Según los especialistas, el derrame de crudo en el Golfo de México generará una mayor presencia del Estado en la regulación del sector y agilizará el desarrollo de nuevos polos offshore. Las normas de seguridad para la explotación serán más duras y habrá un mayor control sobre de las compañías. Operar en el mar será más caro y los costos impactarán en el precio del barril
El 20 de abril, la plataforma de perforación Deepwater Horizon, operada por la inglesa British Petroleum (BP), se incendió en el Golfo de México por motivos todavía no esclarecidos, frente a las costas de Luisiana. La explosión de un pozo submarino a más de 1500 metros de profundidad provocó, ni más ni menos, que el peor desastre ecológico de los Estados Unidos, una verdadera catástrofe que amenaza con modificar el mapa petrolero mundial durante los próximos 10 años.
El desastre tiende un manto de dudas sobre el futuro del negocio offshore (mar adentro), dado que seguramente se elevarán las obligaciones y limitaciones en términos de seguridad, infraestructura y protección del medio ambiente. La explotación de crudo en aguas profundas, que representa un 10% del total de la producción global, se práctica en el golfo de Guinea, el mar del Norte, las costas de África, el Mediterráneo, el mar de China y Australia; y en Brasil, donde se acaban de descubrir enormes reservas de hidrocarburos.
Si bien la mayoría de los especialistas descuenta la continuidad de la explotación offshore para cubrir las necesidades energéticas del futuro, anticipan que operar en el mar será mucho más costoso y más complicado.
“Los seguros que pagan las petroleras para perforar en el agua van a encarecerse, al igual que los gastos en materia de seguridad”, indicó Daniel Gerold, consultor de G&G Energy. “Eso terminará repercutiendo a la larga en un mayor precio del barril de crudo”, advirtió.
El importe del crudo se recuperó rápidamente del derrumbe sufrido tras la crisis de fines de 2008. La cotización del barril ronda hoy los u$s 80 dólares, tras orillar los u$s 30 en enero del año pasado. “El valor subió en poco tiempo por la tensión que existe entre la oferta insuficiente y la demanda futura, que sigue muy firme. La parálisis del Golfo de México generaría una mayor escasez, elevando la presión sobre los precios”, pronosticó Gerold.
En respuesta al desastre ecológico, el gobierno de Barack Obama canceló la perforación de nuevos pozos en el Golfo de México, una de las zonas más prolíficas de los Estados Unidos (explica un 25% de su producción de crudo). Pero a fines de junio, un juez de Nueva Orleans levantó la medida. Aún así, la intención de la administración norteamericana es modificar sustancialmente la regulación de la actividad offshore.
Más controles
La Casa Blanca pretende elevar los controles del ente regulador de la industria petrolera, para lo cual contempla aplicar un impuesto al sector que financie la contratación de más inspectores que supervisen las operaciones de perforación.
Según Ken Salazar, secretario del Interior de los Estados Unidos, la agencia reguladora precisa incorporar 330 inspectores adicionales para realizar revisiones ambientales de los planes de las empresas.
Además, se prevé aumentar el monto que pagan las operadoras para cubrir los daños que puedan causar y elevar los niveles de multas civiles y penales. También se analiza que cada compañía que perfore offshore realice evaluaciones de riesgo y presente planes detallados para responder en caso de perder el control de un pozo.
“Si bien cada país dicta sus propias reglas de juego, es probable que si los Estados Unidos establece un nuevo marco normativo para la actividad offshore, el mundo vaya en la misma dirección. Está claro, en ese sentido, que desde ahora habrá que gastar más en seguridad y que los permisos para perforar en aguas profundas serán más difíciles de conseguir”, comentó Oscar Vicente, vicepresidente ejecutivo de Entre Lomas.
Sin embargo, señaló que los hidrocarburos representan más de un 60% de la matriz energética del planeta, por lo que será difícil depender de la oferta de petróleo en el corto plazo. “El abastecimiento mundial está ligado a la oferta que aporten los depósitos submarinos, sobre todo cuando los reservorios convencionales ubicados en tierra están empezando a declinar”, señaló el ejecutivo, que preside el Club de Petróleo en la Argentina.
En la misma línea se expresó Daniel Montamat, ex secretario de Energía. “Van a crecer las normas regulatorias sobre la exploración y producción offshore y esto encarecerá los costos, pero ni la industria petrolera ni la actividad productiva mundial pueden prescindir de la nueva frontera productiva para crudos convencionales que ofrece el mar”, indicó.
Aún no hay cifras oficiales sobre los barriles que llevan vertidos en el mar, pero entre los especialistas existe el consenso de que el crudo derramado -que contaminó las costas de Missisipi y Nueva Orleans- podría superar las 400.000 toneladas, 10 veces más que lo volcado por el buque carguero Exxon Valdez en las costas de Alaska en 1989; hasta abril la peor catástrofe petrolera en territorio norteamericano.
“Seguramente se aplicará a las operadoras un conjunto de medidas más exigentes para garantizar la seguridad. Se discutirá sobre profundidades topes para perforar y se implementarán mayores controles sobre las empresas”, explicó Daniel Kokogian, presidente de Newmilestone y ex director de varias petroleras norteamericanas radicadas en la Argentina. “Aunque aún es prematuro para conocer el alcance que tendrá la reforma legal”, agregó.
Nuevas referencias offshore
El stand by del Golfo de México podría agilizar el desarrollo de otros polos offshore todavía sub-explotados, que representan un 10% de las reservas totales del planeta. Integran esa lista los yacimientos descubiertos recientemente por Brasil en las formaciones pre-sal del océano Atlántico, el golfo de Guinea y el mar de China y Australia.
Esas zonas representan el negocio del futuro y canalizan grandes cantidades de capital. La consultora Douglas-Westwood calculó (sin contemplar las inversiones en Brasil) que los desembolsos en aguas profundas superarán los 20.700 millones de euros anuales en 2012.
“El mar de Brasil es un depósito importantísimo de hidrocarburos. En un tiempo, cuando se conozca bien su potencial, podría escalar hasta el tercer o cuarto lugar entre las mayores reservas del mundo. Si se produce una desinversión en los Estados Unidos, Brasil podría captar esos capitales”, destacó Vicente.
Canadá y Venezuela también aparecen como posibles beneficiados de un potencial enrarecimiento del clima de negocios en el país del Norte por los aumentos de los costos operativos. La república caribeña cuenta con la quinta reserva de crudo del globo y es uno de los principales vendedores de petróleo a las refinerías norteamericanas. Canadá, en tanto, está comenzando a explotar sus arenas bituminosas, yacimientos de crudos más pesados (menos ricos) cuya extracción es más cara.
“Si los Estados Unidos recorta la exploración en el Golfo de México, Venezuela y Medio Oriente figuran como firmes candidatos a cubrir ese bache”, indicó Kokogian.
Estabilidad en Bolsa
Con la excepción de BP, que desde abril perdió un 50% de su valor bursátil, el resto de las petroleras que cotizan en Bolsa parece haber hecho caso omiso de la catástrofe ecológica, aún contra los pronósticos de los analistas financieros. “Si miramos las acciones del sector, los drivers parecen no haberse modificado, con lo cual los papeles de las petroleras se mantuvieron casi inalterables”, indicó Antonio Cejuela, analista de Puente Hermanos.
“Se podía esperar que el derrame tenga un efecto sectorial y afecte la cotización de todas las petroleras. Pero hasta ahora, paradójicamente, casi no hubo variaciones. Algunas empresas incluso elevaron su valor, como Petrobras”, agregó.
A pesar de eso, Kokogian pronostica complicaciones para las compañías que incluyan en su porfolio proyectos en el Golfo de México. “Si el gobierno de los Estados Unidos insiste con la prohibición de perforar nuevos pozos exploratorios, esas empresas estarán seriamente comprometidas”, aventuró.
Pero por ahora los golpes parecen ser absorbidos sólo por BP. La petrolera inglesa, la tercera más grande del mundo, perdió desde abril un 52% de su valor en la Bolsa de Nueva York, donde su acción cotizó al cierre de esta edición a u$s 28. Al inicio del derrame, el valor de capitalización de BP era de más de 125 mil millones de libras. Dos meses después, su precio se redujo a 64 mil millones.
La empresa busca, de algún modo, frenar la caída en los mercados financieros, “porque una reducción de 75% -tope técnico-la colocaría en una situación delicada, que la obligaría a tomar medidas como desprenderse de plantas (refinerías), equipos, plataformas y hasta reservas de crudo que tiene en varias partes del mundo”, señaló George Baker, de la consultora Energia.com con sede en Houston.
Además, la petrolera debe juntar u$s 20.000 millones que prometió para reparar los pedidos de indemnización de los perjudicados por el derrame. Su plan consiste en recaudar u$s 50.000 millones para afrontar los crecientes costos que le demandará frenar la fuga de petróleo. El dinero provendrá de tres fuentes: venta de títulos por u$s 10.000 millones, toma de créditos por otros u$s 20.000 y los u$s 20.000 restantes por venta de activos.
Los proyectos en el país
La Argentina no se caracteriza por contar con un gran desarrollo offshore. Sólo cuenta con dos yacimientos operativos en las costas de Tierra del Fuego en manos de la francesa Total. Sin embargo, en los últimos años anunció varios proyectos exploratorios en el mar. Los más recientes fueron llevados adelante este año por empresas británicas en las islas Malvinas, que reavivaron el conflicto diplomático entre Buenos Aires y Londres.
Frente a ese escenario, el canciller Héctor Timerman denunció que la exploración petrolera en Malvinas acarrea “riesgos para la región como las amenazas ambientales de las que estamos siendo testigos”, en alusión al desastre ecológico en el Golfo de México.
Los próximos proyectos en el Mar Argentino involucran, paradójicamente, a BP, que controla un 60% de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país. Asociada con YPF, PAE participará de la perforación de un pozo exploratorio en las aguas de la Cuenca Malvinas.
El plan consiste en emplazar una plataforma en el mar a 289 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, para encarar “la exploración de frontera con elevado potencial, pero también alto riesgo geológico para una zona con profundidad de agua de 500 metros y una profundidad final de pozo estimada en 2000 metros”, según explicaron desde YPF. Las obras comenzarán en diciembre de este año y demandarán más de u$s 100 millones.
En tanto que, a mediados de 2011, PAE liderará la perforación de dos pozos en un área offshore del Golfo San Jorge, frente a las costas de Chubut.
La empresa ya ejecutó la primera etapa del programa exploratorio, que consistió en registrar con sísmica 3D una superficie de 1700 kilómetros cuadrados, el procesamiento de los datos obtenidos y el reprocesamiento de otros 3000 kilómetros de sísmica 2D ya existentes.
“Tenemos muchas expectativas porque se trata de un registro muy grande. Imaginamos que vamos a encontrar reproducidos en esta área formaciones similares a las que explotamos en tierra en la provincia de Chubut (como el yacimiento Cerro Dragón, el mayor del país) y eso nos va a permitir ser también exitosos en el mar”, indicó en enero el vicepresidente de Operaciones Off Shore de PAE, Fernando Villarreal.
Desde la compañía negaron que la catástrofe en el Golfo de México pueda afectar los planes trazados para explorar en el offshore argentino. z we
Cómo prevenir futuros desastres
La explosión del pozo Macondo, en las costas de Luisiana, generó una revisión integral de las normas y procedimientos que deben aplicarse para evitar un desastre ecológico como el registrado en el Golfo de México. “Aún no se conocen exactamente las causas que desencadenaron las fallas en la plataforma de perforación, por lo que no puede descartarse la posibilidad de que en el futuro se produzca un hecho similar”, advierte Marcelo Hirschfeldt, especialista en tecnologías de producción offshore y director de OilProduction.net.
Para Jorge Lapeña, el accidente en los Estados Unidos debe ser tomado como un grave llamado de atención para el resto de los países que cuentan con actividad offshore, incluida la Argentina.
“En el país, los organismos encargados de ejercer los roles de fiscalización de la exploración y producción petrolera han sido vaciados. Por lo que habrá que reconstituir esos equipos, con nuevo recurso humano y herramientas de control de primer nivel”, propuso.
En tanto, Hirschfeldt agregó que “se deberá analizar tanto los planes de contingencias, como la evaluación de riesgos y criterios para la toma de decisiones en proyectos de ese tipo”.
Por su parte, para José Luis Esteves, investigador en Oceanografía Química del Centro Nacional Patagónico (CENPAT), la Argentina debe diseñar cuanto antes planes de contingencia creíbles y específicos que permitan enfrentar catástrofes como la del Golfo de México. “Hay que trabajar en la modelización de las corrientes de marea (para conocer la deriva de un derrame en base a variables como la época del año y la meteorología) las zonas críticas susceptibles de recibir el petróleo, las condiciones del agua y del sedimento, el estado de la migración de la fauna marina y la experiencia confirmada y los estudios psicofísicos de quienes tienen responsabilidades de conducción y mantenimiento, entre otros parámetros”, enumeró.
La tragedia de BP, día por día
20 de abril Explosión e incendio de la plataforma Deepwater Horizon, de la firma Transocean, que provoca la muerte de 11 trabajadores. La planta perforaba el pozo Macondo de BP, 68 kilómetros al sureste de Venice, Luisiana, a unos 1525 metros de la superficie.
25 de abril Los esfuerzos para activar el sistema que previene explosiones fracasan.
29 de abril El presidente Barack Obama promete “todos los recursos disponibles”, incluyendo al Ejército de los Estados Unidos, para contener la creciente mancha.
30 de abril Obama establece que no se permitirá perforar nuevas áreas hasta que la causa del accidente de Deepwater Horizon sea develada.
7 de mayo BP trata de colocar una cúpula sobre la fuga, pero el intento no tuvo éxito.
9 de mayo BP dice que tratará de frenar el derrame en el lecho marino inyectando a alta presión en el pozo dañado materiales como neumáticos y pelotas de golf.
11 y 12 mayo Ejecutivos de BP, Transocean y Halliburton acuden ante una audiencia parlamentaria en Washington. Los directivos se culparon unos a otros.
16 de mayo BP consigue insertar un tubo en el pozo dañado y capturar algo de petróleo y gas.
26 de mayo Empieza el procedimiento top kill, mediante el cual se inyectan fluidos pesados y otros materiales al pozo dañado para frenar la fuga, pero fracasa tres días después.
23 de junio Se instala de nuevo la cúpula de protección para bombear el petróleo en el Golfo de México.
23 de junio Un tribunal federal de Nueva Orleans invalidó la veda de seis meses impuesta por el gobierno de Barack Obama sobre la entrega de nuevos permisos para explorar yacimientos de crudo en el mar.
Cronista Comercial
