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La caida del petroleo pone en jaque las grandes ambiciones de Petrobras

La caída del petróleo pone en jaque las grandes ambiciones de Petrobras

Brasil. (Por Will Connors) Golpeada por un gigantesco escándalo de corrupción, la estatal Petróleo Brasileiro SA se enfrenta a otro importante reto: la caída de los precios del petróleo está poniendo a prueba la viabilidad económica de los yacimientos de la compañía en aguas profundas.
Con una riqueza que el regulador de petróleo de Brasil estima en hasta 50.000 M/b de crudo recuperable, estos campos llamados presal son fundamentales para cumplir el objetivo del Brasil de convertirse en uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo para 2020. (Los yacimientos presal están debajo de la capa de sal formada hace 200 M de años tras la fractura geológica del supercontinente de Gondwana).
Los precios de mercado, que rondan u$s 50 por barril, no están ayudando a esos grandes proyectos. La perforación en aguas profundas es una de las prácticas más caras de la industria, que se vuelve menos atractiva a medida que los precios caen. Petrobras dijo la semana pasada que el costo de equilibrio de la producción presal es de entre u$s  45 y u$s 52.
Petrobras, que ya es la petrolera de envergadura más endeudada del mundo, había contado con las sólidas ganancias de producción para financiar una enérgica expansión en el mar, que se sumarían a los aportes de socios extranjeros que buscan aprovechar las gigantescas reservas submarinas de Brasil.
“Va a ser cada vez más difícil para Petrobras hacer realidad esta gallina de los huevos de oro”, dice Michelle Foss, economista de energía de la Universidad de Texas. El crudo presal es “muy difícil y caro, incluso en un entorno de un alto precio del petróleo”.
Una portavoz de Petrobras dice que la compañía sigue avanzando en sus proyectos presal “de una manera económicamente viable”.
Los recortes, sin embargo, ya se vislumbran. A pesar de que todavía no ha proporcionado detalles, Petrobras anunció en diciembre que reducirá la escala de un ambicioso plan de inversiones de capital de u$s 220.000M, de los cuales casi la mitad estaban destinados al desarrollo de los campos presal.
Descubiertos en 2007, los depósitos están situados a unos 322 kilómetros de la costa sureste de Brasil, por debajo del lecho submarino y cubiertos por la capa de sal que les da su nombre. El hallazgo fue anunciado en su momento como una bonanza que convertiría a Brasil en uno de los principales productores de petróleo del mundo. Tras el hallazgo, el entonces presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, pronunció la célebre frase de que “Dios es brasileño”.
La producción de los yacimientos presal ya representa casi un tercio del total de 2,3 M/b de crudo que la empresa genera al día. Los planes de Petrobras apuntan a que, hacia 2020, su producción ascienda a cuatro millones de barriles diarios, la mayoría de ellos proveniente de las reservas presal.
Sin embargo, no está claro de dónde van a venir los recursos. Petrobras se endeudó fuertemente para financiar los esfuerzos iniciales de exploración y de desarrollo, y ahora carga con una deuda del orden de u$s 170.000M, según Moody’s Investors Service.
Aunque Brasil ha cortejado potenciales socios para desarrollar sus riquezas del crudo presal, pocas grandes petroleras han respondido con inversiones, desalentadas por las reglas del gobierno brasileño como la que establece que Petrobras sea el único operador de los yacimientos presal.
Las autoridades están considerando flexibilizar esos requisitos. Pero incluso si eso ocurre, no está claro cuál será el interés internacional en un contexto de precios tan deprimidos.
“Están en una situación difícil”, dice Foss de la Universidad de Texas. “Las empresas internacionales van a mantenerse alejadas de todo lo que sea de alto costo”.
Los planes de la compañía se complican más por el enorme escándalo de corrupción que ha dominado los titulares de la prensa brasileña desde que salió a la luz pública en marzo pasado.
Los investigadores federales alegan que Petrobras estaba en el centro de un presunto caso de sobornos en el que las empresas constructoras sobrefacturaron por contratos de Petrobras, dividiéndose las ganancias mal habidas con ejecutivos de Petrobras y políticos locales. Tres ex ejecutivos de Petrobras han sido arrestados.
Petrobras dice que es una víctima de la presunta estafa y está cooperando con los investigadores. La compañía ha puesto en marcha su propia investigación interna y hace poco dijo que mientras continúa la pesquisa dejó de trabajar con las 23 constructoras vinculadas a la presunta red.
La compañía, que pospuso dos veces el anuncio de sus ganancias del tercer trimestre mientras trata de cuantificar los potenciales cargos contables relacionados con la corrupción, informó que planea dar a conocer sus resultados no auditados a su directorio el 27 de este mes y que podría anunciar sus ganancias al público ese mismo día. No dio una fecha para presentar resultados auditados.
Petrobras, cuyos ADR cotizan en Nueva York, también está siendo investigada en Estados Unidos por la Comisión de Bolsa y Valores (SEC, por sus siglas en inglés) y el Departamento de Justicia.
El flujo constante de malas noticias ha golpeado las acciones de Petrobras, que han caído 55% en los últimos seis meses. Sus bonos se transan cerca de mínimos históricos. A finales del año pasado, Moody’s Investors Service rebajó la calificación crediticia de la compañía de Baa3 a Ba1 y sus calificaciones de deuda en moneda local y extranjera a Baa2 desde Baa1.
La deuda de Petrobras mantiene su grado de inversión. Sin embargo, la rebaja ha impulsado al gobierno de Brasil a declarar que garantizará la deuda de la compañía en caso de ser necesario.
Todos estos factores están influyendo sobre los planes de Petrobras para el futuro.
La empresa “podría no ser capaz de cumplir algunos de sus objetivos para 2020”, dice Ricardo Bedregal, analista de la consultora IHS en Río de Janeiro. “Creo que va a ser difícil para ellos”. (The Wall Street Journal, 14/01/15)

Última actualización en Jueves, 15 Enero 2015 11:50

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Para entender como ocurrio el escandalo (1ª parte)

Para entender cómo ocurrió el escándalo (1ª parte)

(Por Juan Soldano Dehez)   Uno de los interrogantes que plantea el mayor escándalo de corrupción de la historia de Brasil, que envuelve el pago de sobornos por miles de millones de dólares e involucra a la petrolera estatal Petrobras y amenaza desestabilizar a buena parte de la clase política brasileña, es cómo pudo consumarse. Intentaremos explicarlo.
La dirección de Petrobras fue profesionalizada durante el Gobierno de Fernando Henrique Cardoso, cuando la mayor parte de sus cuadros directivos eran funcionarios de carrera o profesionales respetados del sector privado, estando sujetas sus contrataciones, por su carácter de empresa pública de capital abierto, a la ley de licitaciones públicas. Al inicio del Gobierno Lula se modificó dicho requisito con el objetivo de agilizar el proceso de suministros y adecuar su gerencia a las características de una empresa petrolera de gran porte. Esta medida, que tenía sentido desde el punto de vista gerencial, facilitó la existencia de maniobras tendientes a generar cajas negras y fuentes de financiamiento espurias a partidos políticos.
Los primeros indicios de estos hechos aparecieron cuando en 2005 surgió el denominado escándalo del Mensalao, que no era más que la compra de votos para la aprobación de leyes ante la negativa inicial de Lula de aliarse a algunos partidos y que provocó la renuncia del hombre fuerte del PT, el jefe de Gabinete, José Dirceu, y varias de las principales figuras del partido. Este escándalo derivó en la condena a prisión de buena parte de los políticos involucrados así como de los operadores económicos, con una particularidad que será central para el desarrollo del caso Petrobras: los políticos involucrados recibieron penas de prisión sensiblemente menores que las de los privados (dueños de agencias de publicidad, banqueros, etc.), a tal punto que todos los políticos que fueron condenados se encuentran hoy en libertad condicional, prisión domiciliaria o con penas que les permiten trabajar durante el día y volver a dormir a la prisión, lo que produzco un efecto demostración muy significativo sobre los sectores empresarios.
A principios de la década de 2000, Petrobras era una empresa que tenía una alta consideración internacional con relación a la capacidad de sus gerentes y sus perspectivas dada la significativa experiencia en explotación petrolera off shore, donde se encontraban las principales reservas petrolíferas brasileñas. En 2004 comienzan a anunciarse los primeros descubrimientos de petróleo off shore en nivel de pre-sal, o sea, a aproximadamente 5.000 m bajo el nivel del mar. La magnitud de las reservas descubiertas implicaban que Brasil tenía el potencial de convertirse en uno de los grandes jugadores mundiales en el mercado de petróleo en el mediano/largo plazo con el atributo, no menor desde el punto de vista geopolítico, de ser un país democrático, con instituciones estables y dentro de la esfera de influencia de las grandes potencias occidentales. Todo esto en un contexto de un ciclo económico de fuerte valorización de los precios de las materias primas como subproducto del surgimiento de China como nueva potencia económica.
Los desafíos tecnológicos de este tipo de explotación eran y son inmensos desde todo punto de vista, con requerimientos de capital absolutamente descomunales. El Gobierno de Lula tomó la decisión estratégica de aprovechar esta oportunidad para desarrollar una segmento de industria nacional destinado crear una base de alta tecnología que pudiese ser exportada a todo el mundo. Ello incluía, entre otras cosas, la recreación de una industria naval con capacidad para fabricar plataformas petroleras en gran escala, fabricación de sondas de ultra alta profundidad, desarrollo de nuevos materiales, software de gerenciamiento, etc., incluyendo, porque no mencionarlo un programa de reequipamiento de defensa con el objetivo de protección de estos recursos naturales. Algunos de estos insumos existían en el exterior y otros debían ser desarrollados en un periodo de 10 a 15 años.
Aun asumiendo mayores costos por productos nacionales, dado que el Estado brasileño tiene mayoría accionaria en Petrobras, fueron creados programas estratégicos de desarrollo local de proveedores y tecnologías. El programa de inversiones de Petrobras para el desarrollo del Pre-sal implica inversiones superiores a U$S 500.000 millones a lo largo de 15 años y tenía incorporados algunos presupuestos de precios de petróleo que viabilizarían el proyecto (y que hoy se encuentran severamente cuestionados por el contexto mundial). En forma adicional hay que recordar que Petrobras es una empresa petrolífera global con operaciones en varios lugares del mundo incluyendo Argentina. Como parte de este rol global fueron comprados a mediados de la década pasada dos refinerías, una en Pasadena, Texas y otra en Okinawa, Japón que están también llamadas a ser parte de esta historia.
También en el inicio del gobierno de Lula se tomó la decisión de construir una nueva refinería, apta para procesar petróleos pesados venezolanos en el Nordeste de Brasil, que fue concebida inicialmente como un joint venture entre PDVSA y Petrobras, en la cual la firma venezolana acabo nunca invirtiendo un centavo. El valor inicial estimado para su construcción era de aproximadamente u$s 2.000M. Los valores actualizados superan los u$s 20.000 M. Este incremento de costos será también parte de esta historia.
Con el objetivo de capitalizar parcialmente a la empresa, se cambió la ley sobre uso del suelo y de los recursos petroleros de forma tal que el Estado aporto los campos de pre-sal al negocio a cambio de acciones en un precio y condiciones que fueron severamente criticados por el mercado financiero y los accionistas privados ocasionando la primera caída significativa en el valor de mercado de la empresa. Un tema a considerar en este análisis es que el petróleo producido en Brasil es pesado, no siendo el ideal para el refino para combustibles, lo que hace que aunque Brasil sea hoy un exportador neto de petróleo es un importador de derivados. A partir de principios de 2011 y como consecuencia de la devaluación del Real y el aumento en el precio del petróleo, el gobierno no permitió aumento en el precio de los combustibles como argumento anti-inflacionario, provocando una fuerte disminución en las ganancias de Petrobras en un momento en que se requerían una sólida situación de caja para hacer frente al gran volumen de inversiones comprometidas. Este contexto de fuertes demandas de inversión, creo entre los partidos que hacen parte de la coalición de gobierno un apetito por obtener cargos en diversas áreas de la empresa y, efectivamente, los diversos directorios de Petrobras fueron entregados a funcionarios de carrera de la firma que respondían a los diversos partidos de la coalición de gobierno. (Ambito Financiero, Buenos Aires)

Última actualización en Jueves, 15 Enero 2015 11:49

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En medio de la crisis del petroleo, la produccion de crudo y de gas volvio a caer

En medio de la crisis del petróleo, la producción de crudo y de gas volvió a caer

Mientras las provincias, empresas petroleras y la Nación intentan que la crisis internacional del petróleo impacte lo menos posible en el nivel de actividad hidrocarburífera local, los números de producción nacional preocupan en la industria y en el Gobierno. Los últimos datos publicados por la Secretaría de Energía, revelan que la producción, tanto de crudo como de gas, volvió a caer en noviembre (último mes relevado), acumulando pérdidas del 1,5% y 0,7% interanuales, respectivamente. Estos resultados se registraron cuando el barril de petróleo, el que se utiliza como referencia en Europa (Brent) y el que cotiza en Estados Unidos (WTI), se desplomaba hasta sus mínimos de 2010 pero se ubicaba en los albores de los u$s 80. Es decir, nada menos que casi u$s 40 por encima de los precios actuales, apenas dos meses atrás. En estos días, el gobierno de Chubut (una de las provincias, junto con Neuquén, más golpeadas en sus ingresos por la estrepitosa devaluación del barril en el mundo) tomó cartas sobre el asunto y el lunes resolvió rebajar un 50% las regalías a aquellas compañías que generen nuevas inversiones para tratar que la actividad no se retraiga. Las empresas que pongan en marcha nuevos proyectos tendrán que pagar una tasa de 7,5%, desde el actual 15%. Los cortes se harán de forma gradual en proporción a la cantidad de aumento de la producción. La administración de Martín Buzzi, presidente además de la Organización Federal de los Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), intenta en forma desesperada alguna ayuda extra por parte de la Nación, adicional a las medidas que ya se habían determinado el 23dediciembre. En ese momento, se decidió reducir hasta el 1% la retenciones a las exportaciones de crudo sumado a una reducción del u$s 7 al crudo que se comercializa en el mercado interno, para poder trasladar sin afectar a la actividad petrolera una reducción del 5% en los precios de los combustibles al público. No obstante, ese esquema se resolvió hace menos de un mes con un petróleo en niveles de u$s 58 el barril (u$s 13 arriba del actual valor). Una de las iniciativas adicionales que se barajan definir es la de aplicar un subsidio de u$s 3 por barril para las productoras de crudo que sostengan la producción y la exportación. La alarma apunta a que con un barril en los u$s 45 resultará complicado al Gobierno revertir la tendencia de caída en la producción de los últimos años (causante de la salida de miles de millones de dólares anuales para importar combustibles) en pos del autoabastecimiento energético, tan mentado en los dos últimos años por el kirchnerismo, y primera justificación, por ejemplo, para estatizar YPF.
Rojo continuado
La producción de petróleo en noviembre alcanzó los 2.545.307 m3, con una caída del 1,8% con respecto al mismo mes de 2013 y del 4,1% con respecto a octubre. Según un informe de Economía y Regiones, en ese mes, siete de las provincias petroleras experimentaron caídas interanuales. La retracción se dio a pesar de que YPF, que maneja el 46% del total de la industria, aumentara su producción en 9,4%. El informe, basado en datos oficiales, detalla que, por el contrario, Pluspetrol cayó 12,6%, Sinopec, 15,6% y Petrobras, se desplomó 37,1%. En cuanto a la producción de gas natural, alcanzó los 3.419.436 Mm3, registrando una caída del 0,6% con respecto a igual mes de 2013 y del 1,8% con respecto a octubre. Con respecto a la producción por empresas, YPF y Total lideran el mercado con el 30% y 27% de participación, respectivamente. Sin embargo, mientras YPF incrementa su producción, la mayor parte de las empresas presentaron caídas interanuales (con excepción de Pan American Energy, tercera en el ranking, que logró incrementar su producción 1,2%). (El Cronista, Buenos Aires)

Última actualización en Miércoles, 14 Enero 2015 12:09

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De Vido y Capitanich encabezan la firma de contratos de la etapa II del Gasoducto Noreste Argentino

De Vido y Capitanich encabezan la firma de contratos de la etapa II del Gasoducto Noreste Argentino

El ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, Julio De Vido, junto con el Jefe de Gabinete de Ministros, Jorge Capitanich encabezarán mañana la firma de los contratos correspondientes a la provisión de cañería y consDe-Vido-y-Capitanichrucción de la etapa II del Gasoducto del Noreste Argentino El acto adjudicatorio tendrá lugar en el Palacio de Hacienda, ubicado en la calle Hipólito Irigoyen 250, Piso 5to, Microcine a las 11:30 hs.
La etapa II comprende la construcción de los tramos troncales y ramales de aproximación así como las  cañerías en  3 provincias, Formosa, Chaco y Santa Fe.
El GNEA nacerá en el gasoducto Juana Azurduy y abastecerá 168 localidades del NEA, contará con 4.144 kilómetros de gasoductos troncales y de aproximación, 8 Plantas Compresoras y 165 Plantas Reguladoras. Además de 15.000 kilómetros de redes domiciliarias a construir, con una inversión de 25.000.000.000 de pesos, saldando una deuda histórica con la región que por primera vez tendrá gas natural por redes. (El Pregón Energético)

Última actualización en Miércoles, 14 Enero 2015 12:10

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Reservas. Vaca Muerta y el fin de una era en caida

Reservas. Vaca Muerta y el fin de una era en caída

La irrupción de Vaca Muerta en la escena energética nacional y la recuperación del control estatal de YPF fueron los dos factores determinantes que llevaron a que, en 2013, las reservas comprobadas de hidrocarburos crecieran por primera vez en la última década.  
Según un informe del IAE General Mosconi, basado en datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación, las reservas comprobadas y probables hasta el final de la vida útil de los yacimientos, al 31 de diciembre de 2013 alcanzaban los 614 M de TEP (4,4 mil millones de bep). Hubo un incremento del 1,3% entre 2012 y 2013.
Si bien los números no son impactantes, cobran relevancia al observar que se terminó con una tendencia negativa. Desde el 2000 y hasta 2012 se acumuló una abrumadora caída del 45%.
Si se mide el horizonte en el tiempo, la relación reservas-producción llega a 9,4 años en 2013, contra los 12,3 años de una década atrás. Por supuesto, con la economía argentina hecha añicos, en la peor crisis de la historia del país, el consumo energético era muchísimo menor que el actual.
Las reservas están determinadas no solo por la posibilidad técnica de extraer los hidrocarburos, sino también por su viabilidad económica. Desde 2013, con el desarrollo de los yacimientos no convencionales, Vaca Muerta comenzó a ser una realidad y se comenzó a transitar el camino de convertir los recursos en reservas comprobadas, probables y posibles. Otro factor determinante para la recuperación del stock de hidrocarburos fue el crecimiento de la exploración que se dio desde 2011, un 47% más que la década de los 2000. De todos modos, el promedio anual de pozos de exploración terminados entre 2010 y 2013 es aún 29% menor que el de la década del ‘80 y 16% que en los ‘90. En los ‘80 y ’90 las cuencas productivas estaban en su apogeo; hoy ya han llegado al límite de sus posibilidades exploratorias y la mayoría de los campos están maduros. La posibilidad de hallar un yacimiento convencional importante en la actualidad es muy baja.
Gas
Según el informe del IAE, al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de gas eran de 328.260 MMm3, un 4% más que en 2012. Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas acumulan una caída del 57,8%.
En 2013, con una caída de la producción del orden del 5,5%, por cada m3 producido de gas, se repusieron 1,31 m3 de reservas comprobadas, y el horizonte alcanzó los 7,9 años.
La mayor parte de la suba de las reservas gasíferas obedece al comportamiento de la Cuenca Austral, que entre 2012 y 2013 registró un crecimiento de 9.874 MMm3, el equivalente al 9,8% del total tras detener una caída que arrastraba desde 2005.
La mayor performance se dio en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional, operadas por Total Austral (TauroSirius y Carina-Fénix), y en Las Violetas (ROCH, onshore – Tierra del Fuego).
Mientras que en la Cuenca Neuquina crecieron 3,9%, con un incremento de 5.261 MMm3. La mejora se concentró en esta provincia en áreas operadas por YPF (Loma Campana, Rincón del Mangrullo, Aguada Toledo - Sierra Barrosa) y de PAE (Lindero Atravesado). En esos yacimientos hay una importante apuesta al desarrollo de reservorios no convencionales tight.
En la última década la Cuenca Neuquina acumula una caída del 60% y la Austral del 26%. Entre ambas contienen el 76% de las reservas totales del país.
“Entre 2012 y 2013 la mayor parte de las provincias incrementaron sus reservas comprobadas de gas natural, destacándose en términos absolutos el incremento de las reservas comprobadas en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional (+9.357 Mm3, +18%), seguida de la Provincia de Neuquén (+3.939 Mm3, +3,4%), provincia que concentra la mayor proporción de reservas y de producción de gas natural del país”, indica el informe.
Si se mira por empresa, YPF mostró los mejores números. Tras la renacionalización, de la mano de mayores inversiones, la petrolera conducida por Miguel Galuccio aumentó 19% sus reservas de gas.  La mayor parte del crecimiento se explica por el incremento de las reservas en áreas de producción no convencional, como Rincón del Mangrullo (tight) y Loma Campana (shale).
También tuvieron buenos resultados Total Austral y Pan American Energy (PAE). La francesa mejoró sus reservas en el offshore, mientras que la mejora de las cifras de la empresa de los Bulgheroni  obedece a los pozos del  yacimiento neuquino Lindero Atravesado (tight).
Petróleo
Al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil millones de barriles), 17% menos que en 2002 y 1% por debajo de 2012. Las reservas comprobadas cayeron con respecto al año anterior porque el índice de reposición de fue del 88%.
“Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron 24%”, indica el estudio del IAE, y agrega que la relación reservas-producción fue de 11,4 años.
El dato significativo -y que marca el peso que empieza a tener Vaca Muerta- está en los recursos que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes, pero que no se cuentan como reservas porque aún no son viables económicamente. Aumentaron 79% entre los dos últimos años de estudio y fueron 420% mayores que en 2006. La mayoría de ellos está en Loma Campana, el primer desarrollo masivo de Vaca Muerta que lleva adelante  YPF en sociedad con Chevron.
Entre 2012 y 2013 se observa una disminución de las reservas comprobadas de petróleo en todas las cuencas, a excepción de la Austral.
La Cuenca del Golfo San Jorge, que contiene el 68% del total del país, presentó un comportamiento estable. Cuando el resto del país cayó abruptamente en la última década, en 2013 su stock fue un 34% superior al de 2012, por la incorporación de 51.525 Mm3 de reservas en Cerro Dragón en 2006.
La Cuenca Neuquina, la segunda de la Argentina (21% del total), tuvo al 31 de diciembre de 2013 una disminución del 3,2% respecto de 2012, y acumula una caída del 56% desde 2002. La provincia de Neuquén compensó la baja de la cuenca al aumentar 2,8% la producción.
De los diez principales operadores, solo YPF incrementó de manera significativa sus reservas comprobadas de crudo, con un aumento del 3,9% con respecto a 2012.
“La mayor parte de dicho incremento se concentró en yacimientos no convencionales en Loma Campana y por la adquisición de las operaciones de Petrobras en Puesto Hernández (Neuquén)”, explica el estudio del IAE.
Shale, el quinto año de producción
El desarrollo de la formación Vaca Muerta inicia su quinto año de producción. En los últimos tiempos se perforó un importante número de pozos exploratorios y se pusieron en marcha proyectos de desarrollo en áreas petrolíferas y pruebas piloto en bloques gasíferos. En 2010 se hicieron los primeros descubrimientos en la zona de Loma La Lata y se realizaron pozos que por las características del shale caen abruptamente y luego se pueden mantener por varias décadas con caudales bajos pero constantes. Según los registros, tienen una declinación en el primer año en orden al 76%, que llegaría al 90% luego de 5 años de producción. (La Mañana, Neuquén)

Última actualización en Miércoles, 14 Enero 2015 12:08

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