Petroleras: buscan más dividendos, sin invertir en exploración

Eso viene ocurriendo desde la primera gran crisis (1973/5), provocada por las propias compañías vía los jeques y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Pero, esta vez, “hay serios riesgos de que la codicia cortoplacista ponga contra la pared a grandes países importadores”, sostiene Paul Stevens en “Middle East Economic Survey”.

El experto pone un ejemplo: British Petroleum planea distribuir entre sus accionistas dividendos por US$ 18.000 millones en el trienio 2005-7. Para ello, necesita que –en adelante- los precios no bajen mucho de US$ 50 el barril en el mercado a término neoyorquino. Mientras tanto, Deutsche Bank revela que las grandes empresas han reducido 27% los presupuestos exploratorios este mismo año. “Si no fuera porque el gobierno federal está controlado por tejanos, Washington haría un escándalo”, comenta al respecto nadie menos que Míjail Jodorkovsky, ex amo de Yukos.

Por supuesto, la historia viene de lejos. Exactamente de hace diez años, cuando la francesa Total analizaba posibilidades de extraer crudos extrapesados en la cuenca central del Orinoco venezolano. En 1994, los técnicos opinaban que, para tornar rentable el proyecto, el barril debía aumentar diez dólares en Nueva York. Eso equivalía a un tercio del nivel imperante entonces.

Finalmente, los precios aumentaron casi 20 dólares. Pero el esquema se hizo posible no sólo por eso, sino porque aparecieron tecnologías aptas para extraer “crudos no convencionales”. Vale decir, difíciles de bombear y procesar. Por supuesto, esas tecnologías existían, pero el sector las mantenía en secreto porque no eran negocio. Hacia 1998, los galos y la norteamericana ConocoPhilips iniciaron los trabajos.

Hoy, algunos firmas se aventuran en áreas aún más dificultosas. Así, ExxonMobile, Royal Dutch/Shell y ChevronTexaco explotan arenas bituminosas en Canadá, una labor tan engorrosa y cara que sus competidores la califican de desatinada. Hace falta procesar dos toneladas de arena para sacar un barril de crudo.

Pero ¿son opciones reales para paliar la escasez de reservas cubicadas? David O’Reilly (director ejecutivo de ChevronTexaco) sostiene que la merma de capacidad disponible exige no descuidar ninguna solución, por parcial que sea. Ocurre que Canadá y Venezuela, inclusive sus “reservas no convencionales”, doblan el potencial de Saudiarabia. Pero éste es “convencional”, o sea accesible a costos más bajos.

El punto es clave, porque las recientes exploraciones en pos de yacimientos nuevos no han sido alentadoras. Los detectados en 2000-3, tras el descubrimiento del vasto campo en Kashagán (Kadzajstán), han sido –en total- 40% inferiores a los del cuadrienio anterior.

El fracaso en ubicar reservas fácilmente explotables deja a la industria apenas dos opciones. Por un lado, costosos proyectos no convencionales que, amén de reducir ganancias y dividendos, podrían quedar en el aire si los precios volviesen a menos de US$ 40. Por el otro, presionar para aumentar participación de países “seguros”, como Saudiarabia o Rusia, pero cuyas políticas son inciertas.

Tampoco la declinación de existencias es cosa nueva. Hace 48 años, el experto norteamericano King Hubbert pronosticaba que –hacia 1970- la producción en América del norte llegaría al máximo. El mismo punto se alcanzaría, hacia 2000, en el resto del mundo. Pero las compañías continuaron descubriendo reservas de explotación rentable, aunque en áreas nuevas y merced a precios más altos.

En la actualidad, el departamento federal de Energía cree –con exceso de optimismo y amplitud- que el próximo pico será entre 2030 y 2075. Pero los discípulos de Hubbert vuelven a ser escuchados porque los crudos están en alrededor de US$ 50 el barril.

Tienen un punto a favor: después de Kashagan, no han aparecido yacimientos importantes. Además, las reservas estimadas por países como Saudiarabia o Rusia se exageran para aumentar o retener poder de negociación. El propio ministro saudí del ramo, Alí Naimí, sostiene que la declinación de campos abiertos tras la crisis de 1973/5 (Mar del norte, Estados Unidos) promedia 8 a 10% anual.

Los especuladores tampoco son optimistas. “Hace treinta años que las Casandras auguran desastres. Hoy tal vez tengan razón, pero no las escuchan”, teme Peter Thiele, que maneja un fondo de cubertura (futuros, opciones, derivados) cuya cartera está dominada por papeles petroleros. A su juicio, “los precios actuales o previsibles son demasiado bajos y ya no reflejan la verdadera situación de reservas”. Recordando que, a dólares constantes, el máximo de 1981 sería ahora US$ 113 el barril, Thiele advierte que “la última auditoría independiente sobre reservas árabes se hizo hace veinte años”.

Las compañías vienen teniendo dificultades para localizar reservas económicamente explotables y, al revés que los gobiernos, no pueden exagerarlas mucho tiempo. Así demuestra el escándalo Royal Dutch/Shell, que debió reducir 20% de las reservas estimadas y admitir ante la Comisión Federal de Valores que le había proporcionado datos falsos de 1994 a 2002. Pero este problema abarca toda la industria: en el trienio 2001-3, sólo seis de las quince principales petroleras –subraya Deutsche Bank- lograron compensar las reservas explotadas.

Por supuesto, de la boca para afuera la mayoría de directivos y ejecutivos rechaza la idea de que el petróleo pueda agotarse pronto. Pero casi todos reconocen que el problema real es la escasez de inversiones en infraestructura para localizar, medir, extraer y transportar reservas. Distintas causas, el mismo efecto.

En el pasado, los períodos de precios altos estimulaban ese tipo de gastos y también la innovación tecnológica. Hoy eso no parece ocurrir. “La reacción natural al aumento de cotizaciones consiste en invertir más, pero los actuales criterios empresarios prefieren elevar utilidades y dividendos”, señalan Daniel Yergin (Cambrige Energy Reserch Associates) y O’Reilly.

En general, los estados petroleros se comportan como las empresas: tres años de vacas gordas no han alcanzado para que se reinviertan ganancias. Por el contrario, han tirado dinero en mejorar el escandaloso nivel de vida de sus oligarquías. Los más “progresistas” (Libia, Venezuela, Saudiarabia) financian clientelismo político o social. Los más cerriles (Sudán al frente) gastan en reprimir y hasta masacrar minorías étnicas o religiosas.

En lo tocante a Rusia y su satélite estalinista, Byelarús –campo de ensayo para las aspiraciones totalitarias de Vladyímir Putin-, las oportunidades petroleras quedan acotadas por la inseguridad jurídica y política. Así lo ejemplifican el asalto contra Yukos y el proyecto de suprimir autonomías locales. Por supuesto, los riesgos políticos nunca les han quitado el sueño a las petroleras.

Sea como fuere, la consultora especializada Sanford Bernstein estima que la producción rusa alcanzará un máximo en 2007/8. Mientras, el ritmo de crecimiento irá cediendo de 7,5% este año a 6% en 2006, 4% en 2006 y 2% en 2007. El cálculo se basa en las reservas cubicadas. A su vez, DB cree que, después de 2008, casi tres cuartos de oportunidades en el mundo se cifrarán en hidrocarburos no convencionales (con Venezuela a la cabeza), arenas bituminosas (Canadá) y yacimientos en altamar. En cuanto a yacimientos árticos o antárticos, hoy exigirían precios superiores a US$ 200 el barril para ser rentables.

Ambas fuentes coinciden en que las estrecheces actuales se originan parcialmente en el excesivo optimismo a fines de los 80 e inicios de los 90. Las empresas estaban seguras de llegar a arreglos veloces con Angola, Azerbaidyán, Georgia, países centroasiáticos y árabes. No ocurrió. En cuanto a la presente escasez de inversiones, se sentirá en diez años, como ahora se sienten dos factores absolutamente imprevisibles hace una década: la demanda de China e India.

Eso viene ocurriendo desde la primera gran crisis (1973/5), provocada por las propias compañías vía los jeques y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Pero, esta vez, “hay serios riesgos de que la codicia cortoplacista ponga contra la pared a grandes países importadores”, sostiene Paul Stevens en “Middle East Economic Survey”.

El experto pone un ejemplo: British Petroleum planea distribuir entre sus accionistas dividendos por US$ 18.000 millones en el trienio 2005-7. Para ello, necesita que –en adelante- los precios no bajen mucho de US$ 50 el barril en el mercado a término neoyorquino. Mientras tanto, Deutsche Bank revela que las grandes empresas han reducido 27% los presupuestos exploratorios este mismo año. “Si no fuera porque el gobierno federal está controlado por tejanos, Washington haría un escándalo”, comenta al respecto nadie menos que Míjail Jodorkovsky, ex amo de Yukos.

Por supuesto, la historia viene de lejos. Exactamente de hace diez años, cuando la francesa Total analizaba posibilidades de extraer crudos extrapesados en la cuenca central del Orinoco venezolano. En 1994, los técnicos opinaban que, para tornar rentable el proyecto, el barril debía aumentar diez dólares en Nueva York. Eso equivalía a un tercio del nivel imperante entonces.

Finalmente, los precios aumentaron casi 20 dólares. Pero el esquema se hizo posible no sólo por eso, sino porque aparecieron tecnologías aptas para extraer “crudos no convencionales”. Vale decir, difíciles de bombear y procesar. Por supuesto, esas tecnologías existían, pero el sector las mantenía en secreto porque no eran negocio. Hacia 1998, los galos y la norteamericana ConocoPhilips iniciaron los trabajos.

Hoy, algunos firmas se aventuran en áreas aún más dificultosas. Así, ExxonMobile, Royal Dutch/Shell y ChevronTexaco explotan arenas bituminosas en Canadá, una labor tan engorrosa y cara que sus competidores la califican de desatinada. Hace falta procesar dos toneladas de arena para sacar un barril de crudo.

Pero ¿son opciones reales para paliar la escasez de reservas cubicadas? David O’Reilly (director ejecutivo de ChevronTexaco) sostiene que la merma de capacidad disponible exige no descuidar ninguna solución, por parcial que sea. Ocurre que Canadá y Venezuela, inclusive sus “reservas no convencionales”, doblan el potencial de Saudiarabia. Pero éste es “convencional”, o sea accesible a costos más bajos.

El punto es clave, porque las recientes exploraciones en pos de yacimientos nuevos no han sido alentadoras. Los detectados en 2000-3, tras el descubrimiento del vasto campo en Kashagán (Kadzajstán), han sido –en total- 40% inferiores a los del cuadrienio anterior.

El fracaso en ubicar reservas fácilmente explotables deja a la industria apenas dos opciones. Por un lado, costosos proyectos no convencionales que, amén de reducir ganancias y dividendos, podrían quedar en el aire si los precios volviesen a menos de US$ 40. Por el otro, presionar para aumentar participación de países “seguros”, como Saudiarabia o Rusia, pero cuyas políticas son inciertas.

Tampoco la declinación de existencias es cosa nueva. Hace 48 años, el experto norteamericano King Hubbert pronosticaba que –hacia 1970- la producción en América del norte llegaría al máximo. El mismo punto se alcanzaría, hacia 2000, en el resto del mundo. Pero las compañías continuaron descubriendo reservas de explotación rentable, aunque en áreas nuevas y merced a precios más altos.

En la actualidad, el departamento federal de Energía cree –con exceso de optimismo y amplitud- que el próximo pico será entre 2030 y 2075. Pero los discípulos de Hubbert vuelven a ser escuchados porque los crudos están en alrededor de US$ 50 el barril.

Tienen un punto a favor: después de Kashagan, no han aparecido yacimientos importantes. Además, las reservas estimadas por países como Saudiarabia o Rusia se exageran para aumentar o retener poder de negociación. El propio ministro saudí del ramo, Alí Naimí, sostiene que la declinación de campos abiertos tras la crisis de 1973/5 (Mar del norte, Estados Unidos) promedia 8 a 10% anual.

Los especuladores tampoco son optimistas. “Hace treinta años que las Casandras auguran desastres. Hoy tal vez tengan razón, pero no las escuchan”, teme Peter Thiele, que maneja un fondo de cubertura (futuros, opciones, derivados) cuya cartera está dominada por papeles petroleros. A su juicio, “los precios actuales o previsibles son demasiado bajos y ya no reflejan la verdadera situación de reservas”. Recordando que, a dólares constantes, el máximo de 1981 sería ahora US$ 113 el barril, Thiele advierte que “la última auditoría independiente sobre reservas árabes se hizo hace veinte años”.

Las compañías vienen teniendo dificultades para localizar reservas económicamente explotables y, al revés que los gobiernos, no pueden exagerarlas mucho tiempo. Así demuestra el escándalo Royal Dutch/Shell, que debió reducir 20% de las reservas estimadas y admitir ante la Comisión Federal de Valores que le había proporcionado datos falsos de 1994 a 2002. Pero este problema abarca toda la industria: en el trienio 2001-3, sólo seis de las quince principales petroleras –subraya Deutsche Bank- lograron compensar las reservas explotadas.

Por supuesto, de la boca para afuera la mayoría de directivos y ejecutivos rechaza la idea de que el petróleo pueda agotarse pronto. Pero casi todos reconocen que el problema real es la escasez de inversiones en infraestructura para localizar, medir, extraer y transportar reservas. Distintas causas, el mismo efecto.

En el pasado, los períodos de precios altos estimulaban ese tipo de gastos y también la innovación tecnológica. Hoy eso no parece ocurrir. “La reacción natural al aumento de cotizaciones consiste en invertir más, pero los actuales criterios empresarios prefieren elevar utilidades y dividendos”, señalan Daniel Yergin (Cambrige Energy Reserch Associates) y O’Reilly.

En general, los estados petroleros se comportan como las empresas: tres años de vacas gordas no han alcanzado para que se reinviertan ganancias. Por el contrario, han tirado dinero en mejorar el escandaloso nivel de vida de sus oligarquías. Los más “progresistas” (Libia, Venezuela, Saudiarabia) financian clientelismo político o social. Los más cerriles (Sudán al frente) gastan en reprimir y hasta masacrar minorías étnicas o religiosas.

En lo tocante a Rusia y su satélite estalinista, Byelarús –campo de ensayo para las aspiraciones totalitarias de Vladyímir Putin-, las oportunidades petroleras quedan acotadas por la inseguridad jurídica y política. Así lo ejemplifican el asalto contra Yukos y el proyecto de suprimir autonomías locales. Por supuesto, los riesgos políticos nunca les han quitado el sueño a las petroleras.

Sea como fuere, la consultora especializada Sanford Bernstein estima que la producción rusa alcanzará un máximo en 2007/8. Mientras, el ritmo de crecimiento irá cediendo de 7,5% este año a 6% en 2006, 4% en 2006 y 2% en 2007. El cálculo se basa en las reservas cubicadas. A su vez, DB cree que, después de 2008, casi tres cuartos de oportunidades en el mundo se cifrarán en hidrocarburos no convencionales (con Venezuela a la cabeza), arenas bituminosas (Canadá) y yacimientos en altamar. En cuanto a yacimientos árticos o antárticos, hoy exigirían precios superiores a US$ 200 el barril para ser rentables.

Ambas fuentes coinciden en que las estrecheces actuales se originan parcialmente en el excesivo optimismo a fines de los 80 e inicios de los 90. Las empresas estaban seguras de llegar a arreglos veloces con Angola, Azerbaidyán, Georgia, países centroasiáticos y árabes. No ocurrió. En cuanto a la presente escasez de inversiones, se sentirá en diez años, como ahora se sienten dos factores absolutamente imprevisibles hace una década: la demanda de China e India.