Los crudos
marcaron el punto más alto, hasta el momento –más de
US$ 40 el barril de crudo texano–, desde que Edward Drake descubriera
oro negro en 1859. Claro, a dólares constantes de 1983 (último
lapso “caliente”), los US$ 41,10 de entonces serían hoy
alrededor de US$ 105.
Pero la exploración se acerca a sus límites. Quedan pocos
hallazgos grandes que hacer y el futuro está en las mayores áreas
de reservas conocidas: Levante, Mar Caspio y Siberia. Entre tanto, envejecen
los depósitos en el golfo de México, Alaska y el mar del Norte.
Tampoco se esperan descubrimientos importantes en el Atlántico sur
o el Índico y, si hay petróleo polar, está bajo kilómetros
de hielo. Ese tipo de reservas y las que están en las profundidades
marinas demandarían un barril de US$ 150-200 o más, a precios
corrientes, para ser rentables.
Pero demanda hay, y firme. Aun si China enfriase su impulso económico
de 8,5-9,5% a 7,5-8% anual en términos de producto bruto interno
(PBI), continuaría absorbiendo hidrocarburos a un ritmo no visto
desde la crisis sistémica de 1997-8. La incógnita es, pues,
si los precios altos han llegado para quedarse o son apenas el pico de otro
ciclo.
En 1997, la Opep cometió un error garrafal en la reunión de
Yakarta: decidió elevar 10% la producción. Meses después,
la baja de demanda –generada por la crisis financiera– derribó
precios de US $20-22 a 10-11 el barril WTO. Los operadores a término,
entonces, predijeron crudos baratos por muchos años.
Ahí surgió una nueva Opep, con menor participación
en el mercado mundial (alrededor de 38% contra casi 50% en 1973-9), pero
más dinámica. En los cinco años previos a 1997-8, las
cuotas se habían retocado cinco veces; desde entonces, hubo 16 ajustes.
Existe desde 1998 el compromiso de no dejar que el barril ceda de US$ 22-28.
Para eso, la entidad armó un mercado regresivo (“backdated”),
donde los crudos disponibles (spot) son más caros que los de entrega
a más de 15 días. Por consiguiente, no es negocio comprar
spot y acumular reservas.
A Estados Unidos eso no le gustaba. Por ende, el gobierno de George W. Bush
resolvió mantener los niveles de reservas de emergencia, pese a críticas
legislativas y empresariales, pues su mayor costo elevaría precios
de combustibles ya bastante altos. Todo esto creó un mercado tenso,
volátil. “Cuando oferta y demanda se rozan, cualquier factor
puede trastornar las relaciones entre costos y precios”, señalaba
Lee Raymond, presidente ejecutivo de ExxonMobil, la mayor petrolera del
mundo.
Entre tanto, el declive del dólar –moneda en que se cotizan
las materias primas– amortiguaba los efectos del petróleo caro
en países ajenos al área de esta divisa. Aun así, los
precios recién hoy afectan la recuperación económica
estadounidense.
Por cierto, no es seguro que la Opep logre seguir inflando precios, como
lo hizo en los últimos 30 meses. Pero su influencia no cesará.
Pese a esfuerzos en oriente y occidente para disminuir dependencia, 80%
de las reservas cubicadas en el mundo están en socios del cartel.
Por supuesto, si el recálculo de reservas rusas –en curso–
es correcto, ese nivel puede ceder a 45%.
A su vez, la Agencia Internacional de Energía espera que Medio Oriente
produzca 51 millones de barriles diarios hacia 2030, contra menos de 20
millones ahora. Pero la industria necesitará inversiones por US$
3,1 billones (millones de millones) hasta esa fecha y se dificultarán
si Arabia Saudita y Kuwait siguen reticentes a permitir que las compañías
internacionales exploten sus recursos.
Pese a todo, no es fatal que los consumidores siempre abonen precios altos.
Por ejemplo, el predominio saudita podría ser amenazado desde Libia
(recién libre de sanciones impuestas por Naciones Unidas) o, eventualmente,
Irak. Tampoco deben descartarse fuentes energéticas renovables y
tecnologías alternativas para ir sustituyendo los combustibles fósiles.
Volatilidad
y anarquía dominan
los mercados
por encima de US$ 37-40 el barril de crudo texano, los precios guardan
escasa relación con las proyecciones a largo plazo. tampoco hay
expectativas de auge en la demanda en el futuro razonable.
En cuanto
a oferta, la mitad de ese precio –contra lo que sostiene el negocio–
aseguraría abastos a corto y largo plazo. Así asegura el
experto holandés Peter Odell en el Financial Times, exhibiendo
opiniones por demás heterodoxas.
En la situación actual, hay capacidad de producción más
que adecuada o puede desarrollarse velozmente. En el largo plazo, la relación
reservas mundiales-explotación sigue en el máximo desde
casi 45 años. Durante los ’90, se detectaron 37 grandes yacimientos
con más de 500 millones de barriles cada uno, en reservas aprovechables.
Esto equivale a 37.000 millones de barriles.
La buena noticia, señala esta visión por demás peculiar
del tema, es que “menos de 25% de esa masa está en Levante”.
También en los ’90, la demanda acumulada de crudos totalizaba
apenas 15.000 millones de barriles y crecía a sólo 1,12%
anual. A diferencia de casi todo el resto de los analistas, el británico
cree que “en el mundo hay exceso de petróleo, más que
escasez”.
Al mismo tiempo y pese a la AIE, los combustibles líquidos se usan
con mayor eficiencia o son sustituidos por gas. La modesta tasa de crecimiento
económico en Estados Unidos o Japón y las casi nulas imperantes
en la Unión Europea y la periferia compensan la firme demanda en
China, India o los países petroleros.
Analistas
errados De ahí que Odell descalifique a los analistas que “explican
los crudos caros como consecuencia de alta demanda y temores de escasez”.
Esta especie de lobby hace que, cuando surgen trabas en producción,
refinación o comercialización, se desaten masivas especulaciones.
“Eso exacerba la volatilidad del mercado a términos y, ahí,
los medios anuncian crisis fenomenales”.
Las razones subyacentes en los altos precios actuales remiten a la crisis
sistémica en la plaza financiera mundial (1997/8), que llevó
al colapso petrolero. Estados Unidos intervino para frenar la propensión
de los tres grandes de la Opep –Arabia Saudita, Irán, Venezuela–
a elevar producción y participación de mercado. Washington
presionó para que se fijara el precio de sostén (US$ 22-28
el barril) buscado por la entidad.
Pero posteriores acontecimientos políticos, particularmente los
ataques terroristas del 11 de septiembre de 2001 más las invasiones
norteamericanas a Afganistán e Irak, hicieron polvo los acuerdos
de 1998. Entre sus efectos sectoriales figura la eliminación de
la oferta iraquí (dos millones de barriles, 25% de la saudita).
En lo político, se quebró la alianza entre Washington y
Riyadh, pero surgió el pacto Irán-Japón.
Balcanización
Todo se balcanizó. La Opep y su criatura, la Agencia Internacional
de Energía, llegaron al insulto mutuo. Esta confusión era
inevitable, debido al desorden que condujo al auge especulativo iniciado
en abril. “Pero –augura Odell– la misma volatilidad que,
en 1998-2004, elevó de US$ 10 a más de US$ 40 el barril,
puede generar un colapso y la vuelta a US$ 10 o menos”.
La economía mundial no puede soportar mucho tiempo un mercado primario
tan anárquico. Pero, salvo que se renueve la cooperación
Washington-Riyadh (posibilidad muy remota, dado el fracaso norteamericano
en Irak y Palestina-Israel), la volatilidad irá acentuándose.
Los desbordes especulativos, paralelamente, resentirán la demanda
de hidrocarburos y les crearán problemas a los países exportadores.
Ello sin tener en cuenta la ruptura del viejo tabú impuesto por
el negocio petrolero, las empresas y los países beneficiarios:
hoy se habla abiertamente de alternativas a los combustibles fósiles.
Tres que
compiten
por las reservas
del Asia central
los hidrocarburos de esa región y de siberia son objeto de pujas
entre tres gigantes: rusia, china y japón. tokio ya hizo pie en
irán y la cuenca sur del caspio.
Moscú quiere más yacimientos, en tanto sus dos vecinos orientales
–especialmente Beijing– necesitan reservas estratégicas,
estilo Estados Unidos.
Hace poco más de un año, los chinos avanzaban sobre los
rusos. En efecto, Yukos –mayor grupo petrolero del país y
cuarto en el mundo– convino con Beijing en que el nuevo poliducto
de Angarsk (Siberia) terminaría en la refinería de Daqing.
Ahora, parece que irá a Najodka, sobre el mar del Japón.
Tokio hace lo imposible para disimular este giro en su favor y sostiene
que el proyecto no ha sido definido.
Pero, a juicio de observadores independientes, el reciente acuerdo China-Kazajstán
(otro poliducto) favorece a Japón, desde el punto de vista ruso.
Además, Tokio ha ofrecido amplio financiamiento a la opción
Najodka que, desde hace un tiempo, interesa a grandes compañías
occidentales, debido a la creciente volatilidad política en Levante.
Paralelamente, la caída de Mihail Khordorkovsky –ex CEO de
Yukos– deja sin sustento al acuerdo de la empresa con Beijing. Por
su parte, Tokio sospecha que los chinos siguen intentando reimponer la
traza Daqing, si bien Najodka le conviene más a Rusia en lo geopolítico
y económico. También le conviene a Surcorea, un importador
relevante de crudos y gas.
Viejas historias
Pero hay cuestiones más profundas, de raíces seculares.
Hasta el siglo XIX, Moscú era una amenaza para la despoblada periferia
china (Manchuria, Mongolia, Xinqiang). Ahora, el sobrepoblado Reino del
Medio amenaza a una Siberia y un Asia central semivacíos. En estas
condiciones, un poliducto a la costa del Pacífico le evitaría
a Rusia depender de un solo mercado (China) sin dejar de abastecerlo.
En costos, la traza Angarsk-Najodka, unos 4.000 kilómetros, es
más cara que la de Daqing (1.600 km). Exactamente, US$ 12.000 millones
contra 6.000 millones; aunque los japoneses no tomen muy en serio esos
números. Sus técnicos estiman, como máximo, US$ 6.500
millones para Najodka. Paul Collison, analista sectorial en la firma de
valores Burnswick UBS (por Union des Banques Suisses), es tajante al respecto:
“El poliducto al mar del Japón es un proyecto típico
de la era soviética y carece de sentido económico”.
Subsisten
dudas Tanto chinos como japoneses, surcoreanos y estadounidenses coinciden
en otro problema, para nada desdeñable. “Subsisten muchas
incógnitas sobre el volumen de reservas petroleras en Siberia oriental
–apuntan ejecutivos de ExxonMobil, Royal Dutch-Shell y la francesa
ElfTotalFina–, por falta de exploraciones. Tampoco las compañías
rusas apoyadas desde el Estado tienen capacidad ni tecnología suficientes”.
Si Moscú no opta por Najodka, deberá ofrecer a China soluciones
apropiadas. La primera sería un ramal secundario Angarsk-Daqing,
pero existen razones ambientales que lo desaconsejan. La segunda sería
mejorar sustancialmente la infraestructura de transporte ferroviario,
aunque ello exigiría elevar tarifas.
Impertérrita, Beijing sigue presionando hacia el oeste en pos de
abastecimientos petroleros. Pese a la inquietud rusa, ha suscripto el
acuerdo con Kazajstán, resultante en un poliducto que pondrá
a los chinos a las puertas del mar Caspio. Moscú, empero, insiste
en absorber exportaciones kazajas.
Sin embargo, no hace nada para ofrecer precios y tarifas más atractivas
ni diferencia entre crudos rusos y kazajos, de superior calidad. En cuanto
al gobierno de Almaty, su interés reside en rutas al este (China,
Japón, Surcorea) y al sur (océano Índico vía
Afganistán). Esto es, mercados bastante más solventes que
el moscovita.
La puja por trazas de poliductos todavía no llega a constituir
un conflicto. Pero las cosas no pintan bien para la cooperación
“regional” entre Rusia, China, Japón y vecinos: un bloque
de 35 millones de km2 y casi 1.700 millones de habitantes.
Eje China-Kazajstán,
con oleoducto incluido A fines de mayo, China y Kazajstán firmaron
un acuerdo general, que incluye un oleoducto. Esto ha tenido amplio impacto
desde Moscú hasta Tokio y Singapur.
El convenio se suscribió durante la reciente visita al Imperio
Celeste del presidente vitalicio Nursultán Nazarbáyev. El
tendido del ducto –900 kilómetros, partiendo de Xinjiang–
empieza este mismo mes.
Las obras se terminarán en 2006 a un costo total de US$ 700 millones,
explicaba un comunicado chino. El recorrido se inicia en Atasu (Kazajstán)
y termina cruzando la frontera, en Dzungaria. Desde ahí los crudos
irán por ferrocarril a las refinerías de Karamai, Dushanzi
y Urumqi; las tres en la misma región autónoma, llamada
antiguamente Turkestán chino.
Se trata de un emprendimiento conjunto de KazMunaiGaz, la empresa estatal
de hidrocarburos (51%) y la Compañía Nacional China de Petróleo
(49%). En lo geoeconómico, el oleoducto crea un eje China-Asia
Central paralelo a Irán-Japón.
En el gran
consumidor mundial, el transporte es el que más sufre
el impacto de los aumentos petroleros en estados unidos se siente, con
especial intensidad, en surtidores, vehículos, trenes y aviones.
es decir, todos los sistemas de transporte.
Ocurre que,
mientras la industria se beneficia del mismo aumento de demanda internacional
que ha detonado el alza de insumos, el transporte parece sufrir sólo
perjuicios. En estos servicios, la incidencia de los combustibles tiende
a neutralizar las ventajas del repunte económico que se vivía
hasta abril.
Hacia marzo, las aerolíneas de pasajeros y carga recién
salían, con lentitud, de la recesión iniciada ya antes del
11 de septiembre de 2001. Algunos transportadores, por ejemplo Continental,
resolvieron elevar en US$ 15 la carga por combustibles en vuelos de cabotaje.
Otras, como American o Delta, eran más cautas, pues compiten con
líneas de baja tarifa, menos expuestas al costo de insumos.
Algunos expertos temían que ulteriores avances de los combustibles
engrosen peligrosamente las pérdidas del sector. Hasta marzo, se
proyectaban en US$ 500 millones este año. En mayo, ya se pronosticaban
US$ 2.300 millones (+360%).
Mientras tanto, la American Automobile Association (AAA) estimaba que
las familias “típicas” (con dos vehículos) consumen
4.600 litros de nafta por año, Por tanto, el aumento de precios
–hasta mediados de mayo– les significaba US$ 720 extras en combustible.
En ciertas categorías tributarias, ese monto neutralizará
las rebajas impositivas otorgadas por el gobierno desde 2001.
Existe otro riesgo potencial: en general, las amplias alzas de combustibles
fueron seguidas por lapsos recesivos. Esto sería letal para las
aspiraciones continuistas de Bush y su grupo.
El alza también puede afectar a las automotrices, alentando al
público a pasarse a modelos de menor consumo. Esta opción,
lamentablemente, no corre para camiones. El segmento consume anualmente
116.000 millones de litros de diesel oil y basta un centavo de aumento
para elevar el gasto total en US$ 300 millones.
“Ahorren energía
en serio”
Los países consumidores de hidrocarburos se han quedado, en cuanto
a conservar energía y emitir menos dióxido de carbono (CO2).
Lo revela la Agencia Internacional de Energía.
Recientes investigaciones indican que hacen falta esfuerzos más
serios para reducir la dependencia de combustibles fósiles. Así
lo sostiene la AIE en “Crisis petroleras y cambios climáticos:
30 años en el uso de energía”.
El trabajo contiene un alarmante mensaje: el ahorro de energía
ha ido aflojando desde fines de los años ’80. También
declinan los esfuerzos para emitir menos CO2 en relación con cada
producto bruto interno.
Desde que fuera fundada, hace 30 años –en respuesta a la crisis
petrolera de 1973-5–, la AIE viene notando que los precios de hidrocarburos
han sido y son factores decisivos en ahorro de energía y emisiones
de CO2.
Anadarko,
ejemplo a seguir
El escándalo
de Royal Dutch-Shell ha hecho que varios competidores busquen mejorar
la transparencia de estimaciones acerca de reservas cubicadas. Hasta ahora,
sólo uno parece haberlo logrado: Anadarko. Semanas atrás,
la petrolera independiente en Estados Unidos reveló haber registrado
ante la Comisión Federal de Valores (SEC) cálculos sobre
reservas aún por explotar.
Sin descubrir datos relevantes para sus rivales, ofrece a accionistas
e inversores una imagen de sus perspectivas futuras. La propia SEC, analistas
y grandes accionistas de otras compañías recomiendan el
método Anadarko, para evitar desastres similares al de Shell. Por
ejemplo, Deutsche Bank sugiere divulgar paulatinamente proyecciones, con
el objeto de detectar reservas mal estimadas.
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