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El mar necesario y la industria offshore*

4/2/2016

Publicado por:

 

Los productos energéticos, y muy especialmente el petróleo, suelen ser noticia permanente en los medios de comunicación y estar, como inevitable, en las agendas de las gentes que gobiernan el mundo; no en vano y pese a los continuados esfuerzos para evitarlo,  el petróleo y el gas natural son y seguirán siendo durante mucho tiempo, columnas imprescindibles en las que se apoya la creación de energía y por lo tanto la industria y el crecimiento social y económico de los países.

 

No se comprendería el nivel alcanzado y la dependencia adquirida sin tomar en cuenta el papel de los mares y océanos en sus dos facetas: como “infraestructuras” naturales para permitir el transporte masivo de productos energéticos, (y aquí hemos de incluir también al carbón); y como protagonista indiscutible de las tecnologías para la explotación de los recursos que yacen bajo sus fondos.

 

El precio del petróleo.

 

Estamos a menudo a vueltas con el petróleo porque el precio del barril ha estado cayendo sensiblemente desde el año 2012: 112 US$/barril, a 47 US$/barril a principios de noviembre de este año 2015 y a menos de 30 US$ en enero 2016. (El carbón también: 92 US$/ton en 2012 a 54 en septiembre 20151): ¿Cómo afecta esta situación a los países consumidores y a sus factores de desarrollo?

 

Parece evidente que a los importadores absolutos, como es el caso de España, bien, (consumimos aproximadamente un promedio de 1,2 millones de barriles al día). Obviamente el asunto es claro, estamos pagando el crudo a menos de la mitad de lo que pagábamos hace cuatro años, pero hay que hacer las cuentas sin dejarse ningún dato; el euro se ha devaluado frente al dólar, y en el consumo interno de productos derivados, al disminuir el precio también lo hacen los impuestos aplicados, (en el diesel para automoción, entre el 60 y el 70 % del precio al consumidor corresponde a impuestos, tasas, etc.).

 

Es también evidente que los países que son grandes importadores, como China e India, salen beneficiados, ya que entre ambos se importa más petróleo que todos los países de Europa juntos.

 

La industria y muy especialmente la industria química, el transporte en todas sus modalidades, las compañías de cobertura de riesgos por precio del combustible, los usuarios finales, todos ellos salen en principio beneficiados. Obviamente, dentro de un orden.

 

Quienes pierden: los grandes productores y exportadores, especialmente la OPEP, Rusia y los nuevos productores, como Brasil o Argentina. Además, las empresas petroleras en sus resultados y en lo que tiene que ver con inversiones nuevas, y las explotaciones offshore, que son de las que hablaremos un poco más adelante.

 

El hecho es que la OPEP estimaba ya en 2014 que con un precio inferior a 75 US$ los países de la organización empezarían a tener problemas, y sin embargo acordaron mantener el nivel de producción porque, según ellos, los fundamentos del mercado no habían variado y las cosas se reconducirían. Probablemente también con la vista puesta en un estudio de Bloomberg que decía que la extracción de petróleo de las pizarras en EEUU por la vía del fracking no era rentable con unos precios del crudo por debajo de la misma mencionada cantidad. (Otra cosa es que EEUU sabe ahora que tiene la capacidad de ser absolutamente independiente desde el punto de vista energético, y que incluso puede exportar).

 

Con una situación así, bombeando al mercado aproximadamente un millón de barriles de más diariamente, la competencia en precios continuará, perjudicando de paso, (o no de paso) a Rusia, que ya acusa los efectos de la situación, entre otros una inflación disparada.

 

¿Cómo se ve el futuro a corto plazo?

 

Tras los enormes patinazos dados por todos los gurús hace simplemente un año, ahora, hace poco, en el pasado septiembre, han ajustado sus previsiones. El Fondo Monetario Internacional (IMF), el Banco Mundial (WB), la Agencia Internacional de la Energía (IEA) y algún otro coinciden en que durante todo el año próximo, 2016, el precio del barril tipo Brent se moverá entre 50 y 55 US$, aunque Goldman Sachs (GS) y The Economist piensan que a final de ese año el precio se situará en más o menos 75 y 60 US$ respectivamente.

 

Según la mayoría de los analistas, durante el primer trimestre de 2016 se registrará un exceso de oferta del orden de 600.000 barriles /día2, lo cual abona la previsión sobre un mantenimiento o una mayor caída de los precios. El levantamiento de las sanciones a Irán abona las predicciones más bajistas.


Las previsiones del IMF indican una lentísima subida de los precios para llegar en 2020 a 63 US$/barril, aunque las de la OPEP siguen una curva paralela para acabar en 2020 en 85 US$/barril. Como se ve, poca concordancia en las previsiones y menos con la realidad.

 

Como datos colaterales con relación al coste de los productos energéticos, diremos que el gas natural licuado (GNL) se estima mantendrá su precio hasta 2020 en aproximadamente 8,7 US$/ mmBtu3, y el carbón entre 52 y 58 US$/ton4.

 

Sin embargo, los países de la OPEP han estado prefiriendo hasta el momento no bajar la producción y mantener las cuotas de mercado. Los intentos de Venezuela para acordar una reducción de la producción se han manifestado totalmente infructuosos.

 

El mundo offshore.

 

Con este panorama echamos una mirada al mundo offshore en lo que se refiere a las explotaciones petrolíferas y gasísticas. Las noticias no son buenas y las previsiones distan mucho de ser optimistas.

 

Según diversas publicaciones del sector e información de los brokers especializados, la demanda de utilización de buques en este sector se cifra para 2016 en aproximadamente 2.500 buques, cuando la flota existente finalizando 2015 es del orden de 3.000 buques, fundamentalmente ancleros (AHTS) y buques a apoyo a plataformas (PSV). La previsión de entregas de nuevas construcciones está cifrada en 554 buques (13,8 % de la flota en términos de GT), con lo cual nos vamos a una importante sobrecapacidad de 500 a 600 buques durante el año 2016 considerando un rendimiento de la flota operativa del 85 %. Esto explica la enorme cantidad de buques offshore amarrados o anclados en los fiordos noruegos y la cantidad de trabajadores despedidos en el Mar del Norte.

 

En el caso de los FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading),  principios de año había ya ocho unidades en espera de trabajo (algunas ya más de dos años), sumando una capacidad de procesamiento de 700.000 barriles/día, con su última localización en el Mar de la China Meridional, en el mar del Norte, en Brasil, en Malasia y en el Mar de Noruega.

 

Desafortunadamente y para los buques más numerosos, los AHTS y los PSV, el desguace no ofrece ningún tipo de solución, ya que el tamaño y la pequeña cantidad de acero de estos buques no les hace atractivos para los desguazadores, ni el posible precio a pagar por ellos puede atraer a los armadores. Esto proporciona cara al medio y largo plazo un problema adicional: ¿qué hacer con los buques obsoletos?

 

En cualquier caso, hay  otras realidades que afrontar. Cuando más creció la cartera de pedidos de buques offshore en los astilleros de nuevas construcciones de todo el mundo fue en el año 2013 (11,4 mGT). Sólo en 2014 se contrataron 437 buques, y cuando esto se está escribiendo, el valor de la cartera de pedidos del segmento offshore sigue siendo el más alto de todos los tipos de buques (84.300 m US$ frente a  211.700 millones  del resto de todos los tipos de buques). Constituye la cartera más valiosa para los astilleros asiáticos y para el resto del mundo excluyendo a Europa, en la que representan un 25% del valor total de la cartera, y muy importante para España con seis buques en cartera sin contar con los oceanográficos.

 

Los fletes en el mar del Norte están registrando valores que en algunos casos no superan el 13% del valor que tenían hace dos años, y que en el mejor de los casos alcanzan un 18 % de aquellos niveles.

 

Tanto las plataformas como los buques de perforación enfrentan este oscuro panorama y sus operadores esperan que cientos de unidades vayan saliendo del mercado activo hasta finales de 2017, fechas en la que los expertos principalmente noruegos5 estiman que la crisis estará terminando, seguramente más por reducción de capacidad que por aumento del precio del petróleo, según hemos visto. Estos mismos expertos opinan que entre 100 y 250 nuevas construcciones contratadas serán canceladas o negociadas nuevas condiciones para entregas retrasadas.

 

La cartera de pedidos de “drillships” suma un 31 % de la flota existente, y en el segmento de las FPSO representan los 9 %, medidas en GT en ambos casos. La situación está haciendo que grandes compañías de perforación offshore estén aceptando fletes de la mitad del valor de los que obtenían en los momentos favorables del mercado. Hay que tener en cuenta que estos contratos suelen ser de larga duración, lo que hace más dura la situación.

 

Desde el punto de vista financiero hay que considerar que en todo el mundo, la financiación comprometida en 2014 con el sector offshore alcanza el 42 % del total de la cartera de pedidos de todos los tipos de buques, cuando en 2012 era del 33 %. La financiación bancaria alcanzaba en 2014 los 404.000 m US$6.

 

El Océano Ártico como referencia futura

 

Respecto a Océano Ártico, recientes estudios llevados a cabo por Conoco Phillips Canadá calculan que  alrededor de un 13 % de las reservas mundiales de petróleo aún no probadas, y no menos de un 25 % de las de gas natural subyacen bajo los fondos oceánicos, más o menos, 90.000 millones de barriles de crudo y 46 billones de metros cúbicos de metano.

 

El área en cuestión se reparte (con algunas disputas fronterizas) entre Rusia, Canadá, Dinamarca (Groenlandia), Islandia, Finlandia, Noruega,  y los Estados Unidos.

 

En el primer caso, la Federación Rusa, con reservas encontradas en el mar de Kara, al norte de Siberia y al sur de la isla de Nueva Zembla. Estas reservas suministran actualmente el 60 % de la producción total de Rusia7. La lámina de agua en las zonas de producción varía entre  40 y 350 ms de espesor, lo que supone un rango aceptable de profundidades, pero las condiciones meteorológicas no son, obviamente, las mejores. Hielo de metro y medio de espesor con temperaturas que pueden llegar en el invierno a los 46 0C bajo cero… Las reservas explotables se estiman aproximadamente en 38.000 millones de barriles, y las de hidratos de metano en una cantidad equivalente a  130.000 millones de barriles. El comienzo de las perforaciones, previsto para este año 2015, ha sido de momento retrasado al año próximo o más adelante, dependiendo de la evolución de las circunstancias.

 

Otra zona se sitúa al Oeste de la anterior, en el mar de Barents, con profundidades entre 20 y 240 ms. y con una reservas probadas de  aproximadamente 82 millones de barriles y 52.000 millones de m3 de gas natural.

 

En resumen, las reservas de petróleo rusas en el Océano Ártico representan en conjunto un 60 % de las reservas petrolíferas totales de Rusia7, y el 3,4 % de las reservas totales probadas del planeta. En cuanto al gas natural, como información adicional, las reservas rusas en el Ártico representan un 95 % de las reservas totales de la Federación, y el 23,7 % de las reservas mundiales probadas, lo que convierte a Rusia en la primera potencia en el ámbito de de la producción de gas natural.

 

En el caso de Canadá, las exploraciones llevadas a cabo hasta la fecha desde el mar de Beaufort hasta los mares de Baffin y del Labrador, arrojan previsiones de reservas de petróleo de unos27.500 millones de barriles de petróleo y de aproximadamente 2,3 billones de m3 de gas natural. Por el momento, la continuación de exploraciones y perforaciones a realizar por Exxon-Mobil y BP y previstas en 2015 se han pospuesto a causa de la situación del mercado y por la conveniencia de la explotación del gas de las pizarras en las regiones meridionales de Canadá.

 

Con relación a la capacidad de explotación en áreas del Ártico que pueden verse beneficiadas por el calentamiento global, (sea éste de origen antropogénico o no, sea periódico o permanente, pero que se está registrando) conviene mencionar que las cantidades de gas natural confinadas en la enorme superficie ocupada por el permafrost en todas las tierras árticas pero especialmente en Siberia y en forma de hidratos de metano pueden requerir una atención mayor y una inversión enorme, tanto en tecnología como en dinero, si como parece, la elevación de temperatura comienza a liberar metano,  (con un efecto invernadero 20 veces superior al del CO2). Peligro que también se hace necesario estudiar para las capas de hidratos de metano del fondo de los océanos8.

 

Asia-Pacífico

 

Si nos dirigimos al otro lado del planeta, a las aguas de la zona Asia-Pacífico, y pese a la caída de los precios del petróleo, las potencias regionales no han cesado de pugnar por dominar las áreas en las que la explotación offshore de hidrocarburos puede ser posible. Las expectativas de los yacimientos en el mar de la China meridional alcanzan los 180.000 millones de barriles de petróleo de los que la cantidad probada extraíble por el momento es de 12.500 millones de barriles. Las reservas estimadas de gas natural son de 2.085 millones de m3, y probadas para extraer, 580 millones. China ya invirtió algo más de 900 millones de US$ para construir la plataforma HISY-981 para la compañía estatal China National Offshore Oil Corporation, (CNOOC), que puede operar con una lámina de agua de 3.000 m, emplazada en aguas de zonas en disputa no resuelta debido a la ambigüedad de interpretaciones de la Convención de las Naciones Unidas sobre el derecho del Mar de 1982.

 

Filipinas, Vietnam y Brunei  tiene importantes áreas de explotación, algunas en disputa con China, pero es malasia quién tiene la parte del león de la zona y lleva años produciendo del orden de 180 millones de barriles en zonas marítimas entre Sarawak y Sabah.

 

El futuro, en el mar

 

En general, y refiriéndose al conjunto de la producción mundial de petróleo proveniente de los yacimientos existentes mayoritariamente situados en tierra o en aguas costeras poco profundas,, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) predijo que la producción desde esas fuentes se reduciría en un 66 % desde 1911 hasta 2035. Según la AIE, esta caída sólo podrá compensarse con la explotación offshore en el Ártico, en aguas profundas oceánicas (más de 400 mts) y en las formaciones de pizarras de América del Norte. Se desprende de todo ello la dependencia creciente en el mundo del petróleo y gas obtenido de explotaciones marinas. Según el Cambridge Energy Research Association, los descubrimientos de nuevas reservas igualan en cantidad el total de las reservas terrestres actualizadas hasta 2009, y más aún, las reservas descubiertas bajo aguas ultra profundas (más de 1.500 mts) representan casi la mitad de todo lo descubierto durante 2010, año de muchas exploraciones. (The American Oil & Gas Reporter, Kansas, 1911).

 

¿Explicaciones?

 

Los encargos de buques y artefactos nuevos a los astilleros de nuevas construcciones se mantuvieron en la banda de 3 a 4,2 millones de GT entre los años 2007 y 2013, con la excepción del año 2009, situación extensible a todas las actividades económicas en el mundo, (fue el único año de este siglo en el que cayó el crecimiento económico mundial)

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La escalada en el número de contratos se produce paralelamente a la apreciación del precio del petróleo; pero aunque en cantidades menores, estos barcos también se contrataban cuando los precios del petróleo estaban en el nivel actual o incluso más bajos, y cuando la demanda mundial de petróleo estaba relativamente estancada para crecer de manera estable tras una bajada en 2009. Se dieron previsiones lanzadas por la OCDE en el año 2010 que auguraban un crecimiento continuado del consumo de energía en el mundo hasta los 17.000 millones de toneladas equivalentes de petróleo para el conjunto de todos los tipos de origen de la energía, acompañadas de otras previsiones posteriores de la Agencia Internacional de la Energía sobre los precios del crudo que  colocaban a ésta en los 120 US$/barril en el año 2020 y de 140 US$ en el escenario más alcista para el año 2035, y de 100 US$/barril en el escenario más bajista.

 

Parece que las decisiones tomadas por las compañías petrolíferas y por los armadores y operadores del negocio offshore estuvieron enormemente influenciadas por esas previsiones que han resultado fallidas, al menos en lo que toca al periodo de tiempo presente. ¿Ha sido realmente así, o además, y como ha sucedido repetidas veces en los campos tradicionales del negocio naviero cíclico, se ha producido un exceso de contratación que  ha desembocado en el escenario de sobrecapacidad actual, incluso si los precios del petróleo no hubieran caído? Posiblemente se han dado las dos situaciones a la vez, que además, no obedecen a comportamientos “estancos”, amplificando así el mal estado del negocio.

 

El problema está en la poca fiabilidad ya probada de las previsiones basadas en planteamientos puramente macro- económicos. Sobre todo si no sabemos el tamaño y la influencia de las decisiones estratégicas de carácter geopolítico.

 

Un par de cosas si parece que pueden plantearse cara a ese futuro:

 

Por un lado, el crecimiento económico esperado parece que se moderará en los años próximos, afectado por la desaceleración de la economía china y la incapacidad de los países occidentales y de Japón para acelerar. Y por el otro, las reservas de petróleo y gas son tan grandes y ahora en tantas manos, (sobre todo por la aparición de nuevas tecnologías de extracción que ponen en movimiento reservas ni siquiera consideradas anteriormente), que parece difícil que se puedan llegar a acordar reducciones de la producción de tipo cártel para controlar el precio del petróleo y del gas.Hay que considerar además que la sustitución de las fuentes actuales de energía  por fuentes de energías limpias que haga disminuir aquellas por debajo de su participación en propio impulso del crecimiento económico se encuentra todavía lejana en el tiempo, según los más reputados analistas.

Hemos hablado hasta ahora de la industria offshore relativa al petróleo y el gas, pero no de la que tiene que ver con la energía eólica de origen marítimo colocada en el umbral de la utilización de campos de generación flotantes en aguas no litorales.

 

Lo que si conviene explorar es, en relación con los buques auxiliares y su utilización, lo que puede dar de sí la “intersección” de los dos conjuntos offshore, el del petróleo y gas y el del viento.

(*)  Extracto de: Coyuntura, Revista de Ingeniería Naval Noviembre 2015

  1.  Carbón origen Australia

  2.  IEA, OPEP, GS, 5/11/2015

  3.  Indonesia a Japón en Japón

  4.  Australia, según WB

  5.  Norwegian Shipowners Association

  6.  Petrofin Research

  7.  Rosneft/ Nadezhda Filimonova

  8. Ver revista de Ingeniería Naval Coyuntura noviembre 2014

     

     

     

     

     

     

     

     

     

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