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Irán es la palabra más repetida por el sector petrolero en los últimos días. La nación persa firmó el pasado martes un histórico acuerdo con las potencias nucleares, que abre las puertas al levantamiento de las sanciones económicas impuestas en su contra en el 2006 por este tema. Ello, a cambio de su renuncia a tener un programa atómico con fin militar.
“Era esto o la guerra”, sintetizó el mandatario estadounidense Barack Obama, al comentar el acuerdo.
El tratado ha disipado, en efecto, el riesgo de un nuevo conflicto bélico en Oriente Medio, a costa de la cristalización de otro espectro para la industria petrolera: el recrudecimiento de la era de los bajos precios.
Los especialistas en hidrocarburos lo tienen bastante claro. “El pacto entre Irán y las potenciales mundiales añadirá presión a la caída del precio del crudo en el 2016. Las perspectivas no son las mejores”, advierte Sebastián Gallegos, analista de petróleo y gas de Credicorp Capital Bogotá. ¿Por qué la preocupación?
EL FACTOR IRÁN
El levantamiento efectivo de las sanciones comerciales (previsto para fines de 2015) posibilitará que Irán reactive sus exportaciones de crudo, mermadas desde el 2006.
"Esto ocasionará que el mercado de petróleo [ya sobresaturado] se vea inundado con nuevos volúmenes”, explica Carlos del Solar, ex presidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE).
¿Cuánto crudo puede colocar Irán en el mercado? Los cálculos varían entre 500 mil y 1 millón de barriles por día (bpd), según una afirmación del ministro iraní de petróleo, Bijan Namdar Zanganeh. Esto equivale a entre el 20% y 40% de la sobreoferta corriente, estimada en 2,5 millones de bpd por la Agencia Internacional de Energía.
Peor aun, los especialistas en Oriente Medio estiman que el Gobierno iraní podría tener almacenados hasta 37 millones de barriles de crudo en navíos de transporte. ¿Qué sucederá cuando este volumen ingrese al mercado?
PERSPECTIVAS
Algunos analistas pronostican que el precio del petróleo podría anotar nuevos mínimos, de hasta U$40 el barril en el 2016.
La cotización del crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia en el Perú, cayó de US$53 a US$50,79 entre el 14 y el 17 de julio, afectada por las noticias del acuerdo suscrito por Irán.
A este nivel de precios, muchos proyectos petroleros se han vuelto improductivos. Es el caso de los lotes de crudo pesado en la selva peruana –más costosos de desarrollar que los de crudo liviano– como el 67 (Perenco), el 95 (Gran Tierra) y el 192 (Pluspetrol).
Cabe indicar que el costo de extraer un barril de crudo en Arabia Saudí varía entre US$5 y US$6, mientras que en el lote 67 bordea los US$60.
Esta ventaja, empero, no exime de inquietudes a la nación arábiga. El bajo precio del crudo ha impelido al Gobierno Saudí a echar mano de sus reservas internacionales a fin de apuntalar sus altos niveles de gasto público. Se estima que el dinero de los cofres saudíes se ha reducido de US$737 mil millones a US$672 mil millones en los últimos diez meses, por este motivo.
Arabia necesita un precio de US$105 el barril para cubrir sus requerimientos de gasto. “Si el Gobierno Saudí continúa derrochando sus reservas, se quedará sin ellas a fines del 2018 o inicios del 2019”, apunta John Sfakianakis, director del fondo de inversiones Ashmore.
GUERRA DEL SHALE
¿Pero, por qué Arabia no recorta su producción –como lo ha hecho en otras crisis– para equilibrar oferta y demanda? La razón, según Álvaro Ríos, ex ministro de hidrocarburos de Bolivia, es que la nación arábiga ya no tiene ese poder.
“Arabia tenía el control para llevar los precios del petróleo hacia arriba (bajando la oferta) o hacia abajo (subiéndola). Lo que se llama el swing producer. Ahora solo le queda la potestad de bajarlos. Si intenta subirlos recortando la oferta, el excedente será absorbido rápidamente por los productores de shale gas norteamericanos, con lo que perderá participación de mercado”, explica.
Arabia procede de la manera más lógica en las actuales circunstancias: aumenta su oferta para sacar de competencia a los productores de shales (causantes del actual superávit mundial de crudo), en la expectativa de que resistirá más que ellos. Pero la producción de este hidrocarburo no se ha detenido.
Según Ríos, aún quedan activas 900 de 2.000 plataformas de producción en EE.UU. “La actividad ha bajado pero no se ha estancado, ya que los productores de shales han aprendido a operar a menor costo ”, indica.
Mientras esta guerra económica recrudece, las empresas y naciones petroleras de todo el mundo sufren las amargas consecuencias.
IMPACTO EN EL PERÚ
Los más afectados son los exportadores netos de hidrocarburos, como Venezuela, Ecuador, Colombia, Bolivia y México. Pero también los importadores netos –como el Perú – vienen sintiendo el impacto.
Este se verifica en el desplome de la actividad exploratoria y el poco interés en las subastas petroleras, como la del lote 192 (aplazada por falta de postores) y la de siete lotes en selva (programada para agosto próximo). También en la alarmante caída de la producción, las regalías, el canon y los impuestos que el sector hidrocarburos aporta al fisco (S/.2.000 millones en el último año, según Sunat).
“El efecto positivo en la balanza comercial es solo una mirada de corto plazo. Esconde la caída de las inversiones de largo plazo y la pérdida de autonomía energética, que debe ser una política de Estado”, advirtió Beatriz Merino, presidenta de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos, en la conferencia Oil & Gas, desarrollada la semana pasada en Lima.
“Todos coincidimos en que tenemos graves problemas y las perspectivas a mediano y largo plazo están peor”, agregó Carlos Monges, ex gerente general de la canadiense Gran Tierra, en el mismo encuentro.
El efecto Irán añade inquietud al sombrío panorama. Los petroleros saben que se terminó la época del petróleo fácil de producir. Por ello, solicitan el apoyo del gobierno, porque consideran que el divorcio entre Estado y empresas es uno de los factores principales que obstaculizan sus inversiones. Y eso, a diferencia del precio del crudo, es algo que sí se puede manejar.
