Buscar un yacimiento, tarea de gigantes

Pese a los 100 dólares por barril, el upstream, el negocio de buscar, explorar y producir crudo, no es jauja. Tanto que está quedando cada vez más reservado a las llamadas Majors, compañías como Shell, BP o Exxon Mobil. En un mundo dominado por la escasez de nuevas reservas, los altos costes de exploración y la toma de control por los Gobiernos productores, a las compañías españolas -Repsol y Cepsa- se les hace cada vez más 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 año 2005. La empresa se vio obligada en 2006 a tachar el 25% de sus reservas debido a la nacionalización petrolera de Evo Morales y la confirmación de que parte de sus reservas argentinas estaban sobrevaloradas. Cepsa apenas cubre sus necesidades de refino con producción propia en un 11%, según señala Fernando Maravall, director general de Exploración y Producción.

Cepsa, con reservas probadas de 100 millones de barriles, pretende duplicar estos recursos en 2017. Una posición asumida también en Repsol

Producción propia

Ambas compañías no esconden que el endurecimiento del sector y la batalla por este recurso dificultan sus proyectos de elevar el nivel de producción propia. Lo que es fundamental. "Pese a que algunas compañías se dedican sólo a refino y marketing", explica Maravall, "en Cepsa pensamos que hay que cubrir toda la cadena, desde la exploración al surtidor". Cepsa, con reservas probadas de 100 millones de barriles, pretende duplicar estos recursos en 2017. Una posición asumida también en Repsol, cuyo plan estratégico 2008-2012 busca hacer crecer el área de exploración y producción, según señalan en la empresa.

La primera gran dificultad para lograr estos objetivos es la escasez de nuevas reservas. Según BT Statistical Review, las reservas probadas crecieron sólo 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 adición anual de recursos líquidos no ha dejado de bajar desde los años noventa. Hubo años de la década pasada que esta adición llegó a ser de 70 y 100 millones. Ahora va por debajo de los 20 millones. Mientras, la producción se ha duplicado.

Por si esto no bastara, las compañías estatales de los países productores, como Aramco (Arabia Saudí), PDVSA (Venezuela) o Sonatrach (Argelia), se están haciendo con estos recursos. "Además de que exigen quedarse con la mayoría en los proyectos", explica Maravall, de Cepsa, "el government take, el porcentaje de barriles que se quedan las compañías nacionales, ha pasado del 80% de hace años al 90% actual". Las compañías no estatales, que se quedaban un 20% de los barriles, reciben ahora sólo el 10%.

Las Majors se están viendo afectadas, pero menos que las medianas y pequeñas, como Repsol o Cepsa. Disponen de bazas financieras y tecnológicas que les permiten liderar los proyectos más complicados. "En operaciones grandes y difíciles, las más habituales", apunta Rainer Winzenried, de la oficina de prensa de Shell, en Holanda, "en los que hacen falta expertise tecnológica y capacidad financiera, es difícil que los Gobiernos confíen en compañías medianas". Es el caso de las arenas betuminosas de Canadá o de la exploración de aguas muy profundas, por debajo de los 2.500 y 3.000 metros.

"El caso es que disponemos", prosigue Winzenried, "de instrumentos geológicos e informáticos que permiten explorar y producir en circunstancias extremas. Ésa es la razón de que trabajemos en Rusia (Barents) y nos hayan llamado de Libia, Nigeria o Arabia Saudí".

Impacto en las cuentas

Todo esto le ha permitido a Shell, que hace años tuvo que hacer un write off de parte de sus reservas, la recuperación de las mismas. "Tenemos ahora más recursos probados que entonces", afirma Winzenried. Aun así, tampoco Shell ha podido evitar el impacto de la situación sobre sus cuentas. La compañía 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 producción cayó un 5% debido a este hecho y a caídas del output en seis países. Si ha podido recuperar sus reservas ello se debió a un aumento de sus activos en arenas betuminosas tras la compra del 22% de su filial Shell Canadá.

Otro dato. La enorme presión de las Majors para buscar nuevas reservas, que se desencadenó en 2003 y 2004 (a causa de la demanda china), no ha hecho más que agravar los costes. "No sólo han subido las materias primas utilizadas en las plataformas (acero, cromo, níquel...)", explica Maravall, "sino que las empresas de drilling han subido sus precios de forma exponencial". No extraña que los beneficios y valoración en Bolsa de estas compañías se hayan disparado. Transocean, que factura 3.900 millones de dólares, elevó sus ingresos en un 34,2% el año pasado; Pride International los elevó en un 22,7%, Patterson-UTI en un 46,3% y Noble Corporation en un 52%.