CALGARY, Canadá—En la guerra de desgaste cada vez más severa entre los principales países productores de petróleo, las mayores minas de arenas bituminosas de Canadá tienen un mensaje para el mercado: no cuenten con nosotras para reducir la producción. Después de ser durante mucho tiempo la hijastra despreciada de la producción de crudo denominada no convencional, las arenas bituminosas atrajeron a algunos de los más destacados productores de energía del mundo hacia un remoto rincón del norte de Alberta donde los depósitos de crudo pesado son más abundantes. Allí, han invertido miles de millones de dólares en construir un expansivo complejo industrial en medio de bosques.
Incluso cuando el lunes los precios del petróleo bajaron a menos de US$50 el barril por primera vez en seis años, es poco probable que esas empresas dejen de invertir en el futuro cercano debido a sus enormes costos iníciales, combinados con el tiempo que lleva recuperar la inversión y los prolongados periodos de explotación. A diferencia del crudo esquisto, que requiere la perforación constante de pozos nuevos para mantener los niveles de producción, una vez que un yacimiento de arenas bituminosas es desarrollado produce decenas o cientos de miles de barriles diarios, de forma constante, durante hasta tres décadas.
Canadian Natural Resources Ltd. es el más reciente entre los mayores productores en resaltar la resiliencia del crecimiento de las arenas bituminosas. La empresa indicó el lunes que los menores precios la obligarán a limitar la inversión en proyectos nuevos y reducir su pronóstico de crecimiento, pero sostuvo que aún prevé que la producción general crezca casi 7% frente a los niveles de 2014, y prometió seguir gastando en expandir la producción en su mayor mina durante los dos próximos años. El martes, el crudo Brent, la referencia global, cayó 1,8% a US$46,59, su menor nivel desde marzo de 2009.
La producción de Canadian Natural seguirá en expansión porque la empresa prevé que el mayor volumen reduzca sus gastos operativos en su principal mina Horizon en al menos 25% por barril. “Muchos de los costos son fijados por la naturaleza”, dijo el director general de finanzas, Corey Bieber, en una entrevista el lunes. “La fuerza laboral no necesariamente se incrementa a la par (de la producción). Si puedes incrementar tu denominador y administrar tu numerador efectivamente, tendrás un menor costo por barril”.
Canadá exportó a Estados Unidos más de tres millones de barriles diarios en 2014, según la Administración de Información de Energía de EE.UU., un volumen récord que ayudó a desplazar otras importaciones, y los productores aquí buscan acceder a los mercados europeos y asiáticos. Las medidas como las de Canadian Natural garantizan que las arenas bituminosas seguirán su contribución al exceso global de petróleo durante mucho tiempo, sin importar el precio del crudo. Eso tiene implicaciones para los precios al contado, para otros importantes productores de petróleo en todo el mundo y para el futuro de obras de infraestructura clave. Las actuales minas de arenas bituminosas a cielo abierto pueden generar ganancias en unos US$30 el barril, y los proyectos más eficientes de arenas bituminosas subterráneas de Cenovus Energy Inc., un gran operador canadiense, pueden cubrir sus costos con US$35 por barril. Eso sigue siendo más que los niveles para cubrir costos de muchos pozos petroleros tradicionales, pero menos que los niveles de otras fuentes no convencionales de crudo, como el esquisto. “No se entiende bien cuán sólidas son las arenas bituminosas.
Si se detuviera la expansión en las arenas mañana, no habría una caída de la base de producción durante décadas”, dijo el presidente ejecutivo de Cenovus, Brian Ferguson. “Diseñamos para 30 años de producción constante”, agregó. La naturaleza de largo plazo de
las arenas tiene sus riesgos. Una prolongada caída de los precios podría erosionar el flujo de efectivo y reducir la capacidad de las empresas de pagar sus deudas. Si los precios del crudo caen, los márgenes de ganancia se reducirán y los productores deberán diferir las inversiones en proyectos nuevos, que están entre los más costosos de desarrollar en la industria junto con la perforación en aguas profundas y en el Ártico.
La unidad canadiense de Royal Dutch Shell PLC dijo la semana pasada que reduciría hasta 10% el personal de su mina de arenas bituminosas
para compensar la caída de los precios del crudo. Algunos productores más pequeños de Calgary recortaron sus presupuestos y sus pronósticos de producción. Pero pocas de las mayores empresas en Canadá prevén reducir la producción. Esa estrategia las enfrentaría con Arabia Saudita y
otros productores con bajos costos que buscan apuntalar la participación de mercado y relegar a los productores marginales.
Steve Williams, presidente ejecutivo de Suncor Energy Inc., el mayor productor canadiense de arenas bituminosas, sorprendió a fines de noviembre al anunciar planes de impulsar la producciónen Alberta en decenas de miles de barriles diarios y gastar miles de millones de dólares en expandirse en el próximo año. “Al evaluar una inversión, Suncor adopta una visión mucho más a largo plazo que días o meses. Podemos tomar la perspectiva de precios durante décadas”, dijo Williams.
El precio de ingreso a esta élite es alto —decenas de miles de millones de dólares— así que la cantidad de jugadores es limitada a las mayores multinacionales como Exxon Mobil Corp. y Shell, la estatal china Cnooc, y sólo un puñado de independientes de Calgary. Pero una vez que se realizan
las enormes inversiones iniciales, los sitios de arenas bituminosas producen por décadas y los volúmenes rara vez bajan, aún si los márgenes de ganancia son bajos, mientras las firmas esperan el próximo cambio en el ciclo de los precios.
Los operadores en Canadá afirman que confían en que la demanda de su crudo seguirá en crecimiento, en especial por parte de su principal cliente, EE.UU., el mayor consumidor mundial de crudo. La mayor parte del crudo pesado que usan las refinerías de EE.UU. proviene de Canadá, y desplaza cada vez más el de México y Venezuela.
—Nicole FriedmanFUENTE: Energy Information Administration (1985); International Energy Agency (2014) Note: NOTA: Los datos de 2014 son de noviembre; datos de países que no pertenecen a la OPEC incluyen condensados y líquidos de gas. The Wall Street Journal.
contribuyó a este artículo.
