Es muy probable que el acuerdo nuclear con Teherán marque el regreso del petróleo iraní al mercado; analizamos quién gana y quién pierde con la noticia.

 

Por Christopher Helman

Dejemos de lado el debate sobre si el acuerdo nuclear de Irán es “bueno” o “malo”. Incluso si el Congreso de Estados Unidos terminara votando en contra del acuerdo, la línea dura no será capaz de alcanzar la mayoría necesaria de dos tercios para vetar al presidente Barack Obama. Del mismo modo, la aprobación del Consejo de Seguridad de la ONU parece ser un hecho también.

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El acuerdo va a darse y más petróleo iraní comenzará a fluir. En el corto plazo, el impacto de los mercados del petróleo será mínimo, probablemente con no más de 500,000 barriles diarios de volumen adicional durante el próximo año. Pero en el largo plazo, una vez que los gigantes globales intervengan para orquestar la primera ronda de megaproyectos, el impacto podría ser enorme, del orden de los 3 millones de barriles diarios adicionales.

Los ganadores: las petroleras más grandes. Royal Dutch Shell, BP, Total, PetroChina, Eni, Statoil, Rosneft, todas están dispuestas y son capaces de asumir los megaproyectos. Otros ganadores: Schlumberger, Halliburton y los proveedores de servicios que le venderán a Irán cargamento tras cargamento de maquinaría y piezas de repuesto. Los perdedores: los perforadores de shale independientes de Estados Unidos. Incluso con los precios del petróleo de hoy, las reservas iraníes de petróleo convencional siguen siendo muy rentables. En una competencia cabeza a cabeza, los frackers estadounidenses simplemente no serán capaces de competir.

“Ahora los clientes buscan hacer una prueba de estrés a sus teorías de negocios”, dice Dennis Cassidy, codirector de la consultoría de petróleo y gas AlixPartners. “La pregunta es: ¿podemos soportar un barril a 45 dólares?”

La buena noticia es que tendrán tiempo para prepararse. Los precios del petróleo cayeron temporalmente ayer por la mañana, luego de que diera a conocerse el acuerdo, pero se revirtieron con la misma rapidez una vez que los instintivos traders se dieron cuenta de que la sola firma del acuerdo no significa que Irán puede comenzar a bombear crudo. Los futuros del WTI cotizan actualmente a casi 53 dólares por barril, mientras que el los del Brent lo hacen a 58 dólares.

Así que ¿cuándo comenzará a fluir el petróleo de Irán? Podría ser en diciembre próximo, pero es más probable que ocurra a finales del primer trimestre de 2016, una vez que la Agencia Internacional de Energía Atómica haya llevado a cabo sus inspecciones e informes sobre el cumplimiento de Irán. En ese momento, las sanciones podrían ser levantadas.

Antes de las sanciones, en 2011, Irán producía 3.65 millones de barriles diarios. Hoy produce 2.85 millones, de acuerdo con Energy Aspectts. ¿Irán será capaz de recuperar esa producción de 800,000 barriles?

El ministro de Petróleo de Irán, Bijan Namdar Zanganeh, ha dicho que podían producir 500,000 barriles adicionales tan pronto como se levanten las sanciones. Ese volumen provendría de lo que se estima son entre 20 y 30 millones de barriles almacenados en contenedores, pero ese almacenamiento flotante no durará por mucho tiempo.

De acuerdo con un informe reciente de Richard Mallinson, analista de Energy Aspects, Irán recortó la salida de sus tres campos más grandes –Ahwaz, Marun y Gachsaran– en alrededor de 600,000 barriles por día para cumplir con las condiciones de las sanciones. Él calcula que Irán será capaz de llevar poco a poco esos campos de nuevo a plena producción, añadiendo 350,000 barriles en 2016. Otros 250,000 barriles de la producción vendrán de la puesta en marcha de tres campos más pequeños.

Mallinson advierte que los campos en envejecimiento de Irán enfrentan tasas de declive significativas en el orden de 10% anual, lo que implica que a finales de 2016 Irán probablemente habrá añadido no más de 400,000 barriles diarios a su producción actual; además, gran parte de ese extra será un menos valioso condensado de gas natural en vez de petróleo crudo.

La consultoría Wood Mackenzie estima que Irán podría alcanzar una producción de 600,000 barriles diarios a finales de 2017.

Visto de lejos, los 500,000 barriles no son gran cosa; en realidad representan 0.5% de la oferta global. Y es especialmente modesto si se considera que las empresas petroleras del mundo tienen que añadir unos 5 millones de barriles de nueva producción sólo para compensar las tasas de declive naturales. ¿Realmente necesitamos preocuparnos por que otros productores deberán ceder su lugar al petróleo de Irán? No, los precios bajos se harán cargo de eso.

Entonces, ¿qué gigantes petroleros están en mejor posición para saltar sobre los pozos iraníes? Probablemente los que fueron los últimos en salir cuando se pusieron en marcha las sanciones. De acuerdo con un informe del Servicio de Investigación del Congreso estadounidense, la china CNPC abandonó la fase 11 del proyecto South Pars, de 4,700 mdd, en 2012. En 2011 la Rusa Tatneft firmó un acuerdo preliminar para desarrollar el campo petrolero Zagheh. En 2010 la Royal Dutch Shell y Repsol finalmente se retiraron de las Fases 13 y 14 de South Pars. Statoil recopiló en 2006 datos sísmicos en el campo Khorramabad y también fue el operador de las 6, 7 y 8 de South Pars. Antes, Shell trabajó en los campos Soroush y Nowruz, mientras que Eni desarrolló el campo petrolero Darkhovin y South Pars 4 y 5. La francesa Total desarrolló los campos petroleros Doroud y Balal en 1999.

En junio, ejecutivos de Shell y Eni visitaron a los ministros de petróleo en Teherán para discutir oportunidades. La apuesta de Shell probablemente implicará el pago a Teherán de 2,000 mdd que aún le debe de envíos anteriores de petróleo iraní recibidos pero aún no pagados.

A pesar de su tensa relación con Occidente en las últimas décadas, Irán (en contraste con el monopólico México, por ejemplo) tiene una larga historia de trabajo en colaboración con grandes compañías petroleras. Ahora necesitará que sus viejos amigos vuelvan. Según CRS, Irán requerirá unos 140,000 mdd en nuevas inversiones para el año 2020 sólo para mantener estable la producción de petróleo y equilibrar las declinaciones naturales. Ésa es una gran cantidad de capital y un montón de trabajo por hacer.

Puede que llegue el momento de preocuparse por una inundación del mercado debido a la llegada de nuevos barriles iraníes y la quiebra de los productores independientes de frackers en EU, pero no hoy.

 

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