Yahoo Finanzas Para el Gran Petróleo, el tamaño de las reservas importa menos que nunca
Por Ron Bousso
LONDRES, 16 mayo (Reuters) - Hace una década, la noticia de que las principales compañías de petróleo y gas del mundo tenían menos de 12 años de producción en sus reservas podría haber causado una liquidación de sus acciones por pánico.
No obstante, a medida que los consumidores tratan de alejarse de los combustibles fósiles en favor de fuentes de energía más limpias y baratas, inversores y ejecutivos aseguran que el tamaño de la reserva ya no es el estándar predilecto para medir el valor y la salud de una compañía.
El costo de desarrollar las reservas existentes y la cantidad de carbono que producen se ha vuelto más importante ahora, según dicen. Esto está llevando a un cambio profundo en las estrategias de las firmas.
"La calidad de las reservas y su viabilidad comercial ha eclipsado en mucho a la cantidad en los últimos años", dijo Adi Karev, directivo de EY.
El sector está saliendo de una de las más largas y profundas desaceleraciones después de un desplome del precio del petróleo que comenzó en 2014.
Las compañías petroleras más grandes que cotizan en bolsa -Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron, ConocoPhillips, la francesa Total, BP, Equinor (anteriormente Statoil) y la italiana Eni- se han adaptado. Ahorraron dinero recortando empleos y aumentando el gasto en tecnología y ahora ganan más dinero con el petróleo a 60 dólares por barril que cuando estaba a 100 dólares.
Asimismo, redujeron el gasto en exploración para nuevos recursos y el desarrollo de nuevos campos. Esto llevó a una disminución en las reservas.
Un análisis de Reuters y Guinness Asset Management de los reportes anuales de esas ocho empresas mostró que, sumadas, el tamaño de sus reservas de petróleo y gas cayó a 91.000 millones de barriles en 2017. Este fue el nivel más bajo desde que se computó la misma cantidad en 2005.
Las reservas de Exxon Mobil, la compañía más grande, se redujeron en un 16 por ciento desde que comenzó el declive en 2014. Las reservas de Shell cayeron un 6,5 por ciento desde entonces, a pesar de la adquisición del BG Group por 54.000 millones de dólares en 2016.
Las reservas de petróleo y gas de BP y Chevron aumentaron en un pequeño 5 por ciento desde 2014. Eni fue el único que impulsó significativamente sus reservas en más del 20 por ciento gracias al descubrimiento del gigantesco campo de gas de Zohr frente a la costa de Egipto.
La vida acumulada de reserva -el número de años que una empresa puede mantener sus niveles actuales de producción con sus reservas existentes- de las ocho compañías cayó a 11,7 años en 2017. Se trata del nivel más bajo en al menos 20 años, aunque esa caída también es el resultado de un fuerte alza del bombeo. Reuters tiene acceso a datos que se remontan más allá de 1998.
En el caso de Exxon, esta cifra se redujo de 17 años en 2014 a 15 en 2017; en el de Eni, pasó de 10,6 a 10,1 años pese a sus descubrimientos; mientras que Shell descendió de 12 a 9 años durante el período.
"Hay un claro deterioro (en las reservas) y esto será un problema en el tiempo", según Jonathan Waghorn, gerente del fondo de energía en Guinness Asset Management.
Pero por ahora, "la vida de reserva de 10-12 años debería estar bien, así que no es un componente materialmente importante en el Gran Petróleo".
"LOS MEJORES BARRILES"
Con los vehículos eléctricos en ascenso y un pico en la demanda de combustible en el horizonte, el foco sobre las reservas se está desplazando hacia la calidad en lugar de la cantidad.
"Algunas reservas son más eficientes que otras", dijo Eldar Saetre, director ejecutivo del gigante petrolero noruego Equinor, a Reuters.
"En algún momento vemos una industria de petróleo y gas en retroceso. Cuándo será, no lo sé, pero es realmente importante que entren los mejores barriles, lo que será un factor cada vez más competitivo", agregó.
Algunas empresas ya están cambiando sus estrategias para adaptarse al nuevo enfoque.
No se espera que los precios del petróleo suba de forma abrupta en el largo plazo y los gobiernos buscan reducir la contaminación y las emisiones de gas de efecto invernadero. Esto significa que las firmas se están ajustando al establecer techos para el costo de los proyectos, a menudo por debajo de los 35 dólares por barril. El crudo llegó a 80 dólares este mes, su cota más elevada desde fines de 2014.
El petróleo y el gas natural tienen diferentes grados y el costo de bombearlos puede variar mucho. El crudo de Arabia Saudita es más fácil y, por tanto, más barato de extraer que los complejos pozos de aguas profundas de Angola.
Las arenas bituminosas de Canadá se han vuelto menos atractivas por su alto costo de extracción y su alta intensidad de carbono. Exxon amortizó una gran parte de sus reservas de petróleo canadiense en 2017. Su mayor rival, Shell, ha vendido la mayoría de sus activos canadienses en años recientes.
El esquisto de América del Norte, que emergió en la última década, puede desarrollarse de forma relativamente rápida y a bajo costo, en contraste con los proyectos multimillonarios en aguas profundas que tardan años en concretarse.
La Cuenca Pérmica de Texas, el corazón del auge del esquisto en los últimos años, experimentó una fuerte caída en sus costos de producción, hasta un nivel de 30 dólares por barril. Exxon y su rival estadounidense Chevron compraron grandes superficies en esta cuenca en los últimos años, mientras que Shell se está expandiendo también en este sector.
El Golfo de México también tiene bajos costos de extracción, porque tiene grandes reservas de petróleo y parte de la infraestructura ya está localizada allí, tales como compañías de servicios y bases en tierra firme.
En los últimos meses, Statoil y Total han comprado superficie de exploración en el Golfo de México estadounidense.
Las reservas presal de Brasil también tienen costos bajos, ya que hay enormes depósitos y alguna infraestructura existente. Las ocho compañías están allí y varias han aumentado drásticamente su producción en la cuenca recientemente.
