Los pozos de crudo recobran (por ahora) su energía
El alza del precio del Brent impulsa la recogida de beneficios de las compañías y anima la inversión Pese a la ligera recuperación, los temores persisten por las incertidumbres geopolíticas globales
La alegría ha vuelto al negocio petrolero, al menos, por el momento. En el primer trimestre de 2017, los precios del barril de Brent subieron en torno a los 50 dólares, las grandes compañías exhibieron una mejora de sus resultados –sobre todo (aún tímido) en el área de upstream (exploración y producción)– y anunciaron importantes hallazgos de hidrocarburos, y la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) acotará, tras su reunión en Viena de hoy, la producción, según los analistas.
Son todas buenas noticias para un sector que parece que comienza a salir de la crisis, del pozo negro de los 28 dólares de enero de 2016, y que se anima ahora a invertir.
El consumo eléctrico seguirá creciendo mientras el númerode habitantes del planeta siga escalando y el modelo económico de los países emergentes siga siendo el de los desarrollados Ángel Cámara Rascón, catedrático de la Escuela Técnica Superior de Ingenierosde MInas y Energía de la UPM
El negocio de exploración y producción vuelve a estar en el punto de mira de las empresas, una vez interiorizadas las lecciones de eficiencia, optimización, sinergias y sostenibilidad. Es decir, la disminución de costes, y que fueron las principales medidas adoptadas durante la caída de los precios de las materias primas.
Aunque es el aumento de los precios (el Brent se cotiza a 54 dólares) lo que ha vuelto a dar un balón de oxígeno a la industria, tras el acuerdo de recorte a la producción alcanzado en noviembre por la OPEP (el club de países exportadores de petróleo), y que previsiblemente se prolongará hoy por nueve meses más, después de una reunión en Viena, con la venia también de Rusia, el mayor productor fuera del cártel.
Ante un escenario más favorable, y pese a las incertidumbres políticas internacionales, todo apunta a una recuperación de la inversión y la actividad en un área que todavía es clave para satisfacer las necesidades energéticas de una población mundial creciente.
“Mientras el número de habitantes del planeta se siga incrementando y el modelo a seguir por los países en vías de desarrollo siga siendo el de los ricos, el consumo de energía seguirá creciendo”, advierte Ángel Cámara Rascón, catedrático del departamento de energía y combustibles de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energía de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM).
Repsol
La primera gran noticia llegó en marzo pasado, con “el mayor descubrimiento de crudo en suelo estadounidense (Alaska) en 30 años (unos 1.200 millones de barriles)”, señala la compañía.
Y la segunda se produjo en el cierre del primer trimestre del año: la compañía subió un 59% su beneficio neto, hasta los 689 millones de euros, y en upstream alcanzó los 224 millones, 207 millones más.
“El programa de eficiencia y las sinergias [incluida la incorporación de la canadiense Talisman], junto a la recuperación parcial de los precios, impulsaron este resultado.Además de la reanudación en diciembre de la producción en Libia –casi dos años inactivo–, que aportó de media 20.000 barriles al día y 26 millones al resultado neto de enero-marzo de 2017”, explican en la petrolera.
Para 2016-2020, Repsol focalizará sus proyectos en Latinoamérica, Norteamérica y el sudeste asiático. Y en este 2017 trabaja, en concreto, en Brasil, donde construye el segundo pozo en el campo de Lapa; en Bolivia, donde inicia la producción de Huacaya-2; en Colombia realizará sondeos en aguas de La Guajira, y otros dos en el mar de Vietnam. Son 2.700 millones de euros de inversión para dicha área de un total de 3.600 millones (un 12,5% más) que destinará la petrolera este año, informan.
BP
La británica BP pone el foco en la innovación para garantizar la seguridad, fiabilidad y la eficiencia de sus operaciones de exploración y producción. “Apostamos por el petróleo de calidad en cuencas centrales como Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos), Azerbaiyán y el golfo de México”, indican.
La compañía se vale así de tecnologías de imágenes sísmicas para encontrar yacimientos y sistemas que avisan de problemas de rendimiento en las maquinarias, en pruebas en el golfo de México. Su meta es alcanzar a 2020 los 800.000 barriles por día. En 2016, su producción total fue de 3,3 millones.
50-70 euros es el rango de precio que barajan las empresas para 2017
La petrolera salió de pérdidas en el primer trimestre de 2017, tras ganar unos 1.325 millones de euros fundamentalmente por el alza del crudo y de la producción. También, por la reducción de costes y la mejora de la eficiencia, comentan desde BP. En 2016 participó en ocho exploraciones: desde Egipto, pasando por Angola, hasta México, e inició otras seis: dos en Argelia, una en Alaska, otra en Angola y dos en el golfo de México”.
Mientras, para 2017-2021 tiene en agenda 16 nuevos proyectos, actualmente en construcción en Egipto, Australia e Indonesia, y otros nueve en fase de evaluación y diseño. “A principios de este mes encontramos gas en las costas de Senegal y hemos empezado a producirlo en el delta del Nilo”, añaden. La multinacional invirtió unos 350 millones en I+D en 2016.
Cepsa
El aumento de los precios también ha sido un aliciente para Cepsa. Su resultado se disparó un 91% entre enero y marzo, hasta los 202 millones. Pero influye, igualmente, “contar con un modelo de negocio integrado, lo que permite adaptarse mejor a los cambios de un mercado donde el precio oscila con tanta facilidad”, apuntan.
El crecimiento sostenible de la producción y las reservas mediante la optimización de la explotación de los yacimientos actuales así como la adquisición de activos en fase de desarrollo son su principal baza.
El alza de la cotización es vital para el incremento de las inversiones
Hace poco, la compañía propiedad del fondo soberano de Abu Dabi, IPIC, cerró un pacto con la argelina Sonatrach para continuar su actividad en Argelia a largo plazo –Cepsa lleva 30 años de operaciones en ese país–.
Los gigantes Exxon o Shell también se unieron a la fiesta. Pero más allá de los menores gastos y la eficiencia tecnológica, las empresas miran aún con preocupación la evolución de los precios. Su pujanza es indispensable para el impulso de las inversiones en upstream.
Las compañías vislumbran un escenario en torno a los 50-70 dólares el barril. Claro, dependerá de la palabra de la OPEP, de si EE UU retoma con brío su producción no convencional de crudo de esquisto y de si se mantienen a raya los conflictos internacionales.
A la espera de una subida firme y sostenida de la cotización
Para que el negocio de exploración y producción (upstream) vuelva a sus años dorados tendrá que esperar “una señal de precios más firme”, considera Ángel Cámara Rascón, catedrático de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energía de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM).
Entre 2014 y 2016, las inversiones en esta división cayeron un 40% en el mundo, apunta Cámara Rascón. “Se redujo el gasto en exploración y muchos proyectos de desarrollo de hidrocarburos, convencionales o no, se paralizaron; ha sido un periodo de ajuste muy duro”, cuenta.
Un precio en el entorno de los 50 dólares el barril devuelve la rentabilidad a gran parte del crudo no convencional estadounidense, afirma. “Son inversiones de decenas de millones de dólares que se recuperan en los dos primeros años”, explica.
En cambio, las de aguas profundas, áreas remotas y recuperación asistida necesitarán un incremento sostenido para que dejen beneficios, advierte. “Son inversiones de cientos y miles de millones de dólares con un periodo de maduración de entre cinco y diez años”, apunta.
Y opina en que hoy no se dispone de tecnología ni de la capacidad inversora para prescindir de los combustibles fósiles, más aún con los estándares de vida acostumbrados. “El problema está en el cuándo”, insiste. Y, más allá de la llegada de Donald Trump, la expectativa de precios, los mercados, la tecnología, el coste del capital y los impuestos marcarán el sector, concluye.
Un sector convulso
Demanda. Las previsiones de los analistas apuntan a un aumento de la demanda de crudo por la mejora del PIB mundial, sobre todo en los emergentes. Sin embargo, el incremento se moderará para las próximas dos décadas: apenas del 0,8% anual, cuando en los últimos 25 años lo hacía a un ritmo del 1,5%. La razón: los avances en eficiencia energética y el uso de otras fuentes alternativas al petróleo, como el gas, las renovables y la incorporación del coche eléctrico.
Lejos de los 100. BP cree que la industria no volverá a ver precios por encima de los 100 dólares el barril, como ocurrió en 2013 y 2014, porque la industria americana del fracking (técnica de extracción de crudo no convencional del subsuelo) limitará cualquier intento de incremento de los precios, que es lo que busca el recorte de la OPEP.
Trump. Y esos pronósticos se han cumplido. Justamente, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, acaba de echar un pulso al sector. Mientras se esperaba la extensión de los recortes a la producción por parte de la OPEP (en casi 1,8 millones de barriles diarios), Trump había anunciado dos días antes que compensará esa disminución con la producción de esquisto. Esto es, mediante la venta de la mitad de sus reservas estratégicas de petróleo, de unos 687,7 millones de barriles, una medida incluida en el proyecto de presupuestos para 2018, lo que presiona al precio del crudo (a la baja) y, por ende, a la OPEP de cara a su encuentro de hoy, según Saxo Bank.
Newsletters
Sobre la firma
