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 texanos, 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 diez años atrás, 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 US$ 10 en Nueva York.
Eso equivalía a un tercio del nivel imperante entonces.
Finalmente, los precios aumentaron cerca de US$ 20. 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 rentables.
Hacia 1998, los galos y la norteamericana ConocoPhilips iniciaron los trabajos.
Hoy, algunas 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 solución alguna, por parcial que sea. Ocurre que
Canadá y Venezuela, inclusive sus “reservas no convencionales”, doblan el potencial
de Arabia Saudita. 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 Arabia Saudita o Rusia, pero cuyas políticas son inciertas.
Pronósticos
Tampoco la declinación de existencias es cosa nueva. El experto norteamericano
King Hubbert pronosticaba -48 años atrás- que hacia 1970 la producción en América
del Norte llegaría al máximo. El mismo punto se alcanzaría, hacia el 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 el precio de los crudos ronda los
US$ 50 el barril.
Tienen un punto a favor: después de Kashagán, no han aparecido yacimientos importantes.
Además, las reservas estimadas por países como Arabia Saudita 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 30 años que las Casandras auguran
desastres. Hoy tal vez tengan razón, pero no las escuchan”, teme Peter Thiele,
que maneja un fondo de cobertura (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 20 años”.
Las compañías vienen teniendo dificultades para localizar reservas económicamente
explotables y, al revés que los gobiernos, no pueden exagerarlas mucho tiempo.
Así lo 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 15 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
ante el aumento de cotizaciones consiste en invertir más, pero los actuales
criterios empresariales 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 reinviertan las ganancias. Por el
contrario, han tirado dinero en mejorar el escandaloso nivel de vida de sus
oligarquías. Los más progresistas (Libia, Venezuela, Arabia Saudita) 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, Bielorus -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 el 2005, 4% en el 2006 y 2% en el 2007.
El cálculo se basa en las reservas cubicadas. A su vez, DB cree que, después
del 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 de fines de los ´80 e inicios de los ´90. Las empresas
estaban seguras de llegar a arreglos veloces con Angola, Azerbaiján, 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 una década atrás: la demanda de China e India.