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* JAVIER DIAZ, Director de Consultoría y Análisis del Área de Energía de S&P Global Platts

 

¿Cuánto ha cambiado el escenario de precios del petróleo en un año?

La evolución del mercado está en similitud a lo que predijimos el año pasado. Los precios están en un nivel esperado, arriba de los 60 dólares.

¿Más allá de los precios las tendencias han cambiado?

Las tendencias se mantienen alineadas, la evolución es la esperada, se mantiene dentro de esos márgenes y no esperamos un cambio de tendencia drástico en el futuro cercano.

¿Cuáles son los factores que hay que mirar respecto al shale gas y shale oil (no convencionales) en este periodo?

Los factores más importantes son la sensibilidad a los cambios de precios y la reacción de la producción en los Estados Unidos a estos cambios. En un escenario como el actual, la producción en zonas como (la cuenca) Permian (Texas) que tiene un break even (punto de equilibro) de alrededor de 35 dólares por barril, vemos una gran rentabilidad y la producción sigue creciendo. En temas de gas al ser zonas de gas seco vemos que a partir de 3 dólares el millón de BTU la producción también reacciona. Ahora mismo la producción de gas asociado a petróleo en Estados Unidos es de alrededor del 35%.

En los últimos años el break even en el desarrollo de los shales ha bajado considerablemente. ¿Es ese el factor que más le sorprende o hay otros factores?

En algunos casos sí. Donde se veía que la evolución de esas eficiencias no podía mejorar, después vimos que mejoraron aún más. También es importante resaltar que hay un aprendizaje respecto al desarrollo porque ya llevamos un buen tiempo explotándolo. Eso hace que haya menos cambios drásticos. Lo otro (que sorprende) es la capacidad de reacción de los productores en términos de demanda y precios.

¿Qué tan amplio es el horizonte de Estados Unidos como líder en producción de No convencionales?

Va ser un líder productor y va seguir creciendo, pero va llegar el momento en el que el crecimiento de la demanda mundial no va ser sostenido solamente por la oferta estadounidense con lo cual esta producción va tener que ser suplementada por otras zonas productivas a escala global.

¿Cuál cree que es el mayor impacto del shale gas de Estados Unidos en el mundo?

El mayor impacto ahora mismo se está dando al haberse comenzado a exportar gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos. En eso hay dos niveles de impacto. Uno, ayuda a la convergencia de precios y, dos, le añade mucha liquidez al mercado de GNL a escala global.

¿Qué debería preocupar a Bolivia respecto a los mercados regionales de gas, mucho más cuando sus principales compradores están acelerando el paso para tener cada vez más producción propia?

Lo primero es entender cuál va ser la evolución de estos mercados mucho más cuando están en un periodo de liberalización. Segundo, también entender cuál va ser el potencial incremento de la producción. Tercero, dado que la competencia viene del lado del GNL, entender cuál va ser la evolución de la oferta y demanda global así como los precios y, con esta información enfocar la estrategia en mantenerse competitivos en precios. Además, atraer más inversión al país para desarrollar nuevas reservas y continuar siendo competitivos, considerando también que la demanda doméstica sigue aumentando.

El otro punto muy importante a tomar en cuenta en el corto plazo, es la implementación de los cambios de la regulación de la International Maritime Organization (IMO) en el contenido de azufre en el bunker fuel que va a bajar a 0.5 por ciento como máximo y considerando que la canasta de precios del contrato de gas con Brasil está indexada en su totalidad a tres fuel oíl de Platts de alto contenido en azufre, estos precios van a caer significativamente cuando nos acerquemos a 2020. Algo muy a tener en cuenta es buscar una canasta de precios nueva que realmente refleje el valor del gas boliviano en el mercado de destino.

¿Eso genera un elemento de complejidad para fijar un nuevo precio a nuevos contratos?

Genera una necesidad de fijar un nuevo precio que sea válido para reflejar el valor del gas de exportación a los mercados de destino.

Después de muchos problemas en los últimos años Brasil parece estar de regreso al ruedo petrolero mundial, ¿es así?

En el mercado brasileño vemos que basados en los resultados de las últimas subastas de licitaciones de áreas, éstas han sido bastante exitosas y la estimación de los participantes  que en algunos casos también tenían interés de participar en las subastas de México, ha sido que es una opción que esperan sea rentable. Esperamos que Brasil siga atrayendo inversiones.

Vemos que la producción de petróleo sigue creciendo y cada vez se conoce mejor la geología, se han implementado cambios que hacen cada vez más atractiva esta inversión como por ejemplo remover el requisito de que Petrobras sea el operador principal en todos los bloques, etc., entonces, digamos que han seguido las enseñanzas de las subastas vistas en México de intentar mejorar las condiciones para hacer más atractiva la inversión en estos bloques.

Al mismo tiempo, la producción de petróleo en el Presal es muy atractiva, es un crudo con grado API medio, con bajo contenido de azufre con lo cual se convierte en un crudo ideal para producir en las refinerías y que en algunos casos va a ser muy demandado por el cambio de regulación de la IMO, como lo mencioné antes.

¿Cómo ve a Argentina con su nuevo despertar de inversiones y el potencial de sus yacimientos no convencionales?

Vemos que el potencial para este desarrollo de la producción existe. También empezamos a ver signos de que va a crecer, pero el detalle está en cuanta inversión se puede atraer. El gobierno de Macri está intentando crear condiciones atractivas y en los últimos meses hemos visto anuncios de inversión en infraestructura y en producción en Vaca Muerta. Entonces, vemos que el proceso está en marcha, pero todavía está por verse cuál es el potencial de crecimiento basado en las inversiones que se pueda atraer.

¿Qué le sorprende más de las energías renovables?

En algunos sitios, el bajo precio en el que se ha llegado a ofertar la capacidad de generación con estas energías. Realmente en algunos casos la generación basada en gas o ciclos combinados no ha podido competir en mercados como el chileno.

Es más que nada un desarrollo que tiene cierto componente tecnológico y de bajada de costes en los equipos de generación eólica y solar, pero realmente con unas expectativas de bajadas de precios que en algunos casos han sido fuente de controversia para ver si se pueden cumplir y, por otro lado, si las penalidades por no cumplir estos contratos son adecuadas.

¿Cómo ve Platts el futuro de estas energías renovables?

Esperamos que tanto a escala regional así como global sigan creciendo. Tiene impacto en la demanda de gas natural para la generación, también tiene una necesidad de contar con generación basada en gas en la mayoría de los casos para complementar la ‘interruptibilidad’ que viene asociada a las renovables y en algunos mercados donde se empiece a desarrollar en lo que tendrá más efecto es en la combinación entre el desarrollo de energías renovables y al mismo tiempo el almacenaje energético basado en baterías. Aunque eso todavía está avanzando a un ritmo lento, esa combinación de ambas tecnologías es lo que puede afectar aún más a la demanda de gas natural.

¿Cree que el almacenamiento de energía especialmente para el tema vehicular sea la próxima evolución energética?, algunos le llaman el nuevo petróleo.

El desarrollo del auto eléctrico que lo seguimos muy en detalle en Platts a través de nuestra unidad analítica especializada, va impactar la demanda de productos petrolíferos especialmente en el transporte. Sin embargo, al mismo tiempo aunque vemos que va creciendo, nuestras perspectivas muestran que en 2040 aproximadamente el 25 por ciento de autos nuevos serán eléctricos y alrededor del 12 al 15 por ciento de las millas viajadas a escala global serán en estos vehículos, con lo cual tendrá un impacto limitado que se irá incrementando a través del tiempo mientras se implementan estas tecnologías.

A escala regional, los países donde se está desarrollando con mayor rapidez las renovables son Chile y Uruguay. En el caso de Chile tienen políticas gubernamentales que apuntan a que en 2050 el 40 por ciento del parque vehicular sea eléctrico.

¿Qué necesita un país para ser atractivo para las inversiones?

En general, por supuesto es la garantía del retorno a la inversión y al mismo tiempo tener condiciones de estabilidad en los países que consideren que la inversión a largo plazo es atractiva y que no se generen riesgos tanto desde el punto de vista político o inestabilidad en el país que cree un riesgo adicional a largo plazo para esta inversión. En resumen, asegurar el retorno a la inversión y tener condiciones estables a largo plazo.

¿En América Latina se sienten estas condiciones o es una realidad dispar?

En algunos casos hay países que tienen ciclos de estabilidad, en otros hay ciclos políticos que hacen difícil crear una situación de estabilidad siendo el caso más extremo quizás lo que está pasando en Venezuela con una inseguridad que realmente está creando problemas para atraer inversión.

 

PERFIL

* Javier Díaz

Presta servicios de consultoría al sector de energías en las áreas de gas natural licuado y crudo. Dirigió el departamento de análisis de GNL en Bentek, una unidad de Platts donde desarrolló un conjunto nuevo de productos de GNL, así como herramientas analíticas, datos y contenido para Platts LNG Daily. Elaboró informes sobre, los mercados globales y exportaciones norteamericanas de GNL. Fue director de operaciones del proyecto 8vo Continent, que recibió el premio al mejor desarrollo económico en 2010 por el consejo económico Jefferson County, y trabajó como profesor de investigación en el Centro de Recursos Espaciales de la Escuela de Minas de Colorado, colaborando con la NASA.

Tomado de la revista Petróleo y Gas de la CBHE

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