Los precios de la energía alcanzaron precios inusitados en 2021 impulsados por más que solo la recuperación pospandemia.
- A principios de año el barril Brent y WTI, los precio de referencia internacionales, superaron su precios prepandemia manteniendo una tendencia al alza que los sostuvo 10 dólares, en promedio, por encima de su precio de 2019 incluso superando la barrera de los 80 dólares a finales de octubre.
- El precio del gas natural y del gas LP, dos de los combustibles más populares para uso doméstico y de generación de energía también alcanzaron precios que sorprendieron desde China hasta Europa; incluyendo a las familias mexicanas quienes pagaron hasta 24% más por el LP y 27.7% más por el gas natural.
Durante 2021 la alza en el precio de los energéticos se ha debido en buena parte a choques entre la oferta –aún en recuperación desde los recorte masivos a la producción en abril de 2020- y la demanda –en crecimiento por la recuperación de la movilidad a nivel mundial y el repunte del consumo energético en hogares-. Sin embargo, la transición energética es la razón principal por lo cual estos choques no serían meramente coyunturales, sino que se quedaran por más tiempo del que podría desearse.
Transición ¿caótica? en marcha
La transición energética es la política de descarbonización de la economía que buscan empresas y gobiernos como parte de sus compromisos climáticos para reducir el impacto del calentamiento global. En noviembre pasado se celebró la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP 26) en la que los países presentaron sus logros en la materia.
No obstante, la transición ha tenido un costo en este 2021: la desinversión en producción mundial de petróleo y la subsecuente menor oferta para cubrir la demanda, especialmente después del rebote de consumo luego de la recuperación de la movilidad mundial conforme se supera la pandemia.
- Para Santiago Arroyo, experto en materia energética y director comercial de la consultora Ursus Energy, las empresas petroleras están empezando a deshacerse “de activos que están próximos a convertirse en pasivos”, como es principalmente la infraestructura de refinación, para pasar a nueva infraestructura en dos aristas: petroquímica e hidrógeno azul y verde.
Algunas de las empresas que ya han comenzado a tomar estas medidas son Total Energy, Chevron, Exxon Mobile, British Petroleum (BP) así como Royal Dutch Shell, quienes han invertido en conjunto 44.6 mil millones de dólares en los últimos 12 meses en startups y proyectos de generación de energía renovable buscando diversificar su producción. En este sentido, la venta de la refinería de Deer Park, propiedad de Shell, a Petróleos Mexicanos (Pemex) forma parte de esta venta precautoria de activos.
- Este proceso de transición ya comienza a representar serios problemas para los países que continuan con matrices energéticas sustentadas en hidrocarburos debido a que estos productos cada día se volverán más caros, conforme el mercado de hidrocarburos comience a priorizar la producción industrial por encima de la producción energética, lo que ya se está viviendo a nivel mundial con el gas.
“Esta transformación va a llevar a que la demanda no pueda ser cubierta porque finalmente ya no se va a extraer para producir energía, sino para otros fines, que es lo que sucedió con el Gas LP […] los grande mercados como EU lo utilizan para la petroquímica, entonces, las reservas de etano y propano se van acaparando por estos grandes productores porque es más valorizable que el consumo energético, es decir, que en países de Latinoamérica” advierte el experto energético.
- Incluso una transición acelerada y sin una ruta clara puede traer problemas a las economías más fuertes del mundo e, irónicamente, ponerse el pie a sí misma, por lo que la petrolera más grande del mundo, Saudí Aramco, se ha mostrado mucho menos entusiasmada a aventurarse a la transición a diferencia de otras empresas del sector.
- Sobre este riesgo, el consejero delegado de Aramco, Amin Nasser, advirtió en la última edición del Congreso Mundial del Petróleo que «el mundo se enfrenta a una transición energética cada vez más caótica centrada en supuestos y escenarios muy poco realistas sobre el futuro de la energía» en los que la desinversión petrolera bajo la excusa de descarbonización puede ser riesgosa para el mundo.
«La transición a energías limpias está teniendo fallos importantes […] Entiendo que admitir públicamente que el gas y petróleo van a tener un papel esencial en la transición ecológica será muy difícil», comentó Nasser.
- El ejemplo más claro en México es el caso del gas LP, el combustible más utilizado en los hogares mexicanos. Si bien, en las últimas dos quincenas su precio cayó en picada 13.07%, Arroyo advierte que su precio, así como el del gas natural, seguirán mantendrán una alta volatilidad en el futuro cercano.
“Vamos a ver picos importantes en gas natural y en propano, sobre todo por la transición energética, porque uno de los elementos principales que requiere aunque los puristas los nieguen es la petroquímica. Ambos van a ser los grandes protagonistas de precios en los próximos años en los indicadores de precios mundiales sobretodo por la gran demanda que va a haber destinada a la producción de materiales compuestos para impulsar la transición como alabes de turbinas eólicas, recubrimientos y componentes de paneles solares, así como en la nueva industria automotriz”, comentó el experto de Ursus Energy en entrevista.
Petróleo seguirá siendo negocio
Este año fue una prueba de lo que vendrá. Sin embargo, aún con una transición energética completa el mundo no verá pronto la muerte de la industria petrolera.
“No quiero decir que la industria petrolera vaya a dejar de ser negocio […] va a enfocarse a la producción de etano, de polietileno, materiales compuestos, que son totalmente necesarios hoy en día para la vida diaria, los dispositivos móviles, componentes aeroespaciales, automotrices, incluso medicina” explicó el experto.
- Productos que se encuentran en cualquier casa como un cepillo de dientes, grasa para los zapatos, neumáticos, telas sintéticas en la ropa, los plásticos, entre otros, son algunos de los petroquímicos que seguirán produciéndose además de los que aparezcan en un futuro.
“La palabra que usaría para describir el 2021 para las empresas petroleras es evolución. Avanzamos, no solo por la recuperación del mercado y precios, lo más importante es que casi todas las industrias petroleras del mundo están evolucionando para transformarse de empresas de energía a empresas de transformación”, señala Arroyo.
- Para 2022, los precios del petróleo continuarán altos advierten los mercados de futuros, con pocas posibilidades de bajar de los 70 dólares por barril, y si bien, algunas firmas creen que podría haber nuevos episodios de volatilidad que lo lleven incluso por encima de los 100 dólares, Arroyo cree que por lo menos en los próximos meses el precio crecerá un poco hasta estabilizarse en una meseta de precios por algún tiempo.
Hubo un fuerte aumento de la producción de gas y petróleo “no convencionales” en 2021
La producción de gas y petróleo en la Argentina termina 2021 en un sendero claramente alcista, con un peso cada vez mayor de los recursos “no convencionales” y buenas perspectivas para 2022, pero también cuestiones pendientes, como la suerte del proyecto de ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas que el Ejecutivo envío al Congreso en septiembre y que las provincias productoras resisten y la larga indefinición sobre la prórroga o no de algunas concesiones clave en la infraestructura sectorial.
- En noviembre por primera vez la producción de gas “no convencional” superó la de gas convencional, alcanzando casi el 52% de la producción total del combustible, la mayor de los últimos 9 años, dice el último informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral, que precisa que casi 94% del gas “no convencional” proviene de la cuenca neuquina. Es el “efecto Vaca Muerta”, la joya energética argentina.
Tracción a precio
El principal motivador de este repunte productivo, dijo Roberto Carnicer, director del Instituto, fue reconocer que el precio del gas en boca de pozo sea en dólares mediante una subasta con contratos a mediano plazo (4 años al menos) para la demanda residencial y de generación, dando así previsibilidad al recupero de las inversiones”, descripción del llamado Plan Gas.Ar.
- La incidencia de los recursos “no convencionales” también es muy fuerte en el petróleo: ya equivalen al 36,2% de la producción del país, con un aumento del 61% respecto de noviembre de 2020, dice el informe.
- Pero mantener y aumentar la producción exige un constante flujo de capital en nuevas “fracturas”, para compensar la rápida declinación productiva de los pozos a través de la cual se extraen los recursos “no convencionales”.
El predomino de estos recursos “es un dato muy importante y marca desafíos para adelante, porque la decadencia del convencional no revierte ni desacelera y el crecimiento de los no convencionales requiere un volumen creciente de inversión en los próximos años para mantener volúmenes actuales; en los próximos meses hay que seguir el dato de producción en vistas al costo de importaciones del próximo invierno con GNL (Gas Natural Licuado, que se importa a través de buques metaneros), que en 2022 podría promediar 20 dólares el millón de BTU”, advirtió Alejandro Einstoss, economista jefe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi.
Pozos con fondo
Un pozo no convencional tiene una presión y una producción inicial muy alta; en octubre Chevron tuvo uno que durante un mes produjo 3.500 barriles diarios de petróleo (más que toda la cuenta Noroeste, que abarca Salta, Jujuy y Formosa) y la empresa considera uno de sus mejores 10 pozos petroleros del mundo. Pero esos picos caen rápidamente; hasta 50% en el primer año.
“La inversión en tratamiento y ductos puede ser hasta 30% del desarrollo de un bloque. Cuando una empresa hace esa infraestructura, busca usarla la mayor parte posible de tiempo y como los pozos tienen un declino tan rápido, necesitan perforar continuamente” (Monteiro)
“La inversión en tratamiento y ductos puede ser hasta 30% del desarrollo de un bloque. Cuando una empresa hace esa infraestructura, busca usarla la mayor parte posible de tiempo y como los pozos tienen un declino tan rápido, necesitan perforar continuamente”, explicó a Infobae el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.
- El informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral precisa que el mes pasado la industria hidrocarburífera mantuvo 51 torres de perforación de pozos en actividad (la mitad de ellos correspondientes al shale) y 67 torres de workover, según relevó Mariano de la Riestra, un experto en estadística hidrocarburífera.
Según el especialista, es necesaria una reducción en los tiempos de trabajo y la incorporación de nuevos equipos para abastecer el stock intermedio de pozos entre las instancias de perforación y completación y prevé para 2022 un ligero crecimiento de la actividad, del orden del 5 por ciento.
Hay implícito allí un fenomenal desafío en materia de inversión. Hace dos semanas, en un acto por el Día del Petróleo, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, estimó que el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos puede ser el “principal motor de crecimiento del país” y consideró factible alcanzar un “saldo exportable” de USD 45.000 millones en diez años. Pero para lograrlo se necesitan invertir USD 15.000 millones anuales y perforar entre 1.000 y 1.500 pozos por año, contra 600 pozos que se terminaron este año y 382 el año pasado./Agencias-PUNTOporPUNTO
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