Fuente El Mundo

En la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex, por sus siglas en inglés), el precio del petróleo liviano West Texas Intermediate (WTI), referencia en EEUU, subió por cuarta jornada consecutiva y ayer ganó 69 centavos de dólar y cerró en 96,71 dólares el barril para entrega en junio.

Por otro lado, en el International Exchange Futures (ICE) de Londres, el precio del barril del crudo Brent del Mar del Norte, marcador en Europa, subió 16 centavos y finalizó la sesión en $104,64 para entrega en julio.

Es conocido que la debilidad del dólar frente al euro, por ejemplo, suele presionar al alza la cotización de materias primas como el petróleo WTI, el cual se negocia en dólares, puesto que lo hace relativamente más barato.

El euro subió de 1,2828 dólares por unidad el viernes a 1,2856 ayer en el mercado de divisas de Fráncfort, Alemania. Por otra parte, el Banco Central Europeo (BCE) fijó el tipo de cambio de referencia del euro en $1,2853.

En Nueva York, el precio del euro cerró en 1,2887 dólares contra 1,2834 dólares el viernes.

El precio promedio de la cesta venezolana de crudos y derivados cerró la semana pasada en $100,35 el barril, lo que significó una disminución de $1,62 en comparación con la semana precedente, mientras que el promedio anual 2013 hasta este momento está en $102,45 el barril, según el informe que elabora el Ministerio de Petróleo y Minería (MPM).

La pasada semana también retrocedieron los precios del WTI y el Brent. El precio promedio del barril de WTI retrocedió $1,10, al pasar de $96,08 a $94,98. De la misma manera, el Brent disminuyó $1,21 y bajó de $104,57 a $103,36 el barril.

Finalmente, la cotización de la cesta referencial de la Opep (Organización de Países Exportadores de Petróleo ), conformada por 12 tipos de crudo pertenecientes respectivamente a otros tantos países miembros de esa organización, se redujo en $1,65 al pasar de $102,12 a $100,47 promedio el barril la semana pasada.

La semana pasada, las autoridades de la Comisión Europea (CE) allanaron las oficinas en Londres de las compañías petroleras Statoil , Royal Dutch Shell y BP y de la agencia calificadora Platts, una división de la multinacional McGraw-Hill.

La CE, que es el órgano ejecutivo de la Unión Europea (UE), mostró preocupación porque algunas compañías, a las que no identificó, presumiblemente podrían haber estado coludidas en sus informes de precios suministrados a la agencia Platts para manipular evaluaciones publicadas acerca de petróleo , productos refinados y biocombustibles, además de que pudieran haber impedido que otros participen en el proceso de evaluación.

En cuanto a las posibles manipulaciones de precios del petróleo , los investigadores pidieron la colaboración de las empresas Glencore, Vitol y Gunvor. Glencore International AG, con sede en Suiza, se considera la principal empresa privada dedicada a la compraventa y producción de materias primas y alimentos del mundo. La europea Vitol es el mayor operador mundial de petróleo en el mundo. Y el Grupo Gunvor es una compañía europea energética global.

El consejo de administración de la empresa petrolera estatal Kuwait Petroleum Corp. (KPC), que se reunió bajo la presidencia de Hani Hussein, ministro kuwaití de Petróleo , despidió a los jefes de ocho filiales y otros directivos de esa compañía, según un comunicado divulgado ayer en ese país miembro de la Opep.

Mediante el documento, la KPC aclara que la renovación de la cúpula o dirección de esa compañía no se debe a la indemnización que por 2.200 millones de dólares le ha tenido que pagar a la empresa estadounidense Dow Chemical porque en el año 2008 anuló un proyecto conjunto, lo que ha provocado una crisis política en ese emirato.

Por el contrario, dicha reestructuración gerencial de alto nivel se debe a una reorganización “del sector petrolero para hacerle frente a los desafíos actuales y futuros”.

El comisario de Energía de la Unión Europea (UE), Günther Oettinger, informó que en la agenda de la UE este año estará la preocupación ambiental por la fracturación hidráulica para obtener gas de esquistos.

La fracturación hidráulica consiste en el bombeo de agua, arena y productos químicos a alta presión para desarrollar el esquisto y liberar el gas. Los críticos dicen que esta práctica incrementa los riesgos sísmicos y contamina el agua potable.

Compañías como ExxonMobil y Wintershall, el brazo de petróleo y gas de la alemana Basf, están presionando para explorar las posibilidades de la fractuación hidráulica en Alemania. La canciller alemana, Ángela Merkel, ha expresado sus reservas. Dice que se deben evaluar con cuidado los riesgos sobre las personas y el medio ambiente.

Analistas prevén una caída de 400.000 barriles en las existencias estadounidenses de crudo debido a una mayor actividad de refinación e importaciones más bajas, según un sondeo de Reuters.

El temor a posibles interrupciones del suministro por la potencial intensificación del conflicto en Oriente Medio también daba fuerza a los precios.

Chevron firmó el miércoles un acuerdo con la petrolera estatal argentina YPF sobre las condiciones para que el grupo estadounidense invierta hasta 1.500 millones de dólares en el desarrollo del yacimiento.

“Algunos dicen que China es la número dos, pero en realidad si se mira la geología y el volumen en petróleo no convencional, Argentina es la número dos”, dijo en una rueda de prensa tarde el miércoles con tres agencias de noticias internacionales en la que también participó el presidente de YPF, Miguel Galuccio. Especialistas han sostenido que Argentina ocuparía el tercer puesto en la posesión de hidrocarburos no convencionales detrás de Estados Unidos y China.

Un informe del Departamento de Energía estadounidense cuantificó en unos 774 billones de pies cúbicos de gas el volumen atrapado en las rocas de esquisto en Vaca Muerta. No hay disponibles proyecciones sobre su crudo no convencional, pero estudios preliminares indican que el 77 por ciento del área sería petróleo. YPF tiene intereses sobre 3 millones de acres netos en Vaca Muerta, que ocupa 7,4 millones de acres mayormente en la provincia patagónica de Neuquén.

Cálculos privados estimaron en 250.000 millones de dólares la inversión necesaria para desarrollar por completo la formación. YPF tiene intereses sobre 3 millones de acres netos en Vaca Muerta, que ocupa 7,4 millones de acres mayormente en la provincia patagónica de Neuquén. La explotación de Vaca Muerta está en pañales y los inversores internacionales se han mostrado reacios a aportar los miles de millones de dólares necesarios para su desarrollo debido a las dudas que les generan las políticas intervencionistas de la presidenta peronista Cristina Fernández.

En Estados Unidos, la explotación del gas no convencional permitió un fuerte aumento de la producción, pero la extracción de petróleo es incipiente, al igual que en el resto del mundo. En cambio, en Argentina, si bien inicialmente todas las miradas apuntaban al gas en Vaca Muerta, hasta el momento la mayoría de los pozos perforados en la formación tienen como objetivo la extracción de petróleo.

Según analistas, esto obedece mayormente a que el precio del gas, regulado por el Gobierno, no era rentable hasta hace apenas unos meses, cuando las autoridades aceptaron un precio de 7,5 dólares por millón de btu (unidades térmicas británicas).

“En Vaca Muerta tenemos gas, gas húmedo y petróleo. Creo que en petróleo vamos a ser pioneros en términos de estándares industriales, prácticas y tipos de desarrollo de petróleo no convencional”, dijo Galuccio.”, dijo Galuccio. En su plan estratégico, YPF prevé realizar este año dos pilotos en el área bajo el modo de factoría para perforar 132 pozos de crudo y 14 de gas natural.

CERCA DE UN PACTO

El acuerdo definitivo entre las petroleras se firmaría en julio, una vez que se discutan los detalles, y según Moshiri, sólo resta que equipos de ambas empresas discutan aspectos “comerciales no significativos” y logren “un entendimiento claro de los términos fiscales”. Los directivos no entregaron los detalles del acuerdo, como los plazos previstos para las inversiones, debido a cláusulas de confidencialidad.

Moshiri aclaró que un embargo de los activos por hasta 19.000 millones de dólares de la petrolera en Argentina, en el marco de un juicio por contaminación ambiental ganado en Ecuador por grupos indígenas, no afectará el proyecto de Vaca Muerta. “Esperamos poder resolver el tema legal pero eso no frena nuestro el avance de las decisiones comerciales”, dijo Moshiri.

El acuerdo con Chevron aportaría la primera inversión significativa para el desarrollo de Vaca Muerta. Hasta el momento, YPF firmó un acuerdo preliminar con el grupo local Bridas para desarrollar áreas que demandarían una inversión de 1.500 millones de dólares, y memorandos de entendimiento con la filial local de la petroquímica Dow Chemical y otras firmas locales.

Desde que fue expropiada hace un año, cuando estaba en manos de la española Repsol, YPF ha implementado un agresivo plan para frenar la caída de la producción de petróleo y gas, que está en retroceso en el país desde 1998 y 2004, respectivamente. Según su plan estratégico, la firma necesita inversiones privadas por 4.500 millones de dólares para financiar parte de los 32.600 millones que requiere en los próximos cinco años para revertir la caída de la producción.

LAS CLAVES

Un informe del Departamento de Energía estadounidense cuantificó en unos 774 billones de pies cúbicos de gas el volumen atrapado en las rocas de esquisto en Vaca Muerta. No hay disponibles proyecciones sobre su crudo no convencional, pero estudios preliminares indican que el 77 por ciento del área sería petróleo.

El acuerdo con Chevron aportaría la primera inversión significativa para el desarrollo de Vaca Muerta. Hasta el momento, YPF firmó un acuerdo preliminar con el grupo local Bridas para desarrollar áreas que demandarían una inversión de 1.500 millones de dólares, y memorandos de entendimiento con la filial local de la petroquímica Dow Chemical y otras firmas locales.

Infortunadamente, de momento Bolivia está fuera del negocio petrolero, dado que es más gasífero que petrolero, pero no descartamos que en las próximas décadas, con el avance de la tecnología y el descubrimiento de nuevos reservorios de shale-gas y shale-oil pueda ser parte del negocio. Veamos qué podría suceder en estos años: actualmente el barril Brent está a USD 110. Brent es la unidad de medida con la que se están rigiendo la mayoría de contratos en los países dado que antes era el tradicional WTI (West Texas Intermediate), que era incluso más caro que el Brent porque Estados Unidos siempre era deficitario en producción. WTI cayó el pasado año y hoy se descuenta entre 10-15 USD respecto al Brent porque hay ya mucha producción doméstica almacenada en Estados Unidos. Mucha oferta y poca demanda por ausencia de transporte interno (oleoductos).

Naturalmente ese precio retornará a niveles similares del Brent cuando haya mayor refinación y transporte interno en Estados Unidos. El alto precio del petróleo está causando fuerte impacto en economías europeas principalmente. Grandes productores e inversionistas verán de no permitir mayores subidas de precio porque el barril Brent a 130/140 o 150 pareciera no le conviene a nadie, ni a bancos ni a inversionistas. Ganarían mucho más pero se derrumbarían las economías de los Estados, volviendo insostenible el precio del combustible. Europa es un caso paradigmático de economías en riesgo que deben ser “rescatadas”.

Con relación a la relación petróleo – política: temas políticos puntuales como sanciones a Irán, las crisis financieras en países del “primer mundo” y la denominada “primavera árabe” habrían logrado finalmente persuadir a la OPEP (el cártel económico-petrolero más importante del mundo) y a sus miembros de recortar (en algo) la producción de petróleo para mantener precios (Brent) que de alguna manera “acompañen” a las economías europeas que no marcharon muy bien 2012 y a las que les está costando trepar positivamente en 2013.

Siendo así OPEP logró reducir 1 millón de barriles menos de producción para el mercado (de los aproximadamente 30 millones día de producción) por cuotas y límites acordados entre sus miembros. Además han surgido problemas de operaciones en países productores Nigeria y Libia (ataques terroristas y reciente expulsión del régimen khadafista, entre otros). Arabia Saudita sigue siendo el key player para controlar precios en el mercado. Irak logró, luego de diez años de invasión norteamericana, crecer en producción a 3.3 millones por día.

El caso de Venezuela es preocupante. No llega a producir ni 2.2 millones por día. Analistas bien informados pueden certificar que el régimen de Chávez perjudicó a la industria petrolera por ausencia de nuevas inversiones. Antes producía 1 millón más de barriles de petróleo que hoy. El régimen chavista dilapidó dinero en programas sociales en vez de atender la industria: exploración, producción o mejora de refinación. Venezuela no está aprovechando el alto precio del barril, en todo caso está despilfarrando sus ingresos. Además está atrapada en créditos con China contra petróleo barato. No va a mejorar el negocio petrolero venezolano de seguir el régimen.

Estados Unidos es un caso de crecimiento positivo: la producción de crudo “ligero” incrementó y se combina con crudo “pesado” mexicano o venezolano, situación técnica que no es aprovechada por Venezuela. Sobre el despilfarro de petrodólares y de fondos venezolanos -y sobre el despilfarro de fondos del gas natural en Bolivia- hemos comentado ampliamente.

Estados Unidos sigue avanzando en shale gas y shale oil. Siguen buscando petróleo y gas, han incrementado casi 1.5 millones de barriles de petróleo solamente en los últimos meses, pudiéndose incrementar a 2.5 millones de crudo ligero hasta 2020 de crudo ligero (densidad 35-40º API, para refino de gasolina), dejando de importar crudo ligero de Nigeria o Venezuela, evitando gasto de dólares. También dejarán de importar crudo-medio de Arabia Saudita de manera que se abre otro tipo de escenarios de mercado.

América Latina (Venezuela, Colombia, inclusive Argentina, Ecuador y Bolivia de elevar cuotas de producción) de crudo pesado que complementa crudo ligero norteamericano para refinar tendrían nuevas oportunidades de negocios. Pero la visión debe cambiar y deben haber sólidas estructuras de inversión y políticas para llegar al centro refinador del eje Texas-Luisiana para que va a seguir demandando “crudo pesado”. Inclusive la lejana China e India tiene preferencia por el “crudo pesado” latinoamericano.

México: se viene una reforma de PEMEX y con participación privada en el sector energético, por la nueva visión del presidente Enrique Peña Nieto y por el manejo altamente gerencial y moderno que se imprimirá en PEMEX, dando paso a inversiones privadas en shale gas shale oil, petroquímica.

Argentina no está en su mejor momento en el tema energético. Hay nacionalizaciones y aún no han logrado independencia energética. Sigue los malos pasos de Bolivia en el tema hidrocarburos. Brasil aún camina para consolidar “presal” necesita muchas inversiones y aún más tiempo quizá a partir de 2018. Inversiones complejas, esquemas complejos, por ello es que el “mundo petrolero” debe ser afrontado con criterio y con imaginación.

Así está esta parte del mundo en el negocio más importante, y en Bolivia se sigue en la bizantina discusión y politiquería interna. El “asunto” del petróleo será siempre un tema de actualidad económica latinoamericana; gran parte de los ingresos de la región provienen de la venta de petróleo y gas y por los próximos 100 años será la gran fuente de recursos financieros del Continente.