En 2015 la anglo-holandesa Shell vendió más petróleo del que era capaz de reemplazar en sus almacenes. Se quedó con un déficit del 20%, el peor resultado en al menos una década.
En 2015 la anglo-holandesa Shell vendió más petróleo del que era capaz de reemplazar en sus almacenes. Se quedó con un déficit del 20%, el peor resultado en al menos una década.
Hace poco menos de 10 años, cuando el barril de brent —la referencia europea— llegó a costar más de 140 dólares, la reducción de las reservas de una gran compañía hubiese desatado todas las alarmas. Pero en época de petróleo barato (el pasado viernes el brent cotizaba a 38,67 dólares), las compañías están cambiando su paradigma financiero. La prioridad es contener los gastos para hacer frente a los menores beneficios, aunque implique recortar en prospecciones: según los datos de la consultora estadounidense IHS Energy, en 2015 se detectaron, con técnicas convencionales, 12.600 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), el peor resultado desde 1952.
Shell no es la única petrolera que experimenta esta caída. El año pasado la tasa reposición de reservas de BP fue del 61% y la de ExxonMobil del 69%, los peores resultados en un lustro. También, Cepsa, la segunda compañía española en este sector, registró el año pasado unas pérdidas de 1.040 millones de euros, lo que implica, bajo las normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), elevar un 136% sus números rojos, según informó la propia petrolera.
Nuevo escenario
El escenario internacional ha cambiado. La sobreoferta que inunda de crudo el mercado mantiene los precios bajos, y las firmas tienen que adecuarse. “Cuando los Estados miembros de la OPEP [el cartel de los países productores] actuaban como swing producers [calibraban la producción para equilibrar el mercado], la prioridad de los inversores en petroleras era vender crudo, y empujaban para que aumentasen las nuevas exploraciones. Pero hoy la OPEP no está dispuesta a contrarrestar el desplome de los precios, por lo que los inversores buscan un estricto control financiero que permita pagar sus dividendos”, explica Henry Tchilinguirian, analista jefe de materias primas del banco BNP Paribas.
La consecuencia directa de este cambio de paradigma ha sido una oleada de recortes. Según Bob Friklund, jefe de estrategia de IHS Energy, “aunque parte de los capitales invertidos hace cinco años están dando sus frutos ahora, el precio bajo no deja alternativas a las petroleras: a lo largo de 2015 las compañías anunciaron la intención de deshacerse de activos por un valor de 23.700 millones de euros”, apunta.
Los datos de otro banco, Morgan Stanley, certifican las consecuencias directas de esos recortes: el año pasado se aprobaron solo seis nuevos proyectos de exploración de nuevos yacimientos.
Según los cálculos de IHS, 2016 podría ser otro año negro en este sentido: para no alterar el equilibrio entre el capital que gastan y los ingresos, las compañías norteamericanas deberían ahorrar 21.000 millones de euros, el 50% de lo que invirtieron el año pasado.
Además, el hecho de que esas compañías hayan conseguido asegurar en 2016 solo el 15% de su producción total las expone aún más a las fluctuaciones del mercado.
Leta Smith, directora de investigación de IHS, añade que los yacimientos de mayor envergadura que se han descubierto en los últimos meses son de gas, pero tampoco representan una solución al problema: “El gas es muy difícil de comercializar y la demanda global es muy débil”, aclara. (Por
Thomas Gualtieri; El País – España)
05/04/16