Los precios
que ha adquirido el petróleo se está cobrando ya las primeras víctimas, y
lo que beneficia a unos, por lo que supone reducir la factura
energética en la compra de crudo, como España, a otros les está abriendo
un enorme socavón en sus cuentas, caso de Venezuela y México. Las
multinacionales no son ajenas a esta debacle del barril que les obliga a
paralizar muchos proyectos y tener que abandonar pozos hasta que el
vendaval de caída libre amaine y que el brent y el west texas
intermediate (WTI), las dos cotizaciones internacionales, vuelvan a
recuperar la cima de los 100 dólares.
La
crisis del crudo arrastra sin piedad a todas las empresas
petrolíferas, más si cabe a las grandes que a las pequeñas. Quién
iba a pensar que multinacionales como British Petroleum y la
anglo-holandesa Shell tendrían que decir basta, echar el cerrojazo
a proyectos y poner a trabajadores en la calle, cuando hasta ahora
no habían conocido los límites de la expansión. Pues eso es lo
que está sucediendo. Esta vez no han sido los países productores
quienes les han echado, como ocurrió en la primera crisis de 1973
cuando los Estados nacionalizaron sus pozos y las Siete Hermanas
(Esso, Mobil, Chevron, Texaco, Gulf Oil Corporation, Shell y Bristish
Petroleum) tuvieron que abandonar países como Argelia, Libia, sino que
son ellas mismas quienes están poniendo el tapón a los pozos menos
rentables.
Como pasó con la crisis inmobiliaria de España que
convirtió la construcción en un erial de bloques abandonados y
llenó los campos de grúas y excavadoras paralizadas, ahora está
sucediendo prácticamente lo mismo con las grandes plataformas que
perforan en los mares profundos de los océanos. Todavía no son
chatarra ni piezas de derribo pero pueden convertirse en algo
parecido si la situación no mejora y las cotizaciones del
barril vuelven a recuperar el nivel de hace un año.
Las
tarifas de alquiler de las plataformas que se utilizan para aguas
ultraprofundas en el Golfo de México, del Mar del Norte, y en aguas
de Angola, por ejemplo, se están desplomando porque no hay compañía
que se gaste un dólar en explorar en zonas donde cuesta más llegar
hasta los 4.000 metros que el petróleo y el gas que van a extraer.
Hay yacimientos donde sacar un barril está por encima de los 30-40
dólares con lo que ni se cubren los costes de explotación.
Esto
ha llevado a que las tasas que se mueven para los barcos
perforadores hayan caído hasta más de 100.000 dólares por debajo de
los niveles que se movían a principios de 2014. Los precios
medios han marcado este mes niveles mínimos de en torno a los
400.000 dólares, una cifra que no se registraba desde hacía 15 años.
El mayor proveedor de servicios petroleros, Schlumberg Limited,
ha anunciado que recortará más de 8.000 empleos equivalente a un
7% de su plantilla -emplea a unas 120.000 personas- repartida por
todo el mundo para poder controlar los costes y que el derrumbe de los
precios no arrastre a todo el grupo y entre en quiebra técnica.
Recortes de hasta un 30%
Un
reciente informe de Barclays estimaba que las empresas
petroleras podrían verse obligadas a recortar sus gastos en
exploración y producción de crudo hasta un 30% en América del Norte
si el crudo se mantiene en Estados Unidos entre los 50 y los 60
dólares. El precio del brent del Mar del Norte y el West Texas
Intermediate (WTI) está por debajo de los 50, lo que quiere decir que,
de seguir así, las compañías tendrán que aplicar la tijera, no sólo
por la situación actual sino porque las previsiones apuntan a que
la tendencia es mantenerse en estos niveles hasta tanto Arabia Saudí
y EEUU no reduzcan sus niveles de producción.
La decisión
más sorprendente la ha tomado hasta ahora la anglo-holandesa Shell
que ha acordado paralizar el proyecto de construcción de la mayor
planta petroquímica del mundo, de 6.500 millones de dólares, en
colaboración de Qatar Petroleum. La multinacional petrolera ha
rebajado además los salarios al personal contratado y a los
autónomos que trabajan en los pozos del Mar del Norte y del sudeste
de Asia y está revisando los contratos con los proveedores para
reducir los costes operativos.
Otras de las grandes como
British Petroleum y Conoco Philips han anunciado igualmente recortes
de plantilla en sus proyectos del Mar del Norte. BP estima recortar
en un principio unos 300 empleos y el grupo estadounidense otros
230. La noruega Statoil no ha dado cifras pero sí ha renunciado a
permisos de exploración que tenía en el Ártico por estos mismos
motivos. El presidente regional de BP en Mar del Norte, Trevor
Garlick, ha señalado que, “debido a los desafíos de esta región y el
endurecimiento de las condiciones del mercado, estamos tomando
medidas específicas para asegurar que nuestro negocio siga siendo
competitivo”, pero “estamos comprometidos con el Mar del Norte y
vemos futuro a largo plazo para nuestro negocio aquí”.
Efecto multiplicador
Pese
a que estos ajustes no son muy elevados, sí ilustran el momento por
el que están pasando las grandes compañías productoras. Estos
despidos generan a su vez un efecto multiplicador entre las
empresas que suministran material o, como comentábamos
anteriormente, alquilan grandes plataformas para explorar.
Noruega es uno de los países que ahora mismo está sufriendo más si cabe
este efecto. El Mar del Norte es una de las zonas donde mayores
reservas existen de crudo a nivel mundial pero, en cambio, tiene
donde la exploración un fuerte hándicap, y es que es muy costoso
extraer crudo en la zona.
El Estado noruego ha dicho ya que
estudia recortar un 15% sus inversiones en 2015 en explorar crudo y
gas por causas de la actual situación. El ejercicio pasado
invirtió más de 18.000 millones de euros y ha anunciado que prevé
recortar aún más esta cifra. Noruega es un país donde la
exploración es elevada pero hay que decir también que casi todos
los pinchazos que se realizan son un éxito. Todo lo contrario de lo
que ha ocurrido en Canarias donde Repsol ha decidido abandonar
porque no hay reservas suficientes para continuar la
exploración.
El país nórdico realizó el ejercicio pasado 56
prospecciones en la plataforma continental noruega. De ellos, 22
resultaron positivos en Mar del Norte, cinco en mar de Noruega y
nueve en el de Barents. Otros cuatro yacimientos comenzaron su
producción, con un potencial de entre 40 y 110 millones de metros
cúbicos de petróleo condensado y de entre 25.000 y 75.000 millones
de metros cúbicos de gas recuperable.
La jefa del Directorio
de Petróleo Noruego, Bente Nyland, ha afirmado que la mayor parte de
los 79 yacimientos actualmente operativos en la plataforma
continental noruega tienen muchos años de vida por delante y son
“rentables”, por lo que tanto el Estado como las multinacionales
“seguirán ganando dinero, aunque se produzcan más descensos en el
precio del crudo”.
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