Total -5%. Chevron y ExxonMobil parecen ser las únicas empresa que podrían aumentarlo en alrededor de 5%.

El efecto más importante se espera en los Estados Unidos, donde el gasto en E&P para 2009 caería 26%, siendo las compañías independientes las más afectadas. De las 245 compañías encuestadas en los Estados Unidos, 135 planean reducir sus planes de gasto en 10%; solamente 32 esperan aumentarlo en 10% en 2010 y 60 lo mantendrán sin cambios. Entre las empresas con recortes más severos respecto a 2008 se encuentran: Chesapeake Energy (-51%), Devon Energy (-44%), EOG Resources (-34%), Sandridge Energy (-78%), Hess Corp. (-62%), Anadarko Petroleum (-32%) y ConocoPhillips (-23%). La AIE estima que la producción de Estados Unidos podría aumentar en 250,000 bd respecto al 2008, pero buena parte de este volumen será resultado de la reanudación de producción afectada por los huracanes Ivan y Ike. El mayor tiempo de maduración de los proyectos de aguas profundas y ultraprofundas es la razón fundamental por la cual no han sido tan afectados; pero de cualquier manera este año no se han registrado órdenes para instalar nuevas plataformas. Todos las nuevas plataformas flotantes por entregarse e instalarse este año fueron contratadas entre 2006 y 2008 (Rigzone News, Market Analysis: Deepwater, Ultra-Deepwater Newbuilds for 2009 and Beyond, 30 marzo 2009).

En Rusia, TNK-BP reducirá su capex en 10% en 2009 respecto al año anterior, Lukoil lo hará en alrededor de 50%, Surgutneftegaz, Gazprom Neft y Rosneft planean reducciones entre el 20 y el 26%, mientras que Gazprom lo aumentará en un modesto 2%. Las presiones financieras y elevadas tasas impositivas a las exportaciones han originado cambios en las estimaciones en la producción de Rusia, país para el cual la AIE prevé que la producción caerá 250,000 bd en 2009.

Para Canadá se espera una contracción del gasto en E&P de 23% para este año, particularmente en los proyectos de arenas bituminosas en Alberta. De acuerdo con el Canadian Energy Research Institute (CERI) los nuevos proyectos requieren entre dos y tres años para comenzar a producir y precios de WTI mayores a los 70 dólares por barril son necesarios para reiniciar un periodo de crecimiento y expansión. Incluso asumiendo un mejor escenario económico a partir de 2010, tomará dos años la reanudación de la tendencia de crecimiento, misma que de cualquier manera será inferior a la calculada en 2008, pues algunos proyectos podrían rezagarse hasta el 2015, ya que el nivel de máximo gasto en capital previsto podría tardar hasta 11 años en recuperarse. Es por ello que la producción de bitumen se prevé por debajo de los 2 mbd hasta el 2015, mientras que el caso más optimista presentado por el CERI en 2008 ubicaba el nivel de producción en más de 5 mbd para esa misma fecha.⁽²⁾

Los trabajos de E&P en Mar del Norte también se han visto muy afectados por la crisis financiera. El número pozos de exploratorios ha caído 78% durante el primer trimestre de este año respecto al mismo periodo de 2008; consecuentemente, se podría reducir el periodo de vida de producción de el Mar del Norte en 10 ó 15 años de su expectativa previa de 20 a 30 años y casi la mitad de la infraestructura instalada podría ser retirada en los siguientes 11 años (Financial Times, Crisis Hits Search for More North Sea Oil, 13 abril 2009).

Se requiere un precio de 60 dls.

En febrero de este año, Deutsche Bank estimó que el aumento en costos e impuestos de años recientes hacen necesario precios entre 60 y 70 dólares por barril para obtener tasas internas de retorno del 15% en regiones con potencial de crecimiento de producción como Angola, el Golfo de México, aguas profundas en Nigeria y Brasil. En este sentido, la consultora Cambridge Energy Research Associates (CERA) había estaimado que la producción mundial de petróleo crecería 14.5 mbd para el año 2014 y se situaría en un total de 109 mbd, pero ahora con la crisis económica y financiera, CERA ajustó su estimación de crecimiento a solo 7.6 mbd con un elevado riesgo de ser ajustado a la baja ante las cancelaciones y retrasos de los proyectos de inversión (The Wall Street Journal, Falling Oil Supply Risk a Price Rise, marzo 27, 2009).

En su más reciente reporte mensual la AIE estima que este año la oferta no-OPEP caerá 350,000 bd, mientras que el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) prevé un crecimiento nulo. México, Reino Unido, Rusia y Noruega son los países para los que se esperan las mayores reducciones (gráficas 1 y 2).

La reciente preocupación y abundancia de noticias sobre los efectos negativos que está generando la crisis financiera sobre los proyectos de inversión tiene sus origines varios años atrás y los actuales disturbios financieros son tan sólo responsables de agudizar y mostrar con mayor contundencia los rezagos de las inversiones requeridas por la industria, pues desde 1998 la inversión por parte de las empresas internacionales (IOCs) como de las nacionales (NOCs) ha sido inadecuada, particularmente en el upstream.

De acuerdo con el estudio titulado The Coming Oil Supply Crunch del Profesor Paul Stevens, publicado por Chatham House en 2008, buena parte de la razón de esta inadecuada inversión radica en el cambio fundamental en cómo se atraían las inversiones en los años 70 y 80, y cómo las nuevas tendencias financieras y académicas cambiaron el modo de llevarlas a cabo en años recientes, cuando las IOCs comenzaron a usar y a operar bajo los términos del Value Based Management (VBM). El VBM sostiene que si no se puede tener una tasa de retorno en las inversiones que sea al menos tan alta como el promedio de la industria, entonces la empresa debe regresar el dinero a los accionistas en dividendos. Por lo tanto, las IOCs se han visto orilladas a premiar a sus accionistas en detrimento de las inversiones, debido a que las tasas de retorno requeridas para emprender nuevos proyectos son cada vez más bajas, pues muchas IOCs no cuentan con acceso a zonas de bajos costos de producción de petróleo.

En lo que se refiere a las NOCs, el estudio de Chatham House afirma que algunas de estas compañías han regido su gestión bajo el concepto conocido como Análisis de Agente-Principal, donde el Agente (el NOC) administra la producción del bien y el Principal es el controlador del recurso (comúnmente el Ministerio de Energía y/o Finanzas) quien usa los recursos obtenidos de la explotación de los hidrocarburos en beneficio del Estado. De acuerdo con esta teoría, el Agente se convierte en maximizador de renta (rent-seeker) buscando beneficiar a sus empleados (sindicatos), lo que implica que el Agente extrae valor de la explotación del recurso natural, pero sin hacer contribuciones en su productividad, pudiendo degenerar en actividades de corrupción.

NOCs e IOCs DEBEN COLABORAR

La pregunta obvia sería por qué el Principal, quien es la autoridad y es el controlador del recurso natural, permite al Agente abusar de la explotación del recurso en beneficio de sus empleados. La respuesta puede explicarse con el concepto de Asimetría de la Información entre el Agente y el Principal. Esto es, el Agente posee toda la información relacionada con la producción y administración del bien explotado, misma que no comparte, o al menos no es su totalidad, con el Principal. Consecuentemente, las empresas NOCs no solamente se convierten en entidades costosas, sino también ineficientes, particularmente si el presupuesto para sus gastos de capital y operación (capex y opex) es otorgado o administrado por el Principal. Siendo que el Principal desconfía del uso que el Agente hará de los recursos económicos que le debe otorgar, entonces el Principal tiende a reducir el monto requerido para invertir y a establecer mecanismos de escrutinio y fiscalización que entorpecen y finalmente reducen las inversiones necesarias.

Muchas NOCs se beneficiarían de colaborar con las IOCs, especialmente por la experiencia de éstas en la administración de grandes proyectos, generalmente acompañados de altos riesgos, mismos que requieren de la coordinación de varias compañías de servicios, que son las que normalmente hacen los trabajos de perforación, sísmica, construcción de plataformas, etc. Sin embargo, afirma Stevens, los nacionalismos inhiben el potencial de producción de algunas NOCs. Independientemente de que se trate de IOCs o NOCs, las empresas buscan maximizar sus ingresos de la producción y venta de crudo y productos, pero como indica Stevens, los objetivos de la petrolera pueden estar en conflicto con los del gobierno. El gobierno prefiere incrementar sus ingresos fiscales para propósitos distintos a los del desarrollo de la industria y la compañía, como por ejemplo usar la renta petrolera para diversos subsidios al consumo de gasolina y otros productos refinados.

El estudio de Stevens también argumenta que entre mayor sea el número de entidades involucradas con la dirección y el porvenir de la industria, y entre más fragmentadas estén sus responsabilidades, menor será la claridad y coherencia de objetivos, desembocando en una parálisis en la toma de decisiones e incapacidad para mitigar los bajos niveles de inversión, derivando en un funcionamiento deficiente de la empresa y la industria. Para conseguir un ejercicio más eficiente de la industria, Stevens sugiere aumentar la transparencia financiera y operativa entre el Principal y el Agente (es decir, reducir la asimetría de información). También es indispensable una clara delegación de responsabilidades a cada una de las entidades y que éstas sean coherentes con el desarrollo de la industria, además de conseguir un cumplimiento cabal de las regulaciones, así como de la rendición de cuentas.

El consenso general apunta a que las repercusiones de los bajos niveles de inversión, derivados la combinación de recisión económica con crisis financiera y bajos precios del crudo, serán más notorias cuando la demanda se recupere. De hecho, la demanda podría mostrar un importante repunte en vísperas de la recuperación económica, pues de acuerdo con Stevens, la elasticidad ingreso⁽³⁾ de la demanda por petróleo cuando se sale de una recesión es mayor a la tendencia normal de crecimiento del consumo. Según Stevens, en los siguientes 3 a 5 años la demanda podría aumentar de manera dramática sin encontrar suficiente oferta para abastecerla, dando lugar al supply crunch.

Parece muy probable que efectivamente ocurra un importante desbalance entre la oferta y la demanda, especialmente cuando ésta última reanude su crecimiento. Considerando la reciente tendencia, así como las estimaciones del DOE y la AIE respecto a la producción petrolera de México, es claro que este país jugará un papel clave en un escenario de estrecho balance mundial de petróleo. El trabajo de Stevens es una síntesis teórica y objetiva que se une a las variadas razones y conocidas explicaciones de porqué México seguirá encabezando la lista de los países con las reducciones más pronunciadas en la producción de petróleo.

⁽¹⁾ Supply Crunch: situación en la que la capacidad excedente de la oferta cae por debajo de los requerimientos de la demanda, derivando en escasez de crudo; por lo tanto, generando un repunte en el nivel de precios. Paul Stevens, The Coming Oil Supply Crunch, Chatham House, 2008, pg. 9.
⁽²⁾ McColl, The Eye of the Beholder: Oil Sands Calamity or Golden Opportunity? CERI, febrero 2009.
⁽³⁾ La elasticidad ingreso de la demanda mide la sensibilidad o capacidad de respuesta del consumo de un bien a cambios en el ingreso de la gente que lo demanda. Es calculado como la relación entre el cambio porcentual de la demanda al cambio porcentual del ingreso.

? Analista de PMI Comercio Internacional (rcarmona@pmicim.com ).