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Ezequiel Eliano
Mar del Norte: El fin de la dinastía Off-Shore
El referéndum de Escocia y el impacto sobre la explotación de mega-yacimientos (Vaca Muerta o Yeti en el
Golfo de México), generó un gran debate acerca de qué impacto tienen en la economía de los países.
Por su temprano desarrollo y las novedosas utilidades de la renta petrolera la explotación de Hidrocarburo
en el Mar del Norte, fue tomado como el modelo a implementar por otras regiones del mundo.
Hasta hace no mucho tiempo, las cuencas petrolíferas y gasíferas del Mar del Norte habían sido uno de los
lugares más codiciados del mundo por numerosas compañías para desarrollar su actividad. No es para
menos, atendiendo a los datos de la consultora estratégica McKinsey Company, que estima que la industria
ha producido “cerca de 42.000 millones de barriles equivalentes de crudo (MMbpce) en Reino Unido y
39.000 MMbpce en Noruega” hasta 2014. Incluso en 2005, el país nórdico fue líder mundial de producción
Off-Shore, según los expertos de la consultora Rystad Energy.
En la actualidad, la realidad es muy diferente y los signos de decadencia son evidentes. Un ejemplo en este
sentido es la caída en picado de la producción de crudo en el norte de Europa. Desde 2007 Noruega y Reino
Unido, no han dejado de ver cómo descendía sin parar el número de barriles que producen (ver figura
inferior). En 2013, la suma de la producción de los dos países –sólo de crudo- fue de apenas 2,3 millones de
barriles diarios (MMbd), muy lejos de los 5,3 MMbd que se alcanzaron en 1999.
Evolución de la Producción en el Norte de Europa
*Incluye condesados
Fuente: Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA).
Otro factor que está alertando del bajo ritmo de la región es la eficiencia de la producción. De acuerdo con
los datos del Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, en 2012 este indicador fue del
60 por ciento, frente al 81 por ciento de 2004.
En la misma línea, los expertos de la consultora McKinsey señalan que “la eficiencia de la producción ha
disminuido en más del uno por ciento al año en el Mar del Norte y ahora está en mínimos históricos, tanto
en Reino Unido como en Noruega”. Inevitablemente, esta disminución en la eficiencia productiva ha tenido
efectos económicos en la industria, que los analistas cifran en 900 MMbpce menos de producción y 60.000
millones de dólares menos en ingresos desde 2005.
Se profundiza la caída de reservas
Aunque no es la primera vez que la industria energética en el Mar del Norte se enfrenta a una situación
como ésta, sí podría ser la primera en la que las cifras de reservas estimadas no sean lo suficientemente
esperanzadoras como para retener la inversión empresarial. En este sentido, los datos de la Administración
de Información de Energía de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) recogen que las reservas
estimadas de Noruega para 2015 ascienden a 5.800 millones de barriles (MMb), lo que supone un brusco
descenso con respecto a 1997, año en el que el país nórdico registró uno de sus mayores niveles de
reservas, 11.234 MMb. En Reino Unido las estimaciones no son mucho mejores. Los datos de la EIA apuntan
a que el país tiene 2.982 MMb, muy lejos de la marca registrada en 1999, cuando sus reservas eran de 5.191
MMb. Y las condiciones naturales de la cuenca no son la única barrera a la que se tiene que enfrentar el
sector en la zona. Muchas de las infraestructuras que operan en estos países están a punto de cumplir sus
años de actividad previstos e incluso algunas ya los han sobrepasado. La antigüedad de las plataformas tiene
efectos directos en los costes de operación y mantenimiento y afecta a la rentabilidad de las actividades.
A todo ello se une la necesidad de buscar el crudo en aguas cada vez más profundas –con la consecuente
inversión económica que se requiere- y como resultado, la cuenca, que históricamente ha sido una de las
zonas más rentables para la industria petrolera, parece cada vez menos competitiva. Así lo señalan los
analistas de McKinsey: “Hace menos de quince años, el coste unitario promedio de extracción de la mayoría
de sus campos de operación eran de 3,05 euros por barril equivalente de crudo (bpce), mientras que los
costos promedio de desarrollo eran de 5,4 euros. Estos márgenes eran similares a los de las regiones
productoras más económicas del mundo, pero ya no es así”, reconocen. La coyuntura económica tampoco
está ayudando a revertir la situación. Con los precios del petróleo un 50 por ciento por debajo de hace un
año, resulta complicado encontrar la rentabilidad a proyectos que necesitan inversiones millonarias. Si bien
se estimaba que las compañías invertirían millones de dólares en el estudio y puesta en marcha de nuevas
infraestructuras en el Mar del Norte, varias empresas ya han comenzado a anunciar cancelaciones o
retrasos.
Los fondos petroleros mantienen un sólido crecimiento
No obstante, pese a la caída de la producción los fondos de la renta petrolera de Noruega continúan
creciendo. Los “Petroleum Fund”, el cual fue rebautizado en 2006 con el nombre de “Gobernment
Pension Fund-Global”, fueron generados para cumplir un rol como instrumento de política económica y
asegurar que los ingresos petroleros sean usados en beneficio de las actuales y posteriores generaciones.
En 2013, obtuvieron un crecimiento de 13%, realizando adquisiciones de propiedades inmuebles
asiáticas y armando una cartera de bienes raíces en las ciudades más grandes del mundo1. De esta forma,
estos fondos consolidan un crecimiento exponencial que en la actualidad acaparan una gran cantidad y
diversidad de inversiones en distintos sectores económicos, empresas y países; ocupando el segundo
lugar dentro de los fondos de inversión nacionales.
1
Véase Comunicado Directorado Noruego del Petróleo, Development and oparation 2014.
Fuente: Towers Watson España 2014.