Buscar un yacimiento, tarea de gigantes

Pese a los 100 d¨®lares por barril, el upstream, el negocio de buscar, explorar y producir crudo, no es jauja. Tanto que est¨¢ quedando cada vez m¨¢s reservado a las llamadas Majors, compa?¨ªas como Shell, BP o Exxon Mobil. En un mundo dominado por la escasez de nuevas reservas, los altos costes de exploraci¨®n y la toma de control por los Gobiernos productores, a las compa?¨ªas espa?olas -Repsol y Cepsa- se les hace cada vez m¨¢s cuesta arriba el acceder a reservas significativas de crudo.

Aun con el descubrimiento de campos importantes, Repsol sigue por debajo del nivel de reservas del a?o 2005. La empresa se vio obligada en 2006 a tachar el 25% de sus reservas debido a la nacionalizaci¨®n petrolera de Evo Morales y la confirmaci¨®n de que parte de sus reservas argentinas estaban sobrevaloradas. Cepsa apenas cubre sus necesidades de refino con producci¨®n propia en un 11%, seg¨²n se?ala Fernando Maravall, director general de Exploraci¨®n y Producci¨®n.

Cepsa, con reservas probadas de 100 millones de barriles, pretende duplicar estos recursos en 2017. Una posici¨®n asumida tambi¨¦n en Repsol

Producci¨®n propia

Ambas compa?¨ªas no esconden que el endurecimiento del sector y la batalla por este recurso dificultan sus proyectos de elevar el nivel de producci¨®n propia. Lo que es fundamental. "Pese a que algunas compa?¨ªas se dedican s¨®lo a refino y marketing", explica Maravall, "en Cepsa pensamos que hay que cubrir toda la cadena, desde la exploraci¨®n al surtidor". Cepsa, con reservas probadas de 100 millones de barriles, pretende duplicar estos recursos en 2017. Una posici¨®n asumida tambi¨¦n en Repsol, cuyo plan estrat¨¦gico 2008-2012 busca hacer crecer el ¨¢rea de exploraci¨®n y producci¨®n, seg¨²n se?alan en la empresa.

La primera gran dificultad para lograr estos objetivos es la escasez de nuevas reservas. Seg¨²n BT Statistical Review, las reservas probadas crecieron s¨®lo el 15% entre 1996 y 2006, y bajaron el 0,1% entre 2005 y 2006. Hace poco, Antonio Brufau, presidente de Repsol, mostraba en una diapositiva que la adici¨®n anual de recursos l¨ªquidos no ha dejado de bajar desde los a?os noventa. Hubo a?os de la d¨¦cada pasada que esta adici¨®n lleg¨® a ser de 70 y 100 millones. Ahora va por debajo de los 20 millones. Mientras, la producci¨®n se ha duplicado.

Por si esto no bastara, las compa?¨ªas estatales de los pa¨ªses productores, como Aramco (Arabia Saud¨ª), PDVSA (Venezuela) o Sonatrach (Argelia), se est¨¢n haciendo con estos recursos. "Adem¨¢s de que exigen quedarse con la mayor¨ªa en los proyectos", explica Maravall, de Cepsa, "el government take, el porcentaje de barriles que se quedan las compa?¨ªas nacionales, ha pasado del 80% de hace a?os al 90% actual". Las compa?¨ªas no estatales, que se quedaban un 20% de los barriles, reciben ahora s¨®lo el 10%.

Las Majors se est¨¢n viendo afectadas, pero menos que las medianas y peque?as, como Repsol o Cepsa. Disponen de bazas financieras y tecnol¨®gicas que les permiten liderar los proyectos m¨¢s complicados. "En operaciones grandes y dif¨ªciles, las m¨¢s habituales", apunta Rainer Winzenried, de la oficina de prensa de Shell, en Holanda, "en los que hacen falta expertise tecnol¨®gica y capacidad financiera, es dif¨ªcil que los Gobiernos conf¨ªen en compa?¨ªas medianas". Es el caso de las arenas betuminosas de Canad¨¢ o de la exploraci¨®n de aguas muy profundas, por debajo de los 2.500 y 3.000 metros.

"El caso es que disponemos", prosigue Winzenried, "de instrumentos geol¨®gicos e inform¨¢ticos que permiten explorar y producir en circunstancias extremas. ?sa es la raz¨®n de que trabajemos en Rusia (Barents) y nos hayan llamado de Libia, Nigeria o Arabia Saud¨ª".

Impacto en las cuentas

Todo esto le ha permitido a Shell, que hace a?os tuvo que hacer un write off de parte de sus reservas, la recuperaci¨®n de las mismas. "Tenemos ahora m¨¢s recursos probados que entonces", afirma Winzenried. Aun as¨ª, tampoco Shell ha podido evitar el impacto de la situaci¨®n sobre sus cuentas. La compa?¨ªa tuvo que volver a reducir sus reservas en 2007 debido a la venta obligada de su 27,5% en el proyecto de Sakhalin II, en Rusia. Su producci¨®n cay¨® un 5% debido a este hecho y a ca¨ªdas del output en seis pa¨ªses. Si ha podido recuperar sus reservas ello se debi¨® a un aumento de sus activos en arenas betuminosas tras la compra del 22% de su filial Shell Canad¨¢.

Otro dato. La enorme presi¨®n de las Majors para buscar nuevas reservas, que se desencaden¨® en 2003 y 2004 (a causa de la demanda china), no ha hecho m¨¢s que agravar los costes. "No s¨®lo han subido las materias primas utilizadas en las plataformas (acero, cromo, n¨ªquel...)", explica Maravall, "sino que las empresas de drilling han subido sus precios de forma exponencial". No extra?a que los beneficios y valoraci¨®n en Bolsa de estas compa?¨ªas se hayan disparado. Transocean, que factura 3.900 millones de d¨®lares, elev¨® sus ingresos en un 34,2% el a?o pasado; Pride International los elev¨® en un 22,7%, Patterson-UTI en un 46,3% y Noble Corporation en un 52%.