mayo 10, 2016 | Industria
(El Mercurio) Sin energía no es posible una economía moderna, y la falta de energía abundante, confiable y segura, es una amenaza para el desarrollo y crecimiento de las naciones. El año 2000, la cantidad de energía primaria consumida a nivel global alcanzó a 9.371,3 millones de toneladas equivalentes de petróleo (mmtep), cantidad que al día de hoy ha crecido en un 40%, para llegar a 13.080 mmtep. Esta mayor demanda se ha dado principalmente en los países en vías de desarrollo, donde el consumo prácticamente se ha duplicado.
China, por si sola, explica más del 55% del aumento de toda la energía primaria consumida a nivel global, desde el año 2000 a la fecha; aumentado su participación en el consumo de energía primaria a nivel global desde el 8% en 1990, al 10% en el año 2000, y al 23% el año 2015. Así, si el año 2000 los países OCDE explicaban el 58% del consumo de energía a nivel global, hoy solo representan el 42% de esta.
En la actualidad, los combustibles fósiles, carbón, gas y petróleo, representan cerca del 86% de toda la energía que se consume en el mundo, y el petróleo más del 32% del total. De no mediar un cambio tecnológico significativo que desplace al petróleo, este seguirá siendo una de las principales fuentes de energía a nivel global.
Hacia fines de esta década, se espera que el consumo de energía a nivel global crezca en más de 10%, y hacia el año 2035 lo haga en a lo menos un 30% respecto de 2015. Y es en China, India, otras partes de Asia, África y América Latina, donde se espera que se dé el mayor crecimiento en la demanda de energía y de petróleo a nivel global.
Desde mediados del año 2014, el precio del petróleo ha experimentado un fuerte descenso, desde más de US$100/barril, a mínimos de US$30/barril en febrero de este año, y con valores que han fluctuado entre los US$40/barril y los US$50/barril más recientemente (ver Figura 1).
En Chile evitó una tormenta perfecta
Chile importa el 96,5% del petróleo que consume, y en este sentido, el menor gasto por las importaciones de combustible ha permitido compensar, en parte, la caída en los ingresos por el menor precio del cobre y de otras materias primas. El año 2015 el valor de las importaciones de hidrocarburos alcanzó US$ 2.960 millones, menos de la mitad de lo registrado en cada uno de los años del período 2011-2014, y con un volumen de importaciones que en promedio fue similar al total importado en 2015. A pesar de lo adverso que el menor precio del cobre ha sido para la industria minera nacional, el menor precio del petróleo le ha ayudado a disminuir costos para capear de mejor manera el temporal.
Sin embargo, el menor precio del petróleo ha tenido como víctima a la industria del petróleo nacional, a empresas privadas, que desarrollan actividades de exploración y producción en la región de Magallanes. Esta región cuenta con algunos recursos de gas y petróleo, pero es una cuenca petrolífera madura y ya explotada, donde los costos de exploración y producción de nuevos yacimientos resultan mayores a los que se observan en otras regiones del mundo, en las que hay una mayor abundancia de hidrocarburos, que además son de más fácil acceso, y que también acceden a empresas de servicios y logística con costos menores. El desafío está en introducir nuevas tecnologías junto con racionalizar costos para adecuarse a las nuevas exigencias de la industria petrolera mundial
Por qué ha caído el precio
A pesar de la fuerte caída experimentada por el precio del petróleo, su demanda ha seguido aumentando. Se estima que en 2015 esta creció cerca de 1,02%, tasa marginalmente inferior a la de años previos.Si bien son varios los factores que desde mediados del año 2014 han contribuido a la caída en el precio del petróleo, entre los principales están el menor crecimiento proyectado de la demanda como consecuencia de un menor crecimiento de la economía china y otras economías en desarrollo, y un aumento en la producción mundial de petróleo producto de lo siguiente:
1. La explotación de petróleo no convencional (petróleo de enquisto en EE.UU., arenas de alquitrán en Canadá y petróleo en capas presal en Brasil). Desde el año 2005, EE.UU. ha aumentado en más del 60% su producción de petróleo y líquidos condensados, llegando el 2014 a ser el principal productor de petróleo y líquidos condensados del mundo, por encima de Arabia Saudita. En 2015, en EE.UU. la producción de petróleo no convencional llegó a representar más de la mitad de la producción total de petróleo del país.
2. El aumento en la oferta de petróleo convencional de países como Arabia Saudita Rusia, que junto con EE.UU. son los tres principales productores de petróleo en el mundo; y donde, a nivel global los ocho principales productores dan cuenta del 60% de la producción total de petróleo.
3. La mayor oferta que se espera de otros países que han encontrado importantes reservas de petróleo en la década pasada como, por ejemplo, Kazajistán y Brasil. Respecto de Brasil, se espera que prontamente pueda llegar a ser uno de los diez principales productores de petróleo en el mundo.
4. Las expectativas de un aumento en la producción de petróleo desde Irán después del levantamiento de sanciones económicas internacionales que enfrentaba como consecuencia de su programa nuclear.
5. Los anuncios en 2014 y 2015 por parte de la OPEP (Organización de Países Productores de Petróleo) de mantener sus cuotas de mercado, principalmente la posición de Arabia Saudita, con el fin de desafiar a los productores de petróleo no convencionales, y de otros proyectos en desarrollo de alto costo, en términos de su resiliencia para mantener sus niveles de producción o de poder desarrollarse exitosamente en un escenario de precios más bajos.
Con todo, desde febrero de este año, algunos países miembros de la OPEP han trabajado, infructuosamente, para lograr un acuerdo entre los países miembros y algunos no miembros, grandes productores de petróleo como Rusia, para congelar los niveles de producción y lograr estabilizar los precios. Si bien las negociaciones no han resultado exitosas, apenas se supo de estas tratativas, los precios reaccionaron al alza.
El juego entre la oferta y la demanda, que ha estado marcada por una caída en los precios del petróleo, ha impactado los planes de inversión de las empresas petroleras a nivel global, y con ello impactará la oferta de petróleo en el mediano y largo plazo. Por ejemplo, hacia 2018, la OPEP da cuenta de un recorte en los presupuestos de inversión en actividades de exploración y producción en los países miembros, a un tercio de la inversión anual del año 2014, la que alcanzó a US$120 mil millones.
El gigante brasileño Petrobras, también ha anunciado una reducción en su presupuesto de inversiones del período 2015-2019 de 25%, desde US$130,3 mil millones a US$ 98,4 mil millones, lo que además se ha visto influenciado por los escándalos de corrupción en que ha estado involucrada esta empresa controlada por el Estado brasileño.
Del mismo modo, en EE.UU. la inversión en actividades de producción y exploración ha caído, y ello se ha visto reflejado en una fuerte disminución del número de plataformas de perforación en operación, desde más de 1.600 plataformas el año 2014 a 332 en marzo de este año, llevando a que la Agencia de Información de Energía de los EE.UU. proyecte para este país una menor producción de petróleo en el año 2016 y nuevamente en el 2017, respecto del máximo que alcanzó en el 2015. A nivel global, el número de plataformas de perforación en operación ha disminuido desde 3.500 en el año 2014 a 1.550 en marzo de este año.
Qué se viene
El menor crecimiento en la demanda y una caída en los niveles de inversión en actividades de exploración y producción llevarán al mercado del petróleo a un nuevo equilibrio, donde se espera que hacia fines del año 2017 se disipen las holguras de oferta que existen el día de hoy (ver Figura 2), y con ello que el precio del petróleo suba nuevamente. Pero, mientras siga existiendo un exceso de oferta, se seguirán acumulando inventarios y los precios del petróleo seguirán deprimidos en beneficio de los consumidores.
La resiliencia de la industria petrolera de EE.UU. es la que va a determinar cuál será el nuevo precio de equilibrio de largo plazo, donde lo que sí ya se ha observado es que esta industria ha sabido adaptarse de manera muy efectiva a un escenario de bajos precios, ajustando programas de inversión, recortando costos y aumentado los niveles de producción de los nuevos pozos perforados.
[Petróleo registra su primera semana en rojo luego de más de un mes al alza]
mayo 10, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La danza de cifras que Enersis Chile, controlada por la italiana Enel, destinará al desarrollo de inversiones a nivel local está aclarándose.
Ayer, en la conferencia con analistas posterior a la entrega de resultados al primer trimestre, el CFO de la compañía, Raffaele Grandi, señaló que el holding, que controla en un 60,62% la operación de Endesa Chile, invertirá unos US$ 1.600 millones en los próximos cuatro años, destinando el 70% de ellos a nuevos proyectos en esta última área.
“Vamos a invertir un promedio de US$ 400 millones por año en los próximos cuatro años”, detalló.
El 30% restante se ejecutará en distribución. Tras la separación de los negocios aprobada en diciembre de 2015, y la conformación de las nuevas compañías en marzo pasado, Enersis Chile tiene como principal activo Endesa Chile, que concentra la operación local, separada de los negocios en Argentina, Brasil, Colombia y Perú, y Chilectra Chile.
La estimación del ejecutivo se suma a la que hizo el gerente general del holding, Luca D’Agnesse, en noviembre pasado cuando, previo a la división, planteó que el capex de Enersis para Chile en el período 2016-2019 alcanzaría los US$ 1.700 millones, mientras que al resto de la región destinarían otros US$ 4.500 millones.
Más atrás, en julio del año pasado, la compañía cifró en US$ 2.400 millones el desembolso que tenía previsto a nivel local, con el objetivo de desarrollar 3.300 MW de nueva capacidad de generación, con un esquema de instalación de 64% en base hidroeléctrica y 36% de gas natural.
Actualmente en Chile la compañía tiene sólo una iniciativa en construcción, la central hidroeléctrica de pasada Los Cóndores (150 MW), que presenta un 30% de avance y una ejecución de presupuesto de US$ 166 millones.
Caja de US$ 1.000 millones
La caja que la firma mantiene desde el polémico aumento de capital de 2012 estarían considerados en estas inversiones. De acuerdo con la información que Enersis Chile reportó a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), a marzo de este año esos recursos ascienden a US$ 1.135 millones, entre los que figuran líneas de crédito obtenidas con la banca por unos US$ 670 millones.
En el caso de Endesa Chile la liquidez o recursos en caja alcanzan a unos US$708 millones.
El brazo de generación en Chile de la italiana Enel cerró el primer trimestre con un alza de 290% en su última línea, lo que implicó una ganancia atribuible a los propietarios de la controladora de $ 152.568 millones, explicada por un mejor escenario operativo y de menores precios de combustibles, comparado con igual lapso de 2015.
Los mejores márgenes del negocio de generación fueron destacados incluso por la italiana Enel, que ayer entregó sus resultados al primer trimestre.
Estos recursos serán clave para las futuras operaciones de adquisición de participaciones en los proyectos nuevos y actuales que Enel Green Power (EGP) tiene en Chile, y donde la generadora puede optar hasta el 40% de la propiedad a costo de desarrollo, como se definió en diciembre pasado tras una ardua negociación que seguiría sin convencer a los directores independientes de la eléctrica.
Asimismo, el Ebitda de la firma casi se duplicó en el período, alcanzando a US$ 283 millones (frente a los US$148 millones a marzo del año pasado) y los ingresos subieron 10% hasta US$ 898 millones.
Gener mejora en argentina
La mejora en los resultados de su filial en Argentina permitió a AES Gener, controlada por la estadounidense AES Corp, a compensar parte del magro desempeño logrado en Colombia. Según señaló la firma, en el primer trimestre del año lideró el segmento de generación en Chile, con una participación de mercado de 28,5%, por sobre sus competidores más cercanos, Endesa y Colbún. Los resultados en Argentina estuvieron influidos por la baja base de comparación. por un lado, la tarifas en ese país tuvieron un incremento de 43% (medido en pesos argentinos), y AES Gener comenzó a recibir efectivo desde ese negocio, por mayor disponibilidad de sus plantas, alcanzado un ebitda de US$ 5 millones. En el periodo, las ventas de electricidad desde Chile alcanzaron a 44 GWh, y el último envío se registró a fines de marzo.
[Ingresos de Enersis Américas anotaron $1.265 millones en primer trimestre de 2016]
mayo 10, 2016 | Industria
(La Segunda) Las acciones de las empresas eléctricas siguen llamando la atención del mercado y, pese al rally que han tenido en lo que va del año —han subido entre 4% y 20%—, los analistas creen que todavía hay espacio para sumarlas a su portafolio.»Es buena opción seguir apostando por el sector», afirma Nicolás Schild responsable de equity research de Santander GCB. «Esperáramos que continúen con un buen momentum».
Posibilidades de crecimiento, bajos precios de los combustibles, buenas perspectivas hidrológicas y el bajo impacto de la situación macroeconómica serían los principales catalizadores para las empresas.»El sector no está enfrentando vientos en contra como otras industrias más asociadas a dinámicas económicas débiles», dice Andrés Galarce, analista senior de EuroAmerica. Sin embargo, cree que el tipo de empresa por la que apostar depende del riesgo que se quiera correr.
«Engie Energía Chile (ex E-CL) nos gusta porque tiene menor exposición a las próximas licitaciones», señaló Schild. Sin embargo, esta empresa dio una sorpresa cuando su controladora, Engie, anunció que cerrarán todas las plantas a carbón y diésel en el mundo. «La noticia es recibida negativamente ya que un 67% de la capacidad en Chile correspondería a estas centrales», dijo BICE Inversiones en un informe.
AES Gener estaría siendo atractiva debido a los precios en que transa, «esto dado su potencial de crecimiento a mediano plazo», dice Galarce. Esta empresa es la eléctrica más recomendada por las corredoras actualmente y la concreción de proyectos como Cochrane y Alto Maipo, es visto con buenos ojos por los analistas. Por su parte, Colbún, tendría como atractivo sus resultados y las recientes adquisiciones en Perú, asegura Paulina Barahona, analista de Security.
Para Endesa y Enersis, la situación cambió en las últimas semanas. «Después del rally, hoy estamos más a favor de tomar posiciones en Chile», dice Galarce. Enersis América y Endesa América son bien vistas a largo plazo, por el potencial de crecimiento en la región. Mientras que las filiales en Chile entregarían un mayor dividendo.
[Panorama financiero del sector energético]
Recomendaciones de corredoras de Bolsa
Las carteras con mejor rendimiento en abril
En el quinto mes consecutivo de alzas en la bolsa local, sólo un puñado de portafolios logró superar el rendimiento del IPSA.
Escoger acciones para vencer al mercado puede ser una tarea difícil. Así lo demuestra el ránking de carteras recomendadas que evalúa el desempeño de 24 portafolios diseñados por las corredoras locales: solo diez de ellas superaron el desempeño del IPSA, que avanzó 1,64% durante abril. Entre aquellos portafolios que lograron superar al índice, destaca las carteras de diez acciones de BICE Inversiones, que mostró un avance de 3,21% durante el mes, esto, gracias a la apuesta por las acciones de Endesa Américas y los papeles de Falabella. Estos últimos subieron 9,3%en abril, influido por el anuncio del minorista de su llegada a México.
Tras BICE Inversiones se ubicó Tanner, que mostró una rentabilidad de 2,65% en el mes. La corredora se benefició de sus apuestas de largo plazo en E-CL y Ripley, que mostraron avances de 4,6% y 6,7%.
Pese al bajo rendimiento en el mes, la gestión activa de acciones consiguió buenos resultados en un año. En ese periodo 20 de 22 portafolios (que tienen información para 12 meses) logaron superar al IPSA, que tuvo una caída de -1,02%. En este grupo destaca Bci y su cartera de cinco acciones, que rentó 13,18% en un año, muy por sobre el 4,67% del promedio del mercado.
mayo 9, 2016 | Industria
(El Mercurio) Aunque la internacionalización de
Abastible comenzó hace cinco años con el ingreso en Colgas en Colombia, este año la empresa del grupo Angelini se puso pantalones largos en su expansión regional y cerró un acuerdo para adquirir las cadenas de gas licuado de petróleo (GLP) de Repsol en Ecuador y Perú, en una transacción que implica un pago en efectivo de US$ 264 millones más la deuda de las firmas, totalizando US$ 335 millones.
Con esta operación, la empresa de gas se triplica en volumen de operación, pasa a tener la mayor parte de sus ventas en el exterior y se convierte en el primer actor de Hispanoamérica en el rubro -el tercero al incluir a Brasil, donde están las compañías más grandes de la región- con perspectivas de extenderse a un quinto o sexto mercado a nivel regional. «Esta compra es un gran paso para Abastible», resume Joaquín Cruz, quien desde hace un año es el gerente general de la compañía.
Las negociaciones con la hispana se iniciaron hace más de 90 días, cuando la firma petrolera abrió un proceso de venta de parte de sus empresas en A. Latina. «Nos interesaron los activos que Repsol vendía, porque, en el caso de Perú, es un mercado que crece a tasas de 6% a 7% anual, un crecimiento súper importante en este rubro», explica el ejecutivo.
Cruz detalla que en Chile y Colombia ya administran las marcas con más penetración y mejor evaluadas -Abastible y Colgas, respectivamente- y que la hispana les ofrecía «las marcas con la mayor representación de mercado y mejor reputación, como son Solgas en Perú y Duragas en Ecuador, lo que calza muy bien con nuestra estrategia, porque quedamos con las marcas líderes del mercado en los cuatro países en que operamos».
En Chile, Ecuador y Colombia la firma concentra el 37% del total de las ventas de gas licuado de cada país, mientras que en Perú posee el 26%.
Para administrar las compañías en el extranjero, la firma de Angelini creará una filial, Abastible Internacional, adelanta el máximo ejecutivo del naciente imperio del gas en Latinoamérica.
Cruz precisa que el acuerdo con Repsol en Perú ya se cerró y prevén hacerse cargo de la administración el 1 de junio próximo. En Ecuador deben contar con el visto bueno de la autoridad antimonopolios. «No esperamos ningún problema, porque no tenemos presencia en gas licuado en ese país», comenta el ejecutivo.
¿Otro mercado en vista? «Conceptualmente, es parte de nuestra estrategia crecer, lo que se puede hacer tomando operaciones en otros países y mercados de la región, por lo que no descartamos ninguna opción que se pueda presentar», afirma Cruz. «México y Brasil son muy grandes en gas licuado, Argentina es más grande que Chile», agrega, al precisar qué países están bajo su mirada.
Comprar activos es, para Abastible, la estrategia más segura de ingresar a otra nación. «Es muy difícil entrar de cero con una operación en mercados donde hay empresas y marcas posicionadas», explica el máximo ejecutivo de Abastible. «Tiene toda la lógica económica entrar a un nuevo país comprando algo y luego hacerlo crecer», reitera.
Abastible en Chile crece el doble que el mercado
La incursión en el exterior de la firma de Angelini no se debe a la falta de oportunidades en Chile, sino que definieron una estrategia de crecimiento diversificada, explica Cruz. De hecho, el ejecutivo asevera que «la única empresa que en los últimos seis años ha ganado participación de mercado en Chile es Abastible». La firma planea invertir en Chile US$ 30 millones en mantener la operación actual.
Según datos de la compañía, han logrado aumentar su participación en el negocio de gas licuado doméstico de 32% a 37% en seis a ocho años, pese a que este sector crece a tasas muy bajas, de 0,7% a 1% anual, y a que la presencia del gas licuado en los hogares es altísima, de sobre el 90%.
Abastible, dice Cruz, crece en ventas a una tasa que duplica a la del mercado. La estrategia en Chile es densificar el consumo, pero la dificultad mayor es que este energético compite mano a mano con muchos combustibles. En los segmentos de ingresos bajos y medios, el balón de gas pelea con la leña, que es gratis, o la parafina, de costo muy parecido. Y en los sectores de más poder adquisitivo, la lucha es con el gas natural de red, como Metrogas -firma en la que también participa el grupo Angelini-, GasValpo o Intergas.
Joaquín Cruz dice que el gas natural se enfoca al mercado del 15% de hogares de mayores ingresos, por lo cual el foco de Abastible no es apuntar a este segmento, sino al 85% restante. «El gas natural es rentable en los hogares de altos ingresos y con grandes consumos: una casa grande, con una central de calefacción», estima.
El consumo promedio de gas licuado es de 22 kilos (un balón de 15 kilos y medio al mes), es decir, unos $21.000 aproximadamente, y por eso, a juicio del gerente de Abastible, «el gas licuado es el combustible más idóneo para la mayoría de los hogares».
Por eso la competencia de la compañía es para reemplazar a la leña, que es el principal combustible para el 40% de la población del país, en especial desde la Región Metropolitana al sur y que contamina 500 veces más que el gas.
Por eso, el ejecutivo es crítico de la estrategia del Gobierno de erradicar la biomasa apostando al gas de red. «El mejor sustituto para la leña es el gas licuado, porque el gas natural es muy caro. Y en Abastible somos los más competitivos en gas licuado», afirma el gerente.
Nuevos negocios: cogeneración y energía solar
Otro de los pilares de crecimiento es la innovación. En este sentido, Abastible selló una alianza con la estadounidense Capstone, para implementar equipos que producen a la vez electricidad y calor útil, en un solo proceso usando como combustible gas licuado.
Otra innovación es el gas automotriz, que el año pasado creció 15% en ventas, destaca el ejecutivo. Cruz resalta que para un taxista, pasarse de gasolina a gas supone un ahorro diario de entre $5.000 y $7.000 en combustible.
Aunque hoy la empresa apunta a masificar este energético en la locomoción colectiva, Abastible también espera que si se logra aprobar la homologación en los autos particulares, este negocio despegue.
Un tercer rubro «no convencional» que está desarrollando Abastible es el Solar Gas, un sistema para operar paneles solares en hogares para calefacción y uso de agua caliente y que, en caso de falta de sol, la energía necesaria en la casa provenga del gas licuado. El año pasado unas 3.500 viviendas nuevas contaron con estas instalaciones.
[Abastible compra filiales de Repsol en Perú y Ecuador por un total de US$335 millones]
mayo 5, 2016 | Industria
(El Mercurio) Las mayores firmas energéticas del mundo están dejando de lado las grandes ideas que hace apenas un par de años promocionaban como el futuro de la industria.
Desde Australia a Estados Unidos, las víctimas de esta situación incluyen proyectos de perforación a grandes profundidades, embarcaciones enormes que sirven como fábricas flotantes de gas natural licuado (GNL) y tecnologías capaces de reducir las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles. Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y la australiana Woodside Petroleum PLC figuran entre las compañías importantes que cancelaron o aplazaron ambiciosas iniciativas.
Shell envió un claro mensaje el miércoles, tras anunciar una caída interanual de 83% en sus ganancias del primer trimestre. El conglomerado anglo-holandés divulgó una nueva reducción de 10% en sus gastos de capital este año, para dejarlos en US$ 30 mil millones. «Para ser brutalmente franco, cualquier inversión en instalaciones que deban construirse desde cero, ya sea gas natural licuado flotante, aguas profundas u otras alternativas, está siendo rigurosamente evaluada en cuanto a sus niveles de costos y retornos debido al momento que atraviesa el sector», afirmó Simon Henry, director financiero de Shell, durante una conferencia telefónica.
Desde que los precios del crudo empezaron a derrumbarse hace casi dos años, las petroleras han postergado o cancelado proyectos por cerca de US$ 270 mil millones, según la consultora noruega Rystad Energy. La mayor parte de esos recortes ha recaído sobre iniciativas de alta tecnología, que en su momento fueron consideradas cruciales para contar con un suministro global sustentable de energía.
Según los cálculos de la firma de información y analítica IHS Inc., las compañías de hidrocarburos redujeron en 15% sus gastos en investigación y desarrollo en 2015, cuando la cotización del petróleo promedió US$ 50 el barril, respecto de 2014, cuando el promedio de precios rondó los US$ 100 el barril.
Los esfuerzos para reproducir el auge de la energía de esquisto de EE.UU. en otros países también se han resentido. Los volúmenes generados por la fracturación hidráulica son los principales responsables de la caída del crudo, pero la exportación de esta técnica se ha topado con obstáculos políticos, geológicos y técnicos, agravados por el derrumbe de los precios.
Ahora, el foco está puesto en tecnologías capaces de reducir costos y mejorar la eficiencia.
ConocoPhillips reveló la semana pasada nuevos recortes de gastos por US$ 700 millones para este año, la mitad de los cuales resultarán de la decisión de no hacer exploraciones en aguas profundas en el Golfo de México. A su vez, Exxon Mobil Corp. anunció en marzo una reducción de 25% en sus gastos de capital en 2016 y prometió ser «muy selectiva» en sus inversiones. La británica BP PLC dejó entrever el mes pasado la posibilidad de hacer nuevos recortes de gastos si el mercado no se recupera el próximo año.
Los precios del crudo han ascendido a sus niveles más altos del año. Los contratos Brent, la referencia global, llegaron a US$ 48,50 el barril a fines de abril.
De todos modos, las empresas mantienen la cautela sobre retomar iniciativas complejas y caras. «No estaríamos dispuestos a realizar un aumento significativo (aunque) los precios del petróleo regresaran a US$ 60 el barril», señaló Brian Gilvary, director financiero de BP, a un grupo de analistas en abril. «Evaluamos detenidamente lo que podemos hacer en los márgenes de nuestro actual portafolio».
Unas de las grandes víctimas del desplome de los precios han sido las plantas flotantes de GNL, buques inmensos que esencialmente son fábricas marinas construidas para explotar yacimientos de gas en lugares remotos. Durante mucho tiempo, el gas natural fue transportado exclusivamente por gasoducto; las plantas de GNL lo transforman en líquido, que puede ser transportado por barco.
Woodside Petroleum archivó el mes pasado sus planes para tener una operación de GNL flotante en su yacimiento de Browse, frente al litoral occidental de Australia. Según las estimaciones de los analistas, habría costado US$ 40 mil millones.
«No es el momento de los proyectos de capital grandes y pesados, por lo que invertir grandes sumas ahora no es probablemente la decisión más inteligente», afirmó en abril Peter Coleman, presidente ejecutivo de Woodside.
Los costosos esfuerzos para reducir el daño al medio ambiente mediante la captura y almacenamiento de carbono también son susceptibles al desplome de los precios. Los proyectos, conocidos como CCS por sus siglas en inglés, atrapan el dióxido de carbono liberado por procesos industriales y lo guardan bajo tierra. Esta clase de iniciativas son consideradas fundamentales por muchos analistas para impedir un cambio climático catastrófico y muchas empresas son defensoras de la tecnología.
Shell y Chevron encabezan ambiciosos proyectos en Canadá y frente a la costa de Australia, respectivamente. No obstante, otros proyectos han demorado en despegar. CCS es un proceso caro que, a menudo, depende de subsidios estatales. Shell canceló el año pasado una planta propuesta en el Reino Unido luego de que el gobierno retiró 1.000 millones de libras esterlinas en financiamiento. El bajo precio del petróleo ejerce una presión adicional sobre cualquier proyecto nuevo.
«Esta clase de iniciativas todavía está en pañales y son caras», dijo el mes pasado John Watson, presidente ejecutivo de Chevron.
En las aguas profundas del Golfo de México, las petroleras examinan nuevas oportunidades con recelo. Chevron realizó una rebaja contable de US$ 500 millones en 2015 tras cancelar el proyecto de Bucksin-Moccasin en la región. BP no ha tomado una decisión final sobre si seguirá adelante o no con la segunda etapa de una iniciativa que explota reservas de petróleo y gas a 400 metros de profundidad.
No todos los grandes proyectos están siendo postergados, pero los que se están llevando a cabo han sufrido reducciones de costos. BP, por ejemplo, prevé continuar su proyecto Mad Dog en el Golfo de México, pero cree que puede lograr mayores ahorros. La empresa ha recortado 50% del costo de los primeros planes.
