Carlos Gonzales Ávila
Director Gerente de ENERCONSULT S.A.
Para Lampadia

Los contratos de hidrocarburos son instrumentos de largo plazo, lo que significa que son susceptibles de ser renegociados frente a cambios en los supuestos y condiciones existentes al momento de suscribirse. No debe extrañar entonces que una de las Partes de un contrato solicite revisar alguna condición del mismo. Eso es natural. Lo que no es natural es que se hable de renegociar contratos sin decir qué es lo que se quiere renegociar, y peor aún, que se inicie una renegociación bajo amenaza.

Para comenzar, los que proponen la renegociación deben decir primero qué contrato quieren renegociar (¿Lote 88, Lote 56 o ambos?) y después precisar qué parte del contrato buscan renegociar. En este punto, cabe algunas reflexiones respecto a los contratos de Camisea.

• Se habla de recuperar el Gas para todos los peruanos, pero no se dice que el Gas del Lote 88 está reservado para el mercado interno y que es el único contrato en el que se establecen precios máximos en boca de pozo, para generación y para los demás usuarios.
• Se cuestiona la exportación de gas natural pero no se dice nada sobre el impacto social y económico que tiene dicha exportación no solo en regalías e impuestos, sino también por la mayor producción de GLP nacional, reduciendo nuestra dependencia del GLP importado.
• Se cuestiona la exportación del gas natural, pero no se aclara que teniendo el Lote 88 gas natural para abastecer el mercado interno por más de 30 años, hubiese sido absurdo buscar inversionistas para otros lotes con la condición de abastecer el mercado interno. Nadie en su sano juicio habría hecho inversiones en sísmica y perforación de pozos para sentarse a esperar 30 años.
• Se habla de “ampliar reservas” pero no se dice que hay solo dos formas de hacerlo, logrando nuevos descubrimientos con más exploración o reduciendo el costo de producción para convertir en “reservas probadas” lo que ahora solo son “recursos” porque su explotación no es económicamente viable.
• No se aclara que la masificación del gas natural no depende de los productores de los lotes de Camisea, sino del Estado que debe invertir en infraestructura para ese objetivo. Tanto es así que en Camisea se tiene que reinyectar gas (más de 400 millones de pies cúbicos todos los días) porque no hay quien lo compre.
• Se escuchan declaraciones sobre una inequitativa distribución de las utilidades de los contratos de Camisea, pero no se aclara que la participación del Estado (Government take) es de 65% y que la utilidad neta del contratista no llega al 35%.
• En el caso del gas natural, solo califican como reservas probadas los volúmenes susceptibles de ser vendidos, esto significa que si no hay mercado que compre el gas, entonces no hay reservas y solo tendremos recursos cuya explotación no es económicamente viable.
• Entre tanto, el verdadero drama del Perú es el petróleo. Producimos poco más de 30,000 barriles de crudo por día y consumimos más de 250,000. En lugar de pensar en renegociar los contratos de gas natural, deberíamos pensar en renegociar los contratos en cuyos lotes se produce petróleo, para incrementar reservas y nivel de producción.

La lista de reflexiones en torno a la renegociación de los contratos en general y de los contratos de Camisea en particular es larga y solo hemos hecho un breve recuento de algunas ideas al respecto. Si la decisión del Gobierno es renegociar algún contrato, esperemos que para tal fin, por lo menos conforme un equipo negociador con técnicos de experiencia comprobada en contratación petrolera y desarrollo de proyectos de gas natural. Lampadia

Jorge Pérez-Taiman
Abogado especializado en petróleo y gas
Para Lampadia

Según información difundida recientemente, el proyecto gasífero de Camisea ha permitido ahorros para el Perú del orden de los cien mil millones de dólares en el período 2004-2019, al desplazar a otros combustibles más costosos y contaminantes para una diversidad de usos. Actualmente el gas natural genera el 40% de la energía eléctrica que se consume en el país, con ahorros calculados en 77 millones de dólares para los usuarios. Como combustible ofrece ahorros de 57% con respecto a la gasolina y de 50% con respecto al Diesel y reduce dramáticamente el impacto ambiental de aquellos. Los clientes residenciales se han beneficiado con un ahorro de 419 millones de dólares, cifra que naturalmente aumentará conforme se vaya consolidando la masificando de su uso a nivel nacional.  Las cuantiosas regalías que paga el proyecto benefician al Estado en general y a la Región Cusco en particular.

No cabe duda que el desarrollo y puesta en producción del gas natural de Camisea constituye un éxito que hoy nadie discute y que casi hace olvidar los 16 años que tomó vencer la oposición demagógica al proyecto, basada en ideologías de izquierda e información distorsionada o abiertamente falsa. Lamentablemente, no habiendo aprendido de la experiencia, tenemos hoy operaciones petroleras que podrían beneficiar al país, a las regiones y a las comunidades aledañas a las mismas, que son atacadas y paralizadas con irresponsabilidad y demagogia similar a la que demoró Camisea durante 16 años.

Nuestra producción de petróleo crudo, que en su mejor época llegó a los 200 mil barriles diarios (MBD), está hoy alrededor de 30 MBD pese a que con el esfuerzo de contratistas privados había subido a 60 MBD en meses anteriores. Lamentablemente, a los precios internacionales del crudo afectados severamente por la pandemia y a las trabas puestas por   algunos entes estatales relativamente autónomos que funcionan descoordinadamente y sin un norte común, se sumaron tomas de campos e instalaciones petroleras que paralizaron las operaciones en la selva. Los reclamos de las comunidades nativas que protagonizaron estos hechos no están relacionados directamente con las operaciones petroleras, pues tienen que ver con promesas incumplidas por parte de los sucesivos gobiernos nacionales relativas a lo que se ha denominado cierre de brechas.  Como es evidente, estas acciones no solo perjudican la producción nacional y el canon para las mismas regiones productoras, sino que privan al Estado de importantes ingresos y espantan a las empresas que podrían tener interés en hacer las inversiones de riesgo que tanto necesitamos.

No siendo un país de grandes reservas de petróleo, en el pasado hemos podido atraer inversiones petroleras ofreciendo términos atractivos, respeto irrestricto a los contratos celebrados y condiciones razonables de seguridad para los inversionistas. Hoy vemos sin embargo que las inversiones en pozos exploratorios son ínfimas y la realidad es que la exploración que hoy no realizamos es la producción que no tendremos en el futuro y que hará que obligará a seguir pagando miles de millones de dólares en importaciones de crudo de países donde las empresas pagan impuestos y crean puestos de trabajo que bien podrían radicarse en el Perú.  No es pertinente comparar nuestra producción (30 MBD) con la de los grandes países petroleros, pero si con países vecinos que cuentan con una mayor actividad petrolera, como son Colombia y Ecuador, cuya producción hace palidecer la nuestra (Colombia (900 MBD y Ecuador 530 MBD), producto de una mayor cantidad de contratos activos y una mucho mayor inversión en exploración.  Sin embargo, nuestro país no es el único en Sudamérica con proclividad a dispararse en el pie.

En Ecuador tiene lugar en estos momentos un proceso judicial contra una serie de personas, basado en un informe de la Dirección de Auditoria de Sectores Estratégicos de la Contraloría General del Estado, que objeta la tarifa por barril producido pactada en un contrato suscrito en el año 2012 con un inversionista extranjero para el Bloque Singue. El problema es que el informe de la Contraloría del vecino país contiene una serie de conceptos absurdos que demuestra una nula comprensión de la industria petrolera. De manera increíble, objeta el incremento de las reservas del lote – hasta el momento se han producido aproximadamente 4 veces las reservas estimadas inicialmente- lo que indudablemente beneficia al país y al inversionista a través de un contrato cuyo propósito era precisamente que el contratista privado realice inversiones en un campo marginal, con escasa información geológica, como lo confirma un informe de la propia Secretaría de Hidrocarburos al Viceministro del sector que analizó el potencial del Bloque Singue y otros cinco bloques previamente al ofrecimiento de los mismos al sector privado: “(…) estos bloques podrían contar con un potencial hidrocarburífero adicional ya que no han sido evaluados en su totalidad todos los prospectos estructurales y/o estratigráficos; motivo por el cuales se requerirán inversiones adicionales para explorar, explotar, desarrollar, poner en producción y evaluar el petróleo crudo que se explotarían de estos bloques, en un monto de aproximadamente USD 230 millones, cifra que podría ser superior o menor en función de los nuevos descubrimientos. Por lo señalado y considerando la importancia que tiene para la economía del País el desarrollo de nuevas estructuras prospectivas hidrocarburíferas y el incremento de la producción de petróleo crudo; creemos necesario se inicie un nuevo proceso licitatorio abierto a la inversión privada”

Frente a esta contundente afirmación de las propias autoridades ecuatorianas, ahora se sostiene que hubo una sub valuación de reservas en el Bloque Singue, sin considerar que la cifra disponible el 2011 en base a información proporcionada por un solo pozo exploratorio es, en ausencia de pozos confirmatorios, muy imprecisa por su propia naturaleza. También se ha llegado al extremo de afirmar que estudios sísmicos confirmaban la presencia de mayores reservas, cuando cualquier persona medianamente informada sobre la industria petrolera sabe que es absolutamente imposible confirmar reservas solamente con actividad sísmica. Se ha objetado que se haya considerado un factor de recobro de reservas algo menor al 100% de las que se calculaba existían originalmente, cuando esta es una práctica común en la industria petrolera internacional por razones estrictamente técnicas.  Lo peor, sin embargo, es que con estos argumentos falaces se está violando la seguridad jurídica de un contrato que ha sido exitoso y beneficioso para ambas partes y se está comprometiendo la honra de personas que –salvo evidencia en contrario que la fiscalía ecuatoriana no ha podido hasta ahora presentar- simplemente cumplieron con su deber.

Resulta necesario anotar que los contratistas cuyas operaciones están paralizadas en el Perú cuentan, al igual que en el caso ecuatoriano, con contratos válidos y con las decenas de permisos regulatorios y ambientales que la correspondiente legislación nacional exige, pero aquí no pueden operar y allá están involucrados en un proceso judicial alucinante.

Perú y Ecuador, dos países vecinos con diferentes realidades petroleras y diferentes problemas que la afectan, pero con una común y lamentable vocación de dispararse al pie. Lampadia

Carlos E. Gálvez Pinillos
Expresidente de la SNMPE
Para Lampadia

Relata el Ing. Fernando Noriega Calmet, quien fuera Decano de la Facultad de Petróleo en 1962, que en el norte del Perú, en 1823 y antes que en ningún país de Hispanoamérica, se hizo la primera perforación en búsqueda de petróleo. Se extrajo brea de distintos lugares del Perú; la Breita y La Brea en Piura, Lobos de Tierra en Lambayeque, así como en Junín y Puno, resultando La Brea el más importante de todos y donde afloraba las evaporaciones naturales de brea en estado líquido. Luego, con una perforación de 70 pies de profundidad, se encontró en Zorritos un petróleo muy ligero. Fue en 1888 que se concedió por Resolución Suprema, los derechos petroleros de La Brea y Pariñas al propietario de la hacienda del mismo nombre, don Genaro Helguero. Cabe mencionar que hubo varios traspasos de esa propiedad entre individuos y compañías inglesas, hasta que se formó la “Compagnie de Pétrole de l’Amérique du Sud”.

Menciono esta última compañía, porque en 1897 cometió el mismo error que Petroperú cometió el 2014, al lanzarse a montar una refinería, antes de contar con las reservas adecuadas que aseguren la producción. Fue en 1900 que “The Peruvian Petroleum Syndicate” impulsó un esfuerzo de exploración, hasta que la propiedad llegó a manos de la “International Petroleum Co.” (IPC), quien efectivamente desde 1920 reforzó una exploración que le permitió cuadruplicar su producción en sólo dos años y pasar de producir 164,808 toneladas en 1920 a 2.3 millones de toneladas en 1936.

La IPC heredó de su predecesora, la London & Pacific Petroleum Co, un diferendo tributario que tomó 50 años y que se resolvió con el llamado “Laudo de La Brea y Pariñas”, que se concretó el 12 de agosto de 1968. Ciertamente esta relación de tensión durante medio siglo y la denuncia del negociador peruano por la desaparición de “la pagina 11”, dieron la excusa perfecta para el golpe de Estado liderado por el General Velasco, definido como un gobierno nacionalista.

No pasó mucho tiempo para que el gobierno de Velasco, se diera cuenta de la necesidad de convocar a la inversión internacional para la exploración, desarrollo y explotación petrolera. Obviamente asumieron los elementos comunes de los contratos petroleros a nivel internacional, bajo el esquema de “profit sharing” y riesgos geológicos, tecnológicos, económicos y políticos, asumidos por la compañía inversionista y operadora. Bajo este esquema y tomando la experiencia de Indonesia, se creó el “Modelo Peruano”, que en esencia asignaba el 50% para disposición del operador y 50% para el Estado peruano, porcentaje éste, que incluía el 68.5% de Impuesto a la Renta del operador. Con este modelo contractual se atrajo a empresas como Occidental Petroleum, quien descubrió el lote 1-A en la selva norte y posteriormente encontraría petróleo pesado en el lote 1-B, los que posteriormente se juntarían en el lote 1-AB, hoy lote 192. Por su lado, Petroperú abrió el lote 8. Estos tres descubrimientos, muy seguidos uno de otro, hicieron suponer al gobierno del Perú (indican que mal asesorado), que “nadábamos en un mar de petróleo”, pasando a asumir una actitud soberbia y poco flexible con las empresas extranjeras, al punto que en diciembre de 1979, a seis meses de entregar el gobierno, se promulgaron dos Decretos Leyes que, unilateralmente y sin previo aviso a los contratistas petroleros, autorizaban a Petroperú a renegociar los contratos bajo nuevas normas. Tanto los contratos con Occidental Petroleum, como con Belco que operaba en el zócalo continental, fueron renegociados a la fuerza y estos tuvieron que aceptar, tras ya tener invertido más de US$1 mil millones. En ese nuevo contrato, se mantenía el 50% para el contratista y 50% para el Estado, pero además el contratista debía pagar de su parte el 68.5% de impuesto a la renta, independientemente que se agregó la obligación de entregar al fisco el 40% del volumen de cada exportación, como pago a cuenta del Impuesto a la Renta, lo que significó, en la mayoría de los casos, un pago a cuenta en exceso al que correspondía. Lo aquí descrito, eliminó a los contratistas la posibilidad de invertir en seguir explorando.

Entrado el segundo gobierno de Belaunde, se promulgó una ley que permitía reinvertir en exploración, con crédito tributario. Pero apenas asumió Alan García su primer gobierno, declaró en Tacna la nulidad de los contratos petroleros existentes.

Cómo podemos ver, hasta el año 1993, año en que la nueva constitución y posteriormente los Tratados de Libre Comercio dieron las seguridades, la actividad petrolera en el Perú había estado sujeta a grandes vaivenes y gran incertidumbre política.

Entre 1974 y 1977, cuando el Perú suponía contar con un potencial privilegiado de petróleo, el gobierno militar dispuso invertir US$800 millones, en la construcción del Oleoducto Nor Peruano (ONP), el que recorre 1,106 km desde Loreto hasta Bayovar; Tramo 1, de 306 km, tubería de 24” y que une las Estaciones de bombeo 1 y 5. Tramo 2, de 548 km, tubería de 36” y que une la Estación de bombeo 5 y Bayovar. Finalmente, el Ramal Norte de 252 km, tubería de 16” y que une el lote 1-AB (hoy 192) y la Estación 5. Su diseño e ingeniería cuenta con estándares de 1973, protegido con pintura epóxica y revestido con cinta de polietileno en zonas de selva y con alquitrán en zonas rocosas y salitrosas. En zonas de selva tiene tramos sumergidos y otros aéreos soportados por estructuras en H. Por su antigüedad, no cuenta con protección galvánica y por tal razón, el efecto de la corrosión a lo largo de sus 43 años, con débil mantenimiento, ha sido muy alta.

Más allá de la parte descriptiva, el ONP fue diseñado para transportar hasta 200 mil barriles diarios (mbpd), con posibilidad de ampliarse hasta 500 mbpd, aunque nunca transportó más de 100 mbpd. Lamentablemente, ahora se podría producir y transportar hasta cerca de 50 mbpd, si pusiéramos en operación los Lotes 95, 67, 8 y 192, que por estos días están paralizados.

Ahora el ONP requiere un plan de mantenimiento que, según Petroperú, podría alcanzar a montos que “fluctúan entre US$400 y US$ 1,600 millones”. Al margen de esto, tenemos permanentemente interrupciones del servicio del ONP por protestas sociales, tal como hoy, frente a un gobierno incapaz de imponer la ley y el principio de autoridad. El tema se agrava aún más, al haberse reducido dramáticamente las reservas probadas de petróleo y su producción, lo que nos ha llevado a que la máxima producción pueda alcanzar hasta 50 mbpd, si todos los lotes del área estuvieran listos para producir, lo que a la fecha es de cerca de 35 mbpd.

No es el tiempo de discutir la conveniencia o no de la construcción de la nueva refinería de Talara,  porque ya el asunto hoy día es, que después de 7 años de construcción, dentro de uno o dos años completaremos una refinería construida para refinar 95 mbpd y desulfurar petróleo, incluyendo petróleo pesado, como el que fuera parte de nuestras reservas del lote 1-B, lo que hizo que la inversión se eleve a US$7 mil millones.

El problema del Perú es que, no hemos tenido en las últimas décadas un solo gobierno capaz de generar una visión de largo plazo para el país. Ni siquiera alguien capaz de plantearse un “proyecto petrolífero nacional” y convocar en torno a ese proyecto. En cambio, el Estado se ha involucrado en inversiones desordenadas y con absoluto desconocimiento de la actividad.

Quienes conocen la industria extractiva, saben que lo primero que se debe hacer, es exploración y desarrollo, que pruebe reservas y permita asegurar la producción futura que genere un retorno económico, capaz de pagar la gran inversión inicial, incluyendo la refinería y no al revés, como el error de 1897.

Hoy el dilema del Perú es, si queremos o debemos insistir en la industria petrolífera, considerando que contamos con un formidable activismo y oposición social, que impide y dificulta al máximo las exploraciones, perturba las operaciones, sabotea el ONP, que requiere una inversión que podría llegar a US$1,600 millones, para seguir operando razonablemente. Es fundamental reconocer, que el ONP es indispensable si queremos convencer a cualquier compañía para que venga a explorar y luego explotar cualquier descubrimiento que pudiera darse. Sin garantizar la existencia del ONP, no hay posibilidad de atraer inversión en exploración a la zona nor oriental del Perú. De otro lado, si la decisión nacional fuera, que no queremos industria petrolífera, deberemos invertir cerca de US$800 millones en retirar el ONP y en remediar los pasivos ambientales generados en más de 40 años de operación.

Debemos considerar, que los precios del petróleo no están en sus mejores niveles, que el Perú no tiene una historia de éxito en la exploración petrolífera, que la historia política del Estado peruano relacionada a hidrocarburos ha sido demostradamente inadecuada (en lo tributario como lo muestra la reseña histórica y en lo ambiental, como se ve hoy en las imposiciones de OEFA a Pluspetrol respecto  de la remediación de pasivos ambientales anteriores a sus contratos), que estamos teniendo una tremenda propensión al populismo en todos los sectores políticos, que se está generando para los inversionistas una seria inestabilidad política, que si no corregimos, se irá acercando a lo que tuvimos entre los años 1968 y 1993, que la industria extractiva es “la presa preferida” para los políticos populistas y las ONGs ambientalistas y que en el Perú no se respeta la ley, ni el principio de autoridad.

¿Qué debemos hacer? En lugar de tontear, como lo han hecho políticos inútiles esta última década, debemos estudiar el problema, analizar nuestras opciones, definir lo que le conviene al Perú y ponernos a trabajar para lograr el objetivo. Pero, sobre todo, asegurarnos que el Perú se gane el respeto internacional, por su seriedad y se convierta nuevamente en un destino de inversiones atractivo para los capitales, que servirán para nuestra reactivación post COVID y que al venir acompañados de oportunidades de negocio y de tecnología muy útil para nuestro desarrollo, nos plantearían un mejor horizonte. Lampadia

Como escribimos en Lampadia: El futuro promisorio de las baterias, el desarrollo que experimentará la industria de las baterías en el futuro, en particular, la de baterías de iones de litio (en adelante, ion-litio), es central no solo para lograr eficiencias en la economía del transporte global sino porque además se constituyen como una de las alternativas ecoamigables más importantes –al ser un sustituto directo de los combustibles fósiles- surgidas en el seno del capitalismo.

De esta manera, potenciar dicho mercado es fundamental para aplacar las críticas realizadas en torno al cambio climático, que las izquierdas progresistas y radicales adjudican como responsables a la globalización y al mismo sistema económico de libre mercado.

Otro aspecto importante en esta discusión que además resulta útil para tener mejores avistamientos respecto al futuro de las baterías tiene que ver con identificar los principales actores que intervienen en su cadena de suministro, desde la producción de los principales insumos utilizados en su ensamblaje – llámese cátodos y ánodos – hasta sus posibles usos como en los populares pero aún costosos, autos eléctricos.

Al respecto, un reciente artículo de la revista Foreign Policy (ver artículo líneas abajo) describe brevemente como están compuestas las cuotas de mercado de las diferentes industrias arraigadas a la producción de las baterías ión-litio.

El artículo enfatiza el hecho de que, a pesar de que EEUU alberga la compañía líder en la fabricación de autos eléctricos, Tesla, que es dueña a su vez de la fábrica ensambladora de baterías ion-litio más grande del mundo, su participación global en ambos productos palidece al lado de la de los mercados asiáticos, en particular, China. Ello deja a China con la posibilidad de que, conforme siga profundizando su mercado en el futuro, pueda constituirse como un cuasi monopolio mundial de las baterías, las cuales representan actualmente un tercio del costo de los autos eléctricos.

Ello en un contexto en el que, como indica un reciente artículo de The Economist sobre el mercado de autos eléctricos, “Una combinación de mejor tecnología y mayor escala, y un ambiente en el que las preocupaciones sobre el cambio climático y la contaminación del aire están provocando que las autoridades de todo el mundo consideren la eliminación de nuevos motores de gasolina y diesel en la próxima década, pronto permitirán que los vehículos eléctricos compitan en precio con los vehículos de gasolina”.

Veamos las perspectivas de las ventas de autos eléctricos a batería y los autos híbridos enchufables, frente a los autos a combustión interna, elaboradas por The Economist.

Por otra parte, si bien existe un consenso entre los principales productores respecto a reducir el costo de las baterías en la siguiente década para incentivar la compra de los autos eléctricos, y así fomentar una transición hacia una fuente de energía más sostenible, este factor podría verse inhibido en los próximos años en tanto China ostentase cierto control de los precios a través de su oferta global.

En virtud de ello, consideramos que lo ideal sería ir hacia una mayor competencia entre países productores por lo que a EEUU, en particular, Tesla, le convendría diferenciar su línea de productos ya sea de autos o de baterías respecto de su rival asiático, o alternativamente, incursionar en el mercado de insumos. Una competencia en precios en un mercado que permita ir hacia fuentes de energía menos contaminantes es una combinación que aboga por un desarrollo sostenible. Lampadia

China está construyendo las baterías del futuro
Tesla es el único impulso de EEUU a la nueva tecnología crítica

Un cable de alimentación se ve conectado a un Tesla Roadster después de una conferencia de prensa con el gobernador de California, Arnold Schwarzenegger, el 30 de junio de 2008 en Tesla Motors en San Carlos, California. (Foto por Justin Sullivan / Getty Images)

Damien Ma & Neil Thomas
2 de abril, 2019
Foreign Policy
Traducido y glosado por Lampadia

Tesla es una empresa que a sus críticos les encanta odiar. Un enjambre de vendedores en corto ha apostado US$ 10 mil millones a que el fabricante de automóviles eléctricos fracasará. Twitean incesantemente sobre las operaciones de pérdida de Tesla e incluso vuelan drones sobre sus instalaciones para verificar las cifras de producción. Elon Musk, el CEO errático de Tesla, ha criticado a estos vendedores ambulantes como “enemigos”.

Apostar contra los prospectos de Tesla puede beneficiar a los vendedores en corto, pero podría terminar destruyendo la única esperanza de EEUU de construir cadenas de suministro para una tecnología que reformará la economía del futuro: la batería de iones de litio (ion-litio). Originalmente comercializada por Sony en la década de 1990, la alta densidad de energía de estas baterías, los ciclos de recarga prolongados, la estructura liviana y la seguridad relativa las hacen ideales para alimentar todo, incluso computadoras portátiles, teléfonos inteligentes y vehículos eléctricos.

El potencial de los vehículos eléctricos para transformar el transporte global hará que las baterías de iones de litio sean aún más integrales a la economía global. Pero tales vehículos siguen siendo costosos en comparación con sus predecesores que consumen mucha gasolina. Esto se debe a que las baterías de iones de litio son caras y constituyen una proporción importante de su costo total. Compre un Tesla Model 3, por ejemplo, y aproximadamente un tercio de la etiqueta de precio de US$ 35,000 es de la batería. Por lo tanto, la comercialización de vehículos eléctricos depende en gran medida de la reducción del costo de las baterías.

La buena noticia es que el consenso de la industria ha hecho que los costos de las baterías de iones de litio disminuyan en la próxima década, desde los actuales US$ 176 por kilovatio-hora de energía eléctrica a menos de US$ 100 por kilovatio-hora, el umbral cuando los vehículos eléctricos alcanzan la paridad de costos con los automóviles de gasolina. En ese momento, la batería de ion de litio podría llegar a ser tan importante para el transporte global como el petróleo que alimenta a los automóviles en la actualidad.

Si eso sucediera, impulsaría una transición fuera del petróleo hacia un futuro energético más sostenible. Ese futuro podría hacer que las existencias mundiales de vehículos eléctricos aumenten de 3.1 millones en 2017 a 228 millones para 2030, lo que provocaría un incremento del 6,700% en la demanda de baterías de iones de litio para vehículos y crearía un mercado que se espera que sea valorado en US$ 100 mil millones para el 2025.

Pero si la demanda aumenta tan bruscamente como creen los analistas, las baterías de iones de litio requerirán una enorme ampliación de la fabricación para reducir el costo por unidad. Eso significa que los países que controlan las cadenas de suministro de baterías de iones de litio consolidarán sus ventajas en un aspecto crucial de la nueva economía del transporte.

Las cadenas de suministro pueden parecer abstractas, pero son vitales para la economía global. Una cadena de suministro concentrada principalmente en un solo país podría permitir el surgimiento de monopolios efectivos sobre insumos particulares. Esta situación aumentaría la capacidad de ese país para establecer precios, establecer estándares técnicos, bloquear el acceso a las materias primas e incluso ejercer una influencia geopolítica mediante el control de la oferta. También es de interés nacional de cualquier país desarrollar industrias nacionales de alta tecnología, especialmente en sectores de crecimiento futuro como las baterías de iones de litio.

Si EEUU tiene la intención de establecer una presencia dominante en la cadena de suministro de la batería de iones de litio, entonces Tesla es su única esperanza.

Como el mayor fabricante de vehículos eléctricos del mundo, la compañía ahora alberga la única producción significativa de baterías de iones de litio para vehículos con base en EEUU. Las baterías Tesla Modelo 3 se ensamblan en la empresa Gigafactory en Nevada, que según la compañía es la “planta de baterías de mayor volumen en el mundo”, con una producción anualizada de 20 gigavatios por hora.

Eso es ciertamente una hazaña impresionante para una sola compañía. Pero a escala global, Tesla es solo un jugador entre muchos. En 2018, la capacidad de producción de la batería de iones de litio de los EEUU (atribuible casi exclusivamente a la Gigafactory) representó menos del 10% del mercado global, China ostentó el 61% de la capacidad global (el resto de Asia, principalmente Corea del Sur) y Japón agregó otro 21%, según MacroPolo, el think tank del Instituto Paulson.

Al comparar la producción con las cifras de consumo – EEUU posee el 20% de las existencias mundiales de vehículos eléctricos, mientras que China concentra el 47% – se hace aún más evidente que EEUU está muy por debajo de su peso.

La imagen se vuelve aún peor para EEUU cuando se consideran las entradas de la línea media utilizadas para ensamblar las celdas de la batería final. China fabrica el 65.7% de los ánodos, el 64.3% de los electrolitos, el 44.8 % de los separadores y el 39% de los cátodos. Las empresas estadounidenses, sin embargo, apenas se registran. Lampadia

La satrapía del chavismo no parece tener fin. Por las buenas no se irán los cubanos, ni los narcotraficantes, ni los militares corruptos del régimen.

Por la fuerza las cosas son tanto más difíciles y peligrosas.

Hoy parece que la situación está en un ‘stand-off’, paralizada, sin visos de solución. Nada le importa al régimen. Las muertes de niños y ancianos no le importan, la gran crisis humanitaria es ninguneada y desconocida. La situación no da para más, pero, sin embargo, no parece haber salida.

Tom Rogan, del Washington Examiner, tiene una propuesta singular que puede ser muy efectiva, ver líneas abajo.

La idea es cortar mediante un bloqueo naval, el abastecimiento de petróleo a Cuba. Esto desquiciaría su economía y permitiría una negociación por la cual se les lleve, a los cubanos, a dejar Venezuela, con la oferta de luego, sin ellos en Venezuela y sin Maduro, reponer el abastecimiento.

A su vez, Maduro, sin el apoyo cubano en Venezuela, no podría evitar el colapso del apoyo militar interno.

Una ingeniosa solución, pacífica y efectiva, que tal vez permita romper la desesperación de millones de venezolanos. Hacemos nuestra la propuesta de Rogan.

Poner fin al régimen de Maduro mediante el bloqueo de sus suministros de petróleo a Cuba

Washington Examiner
Tom Rogan
 27 de febrero, 2019
Traducido y glosado por Lampadia

A falta de una operación en tierra, ¿cómo puede Estados Unidos expulsar del poder en Venezuela, a Nicolás Maduro?

La respuesta es eliminar su control de recursos sobre las palancas de la coerción estatal. Porque si Maduro no puede comandar las fuerzas de seguridad, tendrá que huir de Venezuela o enfrentar una caída violenta. Por esa razón, el próximo paso de Estados Unidos contra Maduro debería ser cortar sus suministros de petróleo a Cuba.

Como informó el Wall Street Journal el martes, Cuba recibe alrededor de 40,000 barriles de petróleo venezolano cada día. Esto, dice el diario, representa el 28 por ciento de las necesidades petroleras de Cuba. Y el análisis del gobierno de los Estados Unidos también sugiere que Cuba depende en gran medida del petróleo para sus necesidades de electricidad en general. Si estas exportaciones se ven limitadas incluso en un grado medio, la economía de Cuba se enfrentará a la ruina. Su gobierno comunista gobernante enfrentaría a su vez una gran presión para abandonar a Maduro.

Las consecuencias para Maduro serían muy serias. Después de todo, el servicio de inteligencia de Cuba y su ejército le permiten a Maduro disuadir a su fuerza de seguridad de desertar al presidente interino, Juan Guaido. Pero si los cubanos no obtienen su petróleo y sienten que no lo harán a menos que empaquen y se vayan de Venezuela, no tendrán otra opción. En ese momento, las deserciones de las fuerzas de seguridad venezolanas serán más fáciles. El fin del apoyo cubano socavaría inmediatamente la credibilidad de Maduro como sobreviviente.

Ni Cuba ni Venezuela tienen los medios para disputar a la Marina de los Estados Unidos en el Caribe. Y la 4ª Flota de los Estados Unidos ya tiene activos importantes cerca de su área de control. Considerando que más de 650 millas de agua separan a Cuba de Venezuela, un embargo de la Marina de los EEUU se podría lograr con una pequeña flotilla de tres a cuatro destructores de EEUU que operan aproximadamente a medio camino entre las dos naciones. Por otra parte, la carga militar de los EEUU hace probable que una vez que se regresen los primeros petroleros, las ramificaciones políticas tengan repercusiones inmediatas en La Habana y Caracas. Los oficiales superiores reconocerían las mareas cambiantes de las fortunas de Maduro y buscarían la rehabilitación bajo la administración de Guaido.

¿Sería esta acción legal? Sí. El presidente Trump tiene una amplia libertad constitucional para desplegar el ejército de los Estados Unidos en las operaciones de interdicción marítima. Guaido probablemente también autorizaría tal acción si los Estados Unidos le pidieran permiso. ¿Sería moral? También, sí. La gente de Venezuela está muriendo de hambre y muriendo de enfermedades fácilmente tratables porque Maduro sigue en el poder. Y el gobierno legítimo de Guaido ha sido bloqueado del poder. Lampadia

Luis Fernández Pérez, Gerente General de Gas Energy Latin America Peru SAC
Para Lampadia

En el año 2014, se inició una crisis de la industria del petróleo por la caída brusca del precio internacional, que estaba alrededor de los 100 dólares de enero a julio y cayó progresivamente hasta un promedio de 30 dólares en diciembre del 2015.

Esta situación llevó a todos los países de la región a tomar medidas correctivas (normas) que permitan sostener los niveles de su producción petrolera, y otras medidas promotoras para mantener el interés internacional de invertir en sus países. En el Perú, hasta el día de hoy no se hizo nada, y como consecuencia de ello, hoy tenemos el nivel de producción petrolera más baja de los últimos 40 años (Figura 1), y en los últimos 3 años se han resuelto de manera anticipada 27 contratos porque no pudieron superar los problemas sociales y ambientales para realizar los trabajos de exploración y/o porque no era económicamente viable continuar con la inversión en las condiciones pactadas.

Esta situación está originando una sensible reducción de los montos de canon y sobre canon que reciben las regiones productoras. La figura 2, muestra el comportamiento de los montos recibidos por este concepto en las regiones de Piura y Tumbes en los últimos 10 años y claramente se observa que, ante la caída de los precios, la única salida es incrementar la producción.

Por esta razón se ha planteado modificaciones a la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) como primer paso a la recuperación del sector. El proyecto de ley propuesto, tiene algunos cuestionamientos con poco o ningún sustento, y peor aún, se hacen sin acompañar alternativas que logren los objetivos de incrementar la producción y atraer nuevas inversiones en el sector.

Lo primero que tienen que entender los políticos y la población en general, es que el Perú compite con todos los países de la región para atraer empresas petroleras importantes para explorar los campos con potencial, y en esa carrera estamos retrasados. El Perú sigue siendo uno de los países más atractivos para invertir en la región, con niveles de inflación bajos, con estabilidad económica, con respeto a los contratos y las inversiones; llegan inversionistas y empresarios de todos los sectores, sin embargo, las empresas del sector hidrocarburos son la excepción. El Perú es el único país de la región en el que no tienen actividad las denominadas empresas “majors”; Shell, Exxon Mobil, Conoco Philips, Total, Statoil, entre otras; que, si operan en Venezuela, Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, etc.; la razón principal, el Perú no tiene condiciones competitivas comparadas con estos países en términos de regalías, problemática social, gobernabilidad y exigencias ambientales.

Los cambios propuestos a la LOH son sólo el primer paso para recuperar la industria petrolera y gasífera del País, y están enfocadas en incrementar la producción petrolera en corto plazo con las empresas que hoy vienen operando en Perú, sin embargo, no son suficientes para atraer inversiones en exploración que permitan reponer las reservas que se han consumido en los últimos años.

Los problemas de sector hidrocarburos son muy profundos y una nueva ley no es suficiente para resolverlos, se requiere dar un golpe de timón muy fuerte y tomar algunas medidas complementarias, las cuales pasamos a enumerar:

1. Se requiere que el impulso al desarrollo de la industria sea una política de Estado. Esto significa que, como en el caso de México, Colombia, Argentina, Bolivia y otros, sea el Presidente de la República quien lidere los cambios necesarios, promoviendo acuerdos entre las autoridades del MINEM, MINAM, Congreso de la Republica, Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales respecto a la importancia de la industria para el país y la región, desde la perspectiva de generación de empleo directo e indirecto, regalías, canon y bienestar de la población.

2. Se requiere repotenciar a Perupetro, bajo el mismo nombre o el propuesto por el proyecto de ley en discusión, que la denomina Agencia Nacional de Hidrocarburos. Independientemente del nombre, lo importante es la independencia que requiere para negociar contratos y desarrollar funciones de estímulo, acompañamiento y supervisión mas cercanos a las empresas concesionarias. También requiere autonomía para contratar funcionarios de primer nivel con salarios acordes al mercado petrolero.

3. Se requiere diferenciar las exigencias ambientales en las diferentes etapas del proceso de exploración. Las actividades de superficie, tiene un impacto leve sobre la zona de trabajo, mientras que la perforación de los pozos exploratorios tiene un impacto mayor. Si el pozo exploratorio es exitoso, el desarrollo del campo tiene otro impacto mayor y, por lo tanto, en cada caso la exigencia debe responder a esos riesgos. El Perú necesita impulsar mucho trabajo de superficie, incluido estudios de sísmica, con exigencias ambientales acordes con su impacto potencial, para tener información útil y actualizada de los campos que permitan interesar a las empresas a invertir en el País.

4. Se requiere elaborar una línea base ambiental para las diferentes cuencas y etapas de las zonas a explorar. Esto es, una línea base para lotes offshore, una línea base para lotes en tierra (costa) y una línea ambiental para lotes en selva. De esta forma, se reducirán los tiempos de elaboración de los estudios de impacto ambiental que suelen tomar varios años, y es uno de las principales desventajas que tenemos frente a los demás países de la región.

5. Se requiere un trabajo conjunto entre autoridades, Perupetro y las empresas para trabajar con las poblaciones aledañas a las operaciones, la elaboración de programas de desarrollo e inclusión de sus pueblos para alcanzar acuerdos de convivencia y mutuo beneficio.

6. Se requiere que haya un proceso permanente de supervisión en el cumplimiento de los compromisos asumidos, por las empresas, por las poblaciones y por las autoridades bajo el liderazgo de Perupetro, Osinergmin, OEFA y Contraloría de la Republica, según corresponda en cada caso.

Las acciones sugeridas no significan retroceso alguno a las normas ambientales ni a los derechos de las poblaciones indígenas; sino que lo que buscan es colocar al Perú como un país competitivo para atraer inversiones en exploración y explotación petrolera dentro de un marco de respeto al medio ambiente y de convivencia pacífica y de beneficio mutuo con las comunidades aledañas a sus operaciones.  En definitiva, la búsqueda de una actividad rentable, eficiente y respetuosa con su entorno, que comparta con una población mejor informada y orientada, los beneficios que esta industria genera. Lampadia

El punto en el que la demanda de petróleo alcanzará su máxima demanda ha sido durante mucho tiempo un tema de debate. La importancia del llamado ‘peak oil’ es que señala un cambio de una era de percibida escasez a una era de abundancia, y con ello, un posible cambio hacia un entorno de mercado más competitivo.

Los mercados mundiales de petróleo están cambiando drásticamente. El advenimiento de los vehículos eléctricos y las crecientes presiones para descarbonizar el sector del transporte significan que el petróleo enfrenta una importante competencia por primera vez dentro de su fuente principal de demanda. El reconocimiento de que las fuerzas combinadas de mejorar la eficiencia y aumentar la presión para reducir las emisiones de carbono y mejorar la calidad del aire urbano es probable que causen que la demanda de petróleo deje de aumentar y ha dado lugar a un considerable enfoque dentro de la industria y entre los comentaristas.

Al mismo tiempo, el lado de la oferta del mercado del petróleo está experimentando su propia revolución. El advenimiento del shale oil de EEUU ha alterado fundamentalmente el comportamiento de los mercados petroleros, introduciendo una fuente nueva y flexible de petróleo competitivo. En términos más generales, la aplicación de nuevas tecnologías, especialmente la digitalización en todas sus diversas formas, tiene el potencial de destrabar grandes reservas nuevas de petróleo en los próximos 20 a 30 años.

La perspectiva de una demanda máxima de petróleo, combinada con suministros de petróleo cada vez más abundantes, ha llevado a muchos comentaristas a concluir que es probable que los precios del petróleo disminuyan inextricablemente con el tiempo. Si la demanda de petróleo se está agotando y el mundo está inundado de petróleo, ¿por qué los precios del petróleo deberían ser significativamente más altos que el costo de extraer el barril marginal? Los días de racionamiento y primas de escasez pueden estar contados.

Estos desarrollos son importantes. Es probable que el crecimiento de la demanda de petróleo disminuya gradualmente y, finalmente, llegue a su punto máximo. Y es probable que el suministro abundante de petróleo altere fundamentalmente el comportamiento de las economías productoras de petróleo.

Sin embargo, también se estima que el consumo de gas aumente, “se espera que aproximadamente el 80 % del crecimiento previsto en la demanda de electricidad de EEUU se cubra con gas natural”, según McKinsey Global Institute.

Mientras tanto, el Perú, no da pie con bola. Se impide la exploración petrolera y se desalienta el desarrollo del gas.

Con disculpas formalistas, que esconden presiones políticas, el gobierno se da el lujo de paralizar las exploraciones petroleras en el zócalo norteño, donde se está construyendo una refinería de US$ 5,500 millones de dólares que no tendrá petróleo, pues el oleoducto de Petroperu está destrozado, como denunciamos en Lampadia el 16/03/2016. (Ver: Se le acabó la ‘Tina’ a Petroperú). Al mismo tiempo se han desintensivado las exploraciones y desarrollos de gas natural.

Para entender más este tema, compartimos un análisis del Financial Times al respecto:

Los productores de petróleo enfrentan una situación de “vida o muerte”

El temor inminente al pico de la demanda significa que las empresas tienen menos probabilidades de invertir. Entonces, ¿eso hace que la escasez y el aumento de precios sean inevitables?

David Sheppard y Anjli Raval
Financial Times
18 de junio, 2018
Traducido y glosado por Lampadia

El mes pasado un inversor frustrado me preguntó si la Royal Dutch Shell estaba más preocupada por “la sostenibilidad de la empresa o la sostenibilidad del planeta”. El presidente ejecutivo Ben van Beurden reconoció que el cambio climático será “el reto definitivo” que enfrentará la industria petrolera en los próximos años.

Luego pasó a describir los beneficios de la energía para millones de personas en todo el mundo como “a menudo una cuestión de vida o muerte”. Podría haber estado hablando de su propia industria, que acaba de salir de una recesión brutal y que, según algunos, se enfrenta a un desafío aún mayor: si invertir en petróleo en un momento en que las preocupaciones climáticas hacen prever el pico de la demanda tan pronto como en 2020.

Es una pregunta que domina la industria energética y determinará cómo se verán las grandes petroleras, incluidas Shell y BP, en el futuro. Impulsada por la presión de los inversores y la necesidad de frenar los costos después de que el precio del petróleo se redujera a la mitad en 2014, la industria ha abandonado en gran medida nuevas inversiones en megaproyectos, desde exploración ártica hasta arenas petrolíferas canadienses, que una vez fueron su fuerte.

En la segunda mitad de esta década, el gasto de capital total de los grandes grupos de petróleo y gas se reducirá en casi un 50% a US$ 443.5 mil millones desde los US$ 875.1 mil millones del 2010-15, según la consultora noruega Rystad Energy. Aunque parcialmente compensado por una caída en los costos de desarrollo del campo petrolífero, la caída también coincide con los grandes grupos que buscan más capital en proyectos de más corto plazo, que rinden frutos rápidamente, al igual que la energía renovable. Los movimientos se producen en medio de temores de que los vehículos eléctricos representen una gran amenaza para el dominio del petróleo. [Ver en Lampadia: Implicancias sobre la revolución de los autos eléctricos]

De acuerdo con eso, van Beurden les dijo a los inversionistas el mes pasado, que Shell ya no es un grupo de petróleo y gas, sino que es una “compañía de transición energética”, un indicio de su cambio hacia un sistema energético bajo en carbono.

Una afirmación impensable hace solo unos años. Pero la persistencia de la reducción de costos y las crecientes preocupaciones por el clima han dejado a muchos en el sector preocupados de que la industria esté cometiendo un error de cálculo. Temen que esté dando la espalda a muchos proyectos de petróleo y gas antes de que aumente la eficiencia, las energías renovables, los autos eléctricos y los esfuerzos para conservar los combustibles fósiles que puedan limitar el consumo. El resultado podría ser la escasez de suministros y los aumentos de precios, almacenando un problema para la economía global.

“No es inteligente ser arrogante respecto a la falta de inversión”, dice Stewart Glickman, un analista de equity (capital) en energía de CFRA. “La caída en los últimos cuatro años finalmente tendrá un impacto en los precios del crudo”.

Él agrega que, si bien la inversión en shale de EEUU ha crecido a medida que las empresas buscan proyectos de ciclo corto, cuellos de botella y la disminución de la calidad de las reservas, es probable que por sí sola no sea capaz de llenar el vacío. “Asumir alegremente que debido a que [la industria de Estados Unidos] ha sido capaz de generar suficiente producción hasta el momento que podamos continuar haciéndolo, es una expectativa arriesgada”, dice.

Las víctimas del recorte de inversión

Originalmente programado para comenzar a producir petróleo antes de 2020, el proyecto fue detenido hace cinco años, ya que las previsiones de costos se dispararon a más de US$ 20 mil millones. BP ha vuelto con un nuevo plan que cree que limitará los costos a US$ 9 mil millones, con 140,000 barriles por día de producción que entrarán en funcionamiento a fines de 2021.

Las estimaciones de cuándo la demanda de petróleo alcanzará su punto máximo varían enormemente. Algunos expertos dicen que podría suceder tan pronto como en 2023, otros creen que se postergará hasta 2070. Esa falta de consenso presenta un peligro, dicen los críticos, pues los grupos petroleros están siendo empujados a descartar inversiones complejas a largo plazo justo cuando la demanda de petróleo se acerca a los 100 millones de barriles diarios por primera vez a medida que se expanden las economías emergentes en Asia y África.

“Hay tanta incertidumbre”, dice Andrew Gould, ex presidente y director ejecutivo de la compañía de servicios petroleros Schlumberger. “Cada vez es más difícil conseguir que los directorios aprueben proyectos con vidas de 20 a 25 años”.

La deflación de costos ha permitido la aprobación de ciertos proyectos como Mad Dog 2, el proyecto offshore de aguas profundas de BP en EEUU, mientras que otros están suspendidos o se han reducido. Dichos proyectos habrían proporcionado un colchón de línea de base de suministros para suavizar cualquier escasez futura del mercado o demanda adicional. Si ese suministro no está allí, algunos temen una reacción violenta de los países consumidores a medida que los precios del petróleo aumentan.

Funcionarios en India, que liderarán el crecimiento de la demanda de petróleo en los próximos años, ya están ansiosos después de que el precio tocara los 80 dólares por barril a principios de este año, mientras que los gobiernos de la eurozona se verán presionados si aumentan los precios.

Para las grandes compañías energéticas y las economías ricas en recursos que dependen de vastos campos petrolíferos para el gasto público, el temor a que la demanda alcance su pico es alto. Que se discuta en un momento en que la demanda ha estado creciendo a un promedio de 1.7mb/d cada año desde 2014 (el doble de la tasa al inicio de esta década, cuando el petróleo promedió cerca de US$ 100 por barril) es desconcertante para algunos.

Tony Hayward, el ex presidente ejecutivo de BP, que ahora es presidente del grupo minero y comercial Glencore, tiene dudas sobre toda la estrategia, insinuando que los aplacadores estaban ganando en contra de sus mejores intereses.

“No creo que las empresas grandes realmente crean en la historia a largo plazo de la demanda máxima”, dijo Hayward al Financial Times la semana pasada. “Al observar la trayectoria, es más probable que tengamos un ajuste severo del suministro a principios de la década de 2020″.

Las víctimas del recorte de inversión

El plan de Shell para desarrollar su yacimiento petrolífero Bonga en aguas profundas frente a Nigeria se ha retrasado varias veces desde 2015. Después de comenzar a bombear crudo en 2005, se espera que la extensión de Bonga de US$ 12 miles de millones hagan que la producción aumente a 175,000 barriles por día, pero su futuro ahora depende del corte de costos.

Los inversionistas están impulsando este cambio. Los principales gestores de activos y fondos de pensiones están cada vez más preocupados por el posible impacto financiero del calentamiento global y las políticas para limitarlo.

Legal & General Investment Management, uno de los mayores propietarios de acciones de BP y Shell a través de la administración de los fondos de pensiones del Reino Unido, ha liderado el camino al decirles que se centren menos en los riesgos de los movimientos de precios a corto plazo, y se preparen para administrar una industria en declive.

Nick Stansbury, quien encabeza la estrategia de L&G en los mercados de energía y commodities, dice que su argumento es que si bien es imposible predecir con exactitud cuándo llegará a su punto máximo la demanda de petróleo, ahora están convencidos de que llegará el momento. Los vehículos eléctricos, una reacción contra los plásticos y el aumento de los combustibles alternativos amenazan con limitar la demanda de petróleo, argumenta L&G.

Por lo tanto, los grupos petroleros deberían evitar los proyectos que tarden 10 o más años en volverse rentables, lo que solía ser el estándar de la industria. En su lugar, deberían centrarse en maximizar los rendimientos para los accionistas, incluso devolver capital en lugar de tratar de transformarse en compañías renovables en las que carecen de experiencia.

“No pensamos que el pico de petróleo llegará en 2021 o que no hay necesidad de invertir en ningún nuevo proyecto petrolero”, dice Stansbury. “Pero lo que queremos que se comprometan a hacer… es que se conviertan en los motores de flujo de caja que financian la transición energética”.

Dice que esa estrategia plantea riesgos para el resto del mundo en forma de precios del petróleo volátiles, pero argumenta que los fondos que invierten el dinero de otras personas en compañías de energía deben permanecer enfocados en cualquier riesgo a más largo plazo.

Es parte de un debate más grande. Los inversores a menudo consideraron que los programas de gasto de las grandes petroleras eran demasiado derrochadores cuando el petróleo estaba por encima de los 100 dólares el barril, lo que arrojaba rendimientos inadecuados. El colapso del precio del petróleo en 2014 obligó a revisar su enfoque de inversión.

Brian Gilvary, director financiero de BP, insiste en que no es solo el miedo de los inversionistas a la demanda máxima lo que ha provocado que la empresa se aleje de los proyectos de petróleo y gas a más largo plazo. Tras la caída de los precios en 2014, desencadenada en parte por el aumento estadounidense y el exceso de oferta subsiguiente, él argumenta que es sensato que empresas como BP se concentren en los proyectos más rápidos y más baratos.

“Nos estamos volviendo más eficientes en la forma en que invertimos capital”, dice Gilvary. Agrega que BP y otros grupos de energía están arando un camino intermedio: aumentar la producción de petróleo mediante el uso de tecnología para eliminar barriles de los yacimientos existentes, al tiempo que canalizan pequeñas cantidades de capital hacia los llamados proyectos de ciclo corto como el shale de EEUU.

“No estamos viendo ningún indicio de que venga [una contracción de la oferta], pero entendemos el temor”, dice el ejecutivo de BP. “Continuamos haciendo crecer nuestro negocio… y todavía vemos suficiente actividad”.

Chris Midgley, ex economista jefe de Shell, que ahora es analista de S&P Global Platts, cree que el enfoque de BP tiene sentido, pero advierte que el mayor riesgo vendrá en cinco a siete años, cuando al centrarse la inversión en gran medida en campos existentes, podría no generarswe suficiente producción. Incluso si eso llevara a precios más altos, las compañías petroleras podrían no responder.

“Si obtenemos precios más altos, a diferencia de los ciclos anteriores, las [compañías petroleras internacionales] podrían elegir sentarse efectivamente en sus manos, diciendo que usarán la ganancia inesperada para acelerar en la transición energética en lugar de hacer más inversiones [petroleras]”, dijo. “Cualquier período prolongado de precios más altos que puedan seguir conduciría inevitablemente a un freno en el consumo. Eso sería… recesivo para toda la economía”, dice.

Las víctimas del recorte de inversión

Justo al lado de la costa oeste de Shetland está el campo Rosebank, descubierto en 2004. Chevron estaba examinando la factibilidad de desarrollar un proyecto reportado de US$ 10 mil millones poco antes del colapso del precio del petróleo.

En 2016 canceló un pedido de US$ 1.8 mil millones para una embarcación de producción y descarga flotante (FPSO) para atender el campo. Chevron dijo que el proyecto sigue siendo considerado y que está trabajando en su diseño y economía.

Por ahora, la estrategia parece estar funcionando

Según Wood Mackenzie, una consultora petrolera, se espera que el crecimiento de la producción entre las principales petroleras aumente, en promedio, aproximadamente un 3.5 % anual entre 2017 y 2020.

Después de una caída de más del 40 % en la perforación convencional en tierra a nivel mundial desde 2014-16, desde entonces ha aumentado en un 17 %, dice Rystad Energy. En los yacimientos petrolíferos de EEUU, la perforación se redujo en un 55 % en el mismo período, pero aumentó un 65 % desde 2016, lo que demuestra la popularidad de los proyectos de ciclo corto. ExxonMobil, que ha sido más lento en abordar el riesgo climático que sus pares, ha dicho que todavía habría una necesidad de millones de dólares de inversión en nueva producción de petróleo y gas, incluso en un mundo donde el aumento de la temperatura se limitaría a 2ºC.

Mientras tanto, la recuperación en los precios del petróleo ha sido impulsada en gran medida por factores que están fuera del control de las compañías energéticas. La demanda es fuerte, la OPEP y Rusia recortaron intencionalmente la producción en 2017, y desde entonces la producción en Venezuela ha caído debido a la crisis económica y política que afecta al país.

La decisión del presidente estadounidense Donald Trump de retirarse del acuerdo nuclear de Irán y reimponer sanciones a las exportaciones de energía del país fue el golpe final para llevar el petróleo por encima de los 80 dólares el barril. Pero desde entonces los precios han bajado a alrededor de US$ 74, mientras Arabia Saudita y Rusia discuten la posibilidad de liberar barriles adicionales al mercado, algo que los ministros de petróleo debatirán en la OPEP esta semana.

Sin embargo, algunos de los mayores comerciantes de petróleo siguen sin estar convencidos de que sea posible mantener el mercado bien provisto de inversiones a corto plazo.

Pierre Andurand, un administrador de fondos de cobertura que supervisa más de mil millones de dólares en inversiones y apuesta por las fluctuaciones del precio del petróleo, dice que podría llegar a los 150 dólares el barril en dos años, en parte debido a la demanda máxima mientras el consumo sigue en aumento. Otros ejecutivos y analistas de la industria ven una subida más baja, pero creen que los precios volverán a superar los US$ 100 por barril.

“Los inversionistas presionan para que estas compañías no inviertan demasiado en petróleo, pero al mismo tiempo no vemos que los automóviles eléctricos tengan un gran impacto en el crecimiento de la demanda por al menos otra década”, dice. “No es obvio para mí de dónde vendrá este crecimiento de la oferta”.

Algunos descartan esto como un alarmismo, diciendo que la industria ha cambiado de una era de escasez percibida a abundancia, lo que significa que gran parte de la inversión a largo plazo en grandes proyectos es innecesaria.

Por ahora, van Beurden está apostando a que Shell ha hecho los cálculos correctos. Un precio del petróleo un poco más alto no sería lo peor en el mundo para su empresa, ya que lidia con la transición energética. Después de todo, ningún presidente ejecutivo quiere quedarse con yacimientos petrolíferos multimillonarios que el mundo ya no quiere ni necesita. Lampadia

Algo más de 100 años después de la revolución del automóvil, liderada por Henry Ford, quien transformó el transporte, hoy se desenvuelve una nueva revolución en el sector: la de los automóviles eléctricos y la de los vehículos sin conductor. En esta ocasión veremos el primer caso.

Así como la revolución de Ford se expresa con la célebre cita “si le hubiera preguntado a la gente qué necesitaban, me hubieran pedido caballos más rápidos”, la nueva revolución se ha disparado de la mano de los innovadores, las empresas de tecnología como Tesla, que han tenido un desarrollo sorprendente. Hoy, muchas de las empresas automovilísticas ya se han embarcado en una carrera por desarrollar vehículos eléctricos que prometen ser ‘cero emisiones’.

Pero es importante recalcar que el sector automovilístico todavía atraviesa el catastrófico escándalo de Volkswagen, en el que los vehículos fueron diseñados para engañar a las pruebas de emisiones, arrojando niveles de emisiones peligrosamente altas, las cuales contribuyen a una mayor contaminación, humo y problemas respiratorios. (Ver en Lampadia: Las sucias mentiras de VW exigen un escarmiento ejemplar). Increíblemente, lo mismo sucedió luego con Mitsubishi en Japón.

Sin embargo, los autos eléctricos pueden ser el comienzo de una revolución en la industria de los automóviles. Su éxito puede llegar a ser el punto de inflexión en el mercado, cambiando los criterios para la adquisición de automóviles. Ver en Lampadia: Tesla innova en el mundo del automóvil.

Según un análisis de McKinsey Global Institute, que recogemos líneas abajo, “La demanda de vehículos eléctricos (VE) va a cambiar. Mientras que los EV representaron solo alrededor del 1 % de las ventas anuales mundiales de vehículos en 2016 y solo 0.2 % de los vehículos usados en las carreteras, para el 2030 las ventas globales de los EV podrían subir a casi 20 % anual.” Esto trae 3 implicancias, muy importantes sobre la demanda de los recursos:

1. La adopción de EV no afectará en gran medida el petróleo, pero sí significativamente la demanda de gas natural. Más EVs significa que se tendrá que producir más electricidad. Si bien el carbón será parte de la ecuación, se espera que aproximadamente el 80 % del crecimiento previsto en la demanda de electricidad de EEUU se cubra con gas natural.
2. Se tendrán que aumentar significativamente los puntos de recarga para abastecer los millones de vehículos eléctricos en todo el mundo, lo cual tendrá implicancias en la disponibilidad de terrenos para las estaciones.
3. Si las ventas de vehículos eléctricos van a cumplir con los niveles previstos, la capacidad de fabricación de la baterías también tendrá que aumentar hasta triplicarse en 2020, estresando la producción de cobalto y litio.

Queda claro que el futuro de la industria del automóvil tiene por delante muchos desafíos, pero también de ofrecer muchas nuevas oportunidades. Lampadia

Tres sorprendentes implicancias para los recursos por el aumento de los vehículos eléctricos

Russell Hensley, Stefan Knupfer y Dickon Pinner
McKinsey Global Institute
Mayo de 2018
Traducido y glosado por Lampadia

Es posible que las consecuencias económicas para la energía, las materias primas y la tierra no sean las esperadas.

La demanda de vehículos eléctricos (VE) va a cambiar. Mientras que los EV representaron solo alrededor del 1 % de las ventas anuales mundiales de vehículos en 2016 y solo 0.2 % de los vehículos en la carretera, McKinsey estima que para el 2030 las ventas globales de los EV (incluyendo vehículos eléctricos con batería e híbridos) podrían subir a casi 20 % anual (y casi al 35 % de las ventas en Europa). Estas tasas podrían aumentar incluso más rápido en escenarios agresivos. La demografía está demostrando ser el destino. Encuestas recientes sugieren que el 30 % de las personas que compran automóviles y casi el 50 % de los de la generación de millennials considerarán comprar un EV como su próximo automóvil en lugar de uno impulsado por un motor de combustión interna tradicional (ICE).

El aumento de la adopción de EV afectará a más y a diferentes recursos naturales, así como a múltiples industrias, diferentes geografías y niveles de emisiones de carbono. De hecho, las preocupaciones ecológicas figuran en la mayoría de las decisiones de los consumidores para comprar un EV. Querer ayudar al medio ambiente fue la razón número uno (por un margen sustancial) de que los compradores estadounidenses eligieran un EV en una encuesta CarMax 2017. Un estudio realizado por AAA ese mismo año también descubrió que las inquietudes ambientales son la principal consideración de los compradores de vehículos eléctricos: una asombrosa tasa de 87%. Sin embargo, nuestra investigación revela que varias suposiciones comunes sobre los EV y los recursos de la Tierra están fuera de lugar. Y en algunos casos, la sabiduría común es casi completamente errónea.

Combustibles fósiles: EVs no deletrean el pico del consumo de petróleo

Comencemos con el petróleo crudo. Más vehículos eléctricos reducirán drásticamente la demanda de petróleo, en realidad, no. Se espera que tener más vehículos eléctricos e híbridos en la carretera reduzca la demanda de petróleo solo modestamente en los próximos 10 a 15 años. En la medida en que exista una presión a la baja sobre la demanda de petróleo, se deberá en gran parte a las mejoras en la eficiencia de ICE y a que los vehículos sean más livianos. Esas eficiencias ya han aumentado en aproximadamente un 2 % anual desde 2005 (aumentando las millas por galón para un vehículo ICE promedio en los Estados Unidos de 26 en 2005 a 32 en la actualidad). Anticipamos que continuarán aumentando en más del 2.5 % anual hasta el 2025.

Sin embargo, incluso a medida que los vehículos propulsados ​​por combustión interna se vuelven más eficientes y menos predominantes, la demanda mundial de petróleo crudo seguirá creciendo, mientras que los vehículos eléctricos experimentarán un aumento significativo como proporción de vehículos en la carretera. El aumento de la demanda de petróleo provendrá de una variedad de fuentes, incluidas industrias como la química y la aviación; regiones en crecimiento, especialmente China y otros mercados emergentes; y la venta de más automóviles a nivel mundial, incluidos más automóviles con motor ICE, y por lo tanto más millas recorridas por vehículos en todo el mundo.

Sin embargo, la adopción de EV afectará significativamente la demanda de un combustible fósil diferente: el gas natural. Más EVs significa que se tendrá que producir más electricidad. Si bien el carbón será parte de la ecuación, se espera que aproximadamente el 80 % del crecimiento previsto en la demanda de electricidad de EEUU se cubra con gas natural. Si la mitad de los automóviles en las carreteras estadounidenses fueran vehículos eléctricos, se esperaría que la demanda diaria de gas natural en Estados Unidos aumente en más del 20 %.

Terrenos: ¿un ajuste inesperado?

Actualmente hay más de 400,000 puntos de recarga públicos que soportan los más de tres millones de vehículos eléctricos en uso en todo el mundo. Este número tendrá que aumentar significativamente para cumplir con la previsión global de aumentos de adopción de EV para 2030. Simplemente reemplazar las estaciones de servicio con puntos de carga o agregar más puntos de carga que tengan el tamaño de las estaciones de servicio no será suficiente para atender el número esperado de vehículos eléctricos. Tomará múltiples estaciones de carga de 120 kilovatios con ocho salidas para dispensar una cantidad similar de alcance por hora que la gasolinera de tamaño estándar de hoy.

La posibilidad de un déficit de terrenos será mucho mayor en Europa y China que en los Estados Unidos. Solo el 40 % de los propietarios europeos de VE y el 30 % de los vehículos eléctricos tienen acceso a estacionamiento privado y a la carga en pared, en comparación con el 75 % de los propietarios de vehículos eléctricos de EEUU. Además, el desafío no es simplemente una cuestión de dónde enchufar o encender; la generación y la distribución también son factores. Las instalaciones eléctricas de hoy en día pueden acomodar el aumento significativo en el número de vehículos eléctricos en el futuro, siempre que los vehículos estén cargados al máximo. Sin embargo, una carga más rápida durante la demanda máxima tendrá un impacto. De hecho, la demanda pico de un solo EV que usa un cargador rápido de alta gama es 80 veces mayor que la demanda máxima esperada de un hogar típico.

Es probable que estas limitaciones potenciales deban abordarse a través de una variedad de enfoques, desde la innovación hasta mandatos de arriba abajo. China ha establecido un objetivo de 4.8 millones de estaciones de carga para 2020; McKinsey espera que el registro gubernamental del país y la implementación obligatoria aseguren que el país cumpla su objetivo. El financiamiento fuera de China, sin embargo, será más desafiante. Los servicios públicos de California, por ejemplo, buscan aumentar las inversiones financiadas con fondos públicos, con rendimientos regulados.

Minerales y metales: entre la espada y la pared

No es sorprendente que más vehículos eléctricos en el camino se traduzcan en una mayor presión sobre los precios de sus componentes. El costo de un EV se puede dividir en gran parte en el costo de su batería (40 a 50 %), tren de potencia eléctrica (alrededor del 20 %) y otros elementos del vehículo en sí (30 a 40 %). De estos, los costos de la batería serán los más importantes a mediano plazo.

Actualmente, los costos de la batería son de aproximadamente $ 200 a $ 225 por kilovatio hora. Estimamos que se requerirá un costo de batería de $ 100 por kilovatio hora para lograr la paridad de costo con vehículos ICE para la mayoría de los vehículos del segmento C y D4 y $ 75 por kilovatio hora para los más grandes, a menos que se continúen los subsidios del gobierno, una proposición poco probable, dado que los subsidios en todo el mundo ya están siendo eliminados. Si las ventas de vehículos eléctricos van a cumplir con los niveles previstos, la capacidad de fabricación de la batería también tendrá que aumentar, según nuestros análisis, hasta triplicarse en 2020. Las mejoras tecnológicas también deben continuar a buen ritmo.

Las mayores ventas de VE ayudarán a reducir los costos de la batería, y los principales fabricantes de baterías competirán para ampliar la capacidad. Al mismo tiempo, el crecimiento de VE ejercerá presión sobre los costos de las baterías, incluidos el cobalto y el litio, para los cuales la demanda aumentará drásticamente. Esa dinámica ya comenzó a desarrollarse; los costos del cobalto y el litio se han más que duplicado desde 2015, un efecto que ha resultado en un aumento neto en los costos de producción de VE durante ese tiempo.

¿La disponibilidad de estos materiales limitará una mayor penetración de VE? Optimistamente, no. Incluso con el aumento previsto en los costos de los insumos, las baterías aún pueden acercarse lo suficiente al umbral de $ 75 a $ 100 por kilowatt necesario para acercarse a la paridad de precios de ICE. Si bien existen preocupaciones tales como un “acantilado de cobalto” y las implicaciones de la demanda podrían presentar un acelerador de velocidad temporal, las restricciones e incertidumbres deberían ser manejables. El cambio a otros químicos aptos para las baterías puede mitigar los riesgos de escasez. También será necesario extraer más materias primas, lo que, estimamos, requerirá inversiones de $ 100 mil millones a $ 150 mil millones. Además, las duras realidades de la minería seguirán siendo válidas, incluidos los plazos de ejecución de varios años y las preocupaciones ecológicas y sociales en regiones de África y Sudamérica donde se encuentran gran parte de estas materias primas. Incluso como una solución verde, en otras palabras, los vehículos eléctricos tendrán costos y beneficios para la sociedad, nuestro medio ambiente y los recursos que consumimos. Lampadia

Leopoldo Monzón Ugarriza
Presidente PROESMIN SAC
Para Lampadia

El ultimo 10 de mayo leí una entrevista en el Diario El Comercio donde expresaban que “Falta describir el territorio peruano con mayor amplitud”; lo cual me hizo meditar unos días y llegar a algunas ideas que enlazadas en un proceso lógico nos pueden ayudar a conocer mejor el país y qué falta hacer para aprovechar nuestro territorio:

• Gran parte del Peru se ha explicado con amplitud, el problema es que esta información yace en los escritorios de muchos burócratas y urge ponerla a disposición de todos los peruanos. Desde hace algunos años, existen sistemas de información que permiten compartir este tipo de información de manera sencilla y en el corto plazo. Para ser más explícitos hemos estimado que en los últimos años se han invertido más de US$ 600 millones en estudios e información que se encuentra refundida y no integrada, hasta hemos adquirido un satélite que no se utiliza de intensiva y no está al alcance de todos.

• Un segundo punto de análisis es sobre cómo debe describirse un territorio, porque muchas veces aprovechamos las descripciones para inventar conceptos que impiden la extracción de recursos renovables y no renovables, en nombre de una supuesta protección del mismo.

  Por ello, el criterio que debe primar es la vocación territorial del suelo y del subsuelo, con un irrestricto respeto al medio ambiente. Y con ello, permitir el conocimiento al detalle: Los suelos y su composición, las fuentes hídricas, en cantidad y calidad, el clima, las vulnerabilidades, las infraestructuras, los relieves, los centros urbanos, las áreas comunales, las propiedades urbano rurales, las cadenas productivas, etc.

  Recién con ello tendremos la información necesaria para determinar su uso en beneficio a la mayoría de la población. Ver mapa del Perú con integración de información, haciendo énfasis en las vulnerabilidades del territorio:

• Recién después de relevar e integrar la información podremos ser capaces de reconocer que brechas de infraestructuras, sociales y productivas debemos cerrar y en qué momento, para hacer un planeamiento adecuado de nuestro territorio. Querer construir sin información, planeamiento e ingeniería, es prácticamente imposible, generándose así un gran problema nacional y en un despilfarro inútil de dinero, que se repite año a año.  Ejemplos de lo expresado son: la reconstrucción (sin cambios), el terremoto de Pisco, el agua y el desagüe para todos los peruanos, etc. Todos estos emprendimientos están fracasando o ya fracasaron, debido a que pretendemos resolverlos sin información adecuada, sin planeamiento y con estudios pobremente sustentados, a pesar de que contamos con las herramientas y la información.

• Esta reflexión adicional, la realizo con Fe de que pronto, contaremos con un planeamiento del país bajo un concepto de vocación territorial.

  Utilizaremos como ejemplo una cuenca donde la vocación territorial nos indique que se pueden explotar minas, petróleo o gas, hacer agricultura, explotar madera o hacer ganadería. Con la infraestructura adecuada, y un desarrollo social planeado en base a las actividades económicas indicadas, es indiscutible que ahí crecerá la economía. Ahora llevemos esto a una escala mayor, y para ello nos valdremos de la información de PROESMIN sobre las 20 cuencas mineras más importantes estudiadas los últimos meses, que cumplen con esta condición. Información que presentamos a continuación, donde, aparte de la actividad minera existen 406,000 Has de tierras aptas para la agricultura, que, por falta de riego adecuado, no están en producción:

Estudio de Cuencas Minería y Agricultura

 

• Como colofón nos preguntamos qué significaría esto para el Perú, y el resultado nos ha sorprendido, contaríamos con un valor presente de US$ 75,000 millones con los proyectos mineros, en un periodo de 20 años de actividad; el crecimiento de hectáreas sembradas en esas zonas estimado en 406,000 HAS en agricultura, y 250,000 Has en ganadería, con un valor actual de US$ 10,000 millones en un período de 20 años. Esto ofrece un potencial de crecimiento del PBI nacional del 6%, constante por los próximos 20 años y la generación de 500,000 de empleos. Si esto lo juntamos con los proyectos mineros en estudio o construcción, y sus áreas agrícolas contiguas, podríamos tener un crecimiento sostenido de 8% del PBI.

Lampadia

La industria de la energía renovable está cambiando más rápido que en cualquier momento de la historia. La disrupción de la energía y el cambio geopolítico están transformando la economía del petróleo. La producción de energía se está desplazando hacia fuentes de carbono más bajas, impulsada por los avances tecnológicos y las crecientes preocupaciones ambientales.

Recientemente, el Financial Times analizó esta transición y cómo se desplegará. La energía renovable es la fuente de combustible de más rápido crecimiento y su participación en la matriz energética aumentará en el futuro. Si bien la intermitencia sigue siendo una preocupación, algunos países ahora pueden abastecerse por días enteros de energía renovable.

La energía eólica y solar ahora han alcanzado una paridad competitiva con los hidrocarburos en alrededor de 30 países a US$ 100 por megavatio/hora, según el Foro Económico Mundial. El aumento de la eficiencia y la disminución de los costos han provocado una caída dramática en el LCOE (costo nivelado de la energía, por sus siglas en inglés) en las tecnologías renovables, especialmente la solar, en los últimos años, informa el Foro Económico Mundial.

Si bien la demanda de energía crecerá, la abundancia de recursos accesibles significa que la industria tendrá que ser flexible para cambiar. Hay una serie de tecnologías convergentes que impulsan la transición. Su interacción afectará la forma en que viajamos, cómo vivimos, la forma en que se diseñan nuestras ciudades y nuestras casas, nuestro suministro de combustible y nuestra actitud hacia la eficiencia energética, e incluso cómo interactuamos.

Al igual que con cualquier disrupción, habrá ganadores y perdedores. Prever y aprovechar el potencial de la convergencia no será fácil. Se requerirá una inversión significativa para desarrollar y comercializar negocios y tecnología capaces de aprovechar las posibilidades de convergencia. Pero el beneficio potencial para las empresas que lo hacen bien será enorme. Lampadia

Los inversionistas deben enfrentar la tercera transición energética de la historia

Jaime de Althaus
Para Lampadia

El correista Lenin Moreno ganó las elecciones en Ecuador pese a la recesión económica que agobia a los ecuatorianos desde agosto del 2015 y a las acusaciones de corrupción gubernamental, quizá por el temor que la propaganda oficialista logró infundir a un supuesto ajuste “neoliberal” que el candidato banquero Guillermo Lasso ejecutaría, poniendo en peligro las redes de distribución clientelista que el gobierno de Correa había organizado eficientemente, y también por una obra en infraestructura y mejora en algunos servicios estatales que fue lo mejor que el boom de los precios del petróleo dejó a Ecuador.

Porque el problema es que, fuera de los avances en infraestructura y servicios sociales, la política económica de la “Revolución Ciudadana” desperdició el explosivo boom del petróleo y terminó engendrando unos desequilibrios que pueden desembocar en una crisis mayor y verdaderamente implosiva si no se realizan un ajuste -que sin duda será doloroso- y un cambio de modelo que permita reactivar la inversión privada.

La  economía ecuatoriana empezó a desacelerarse dos años después que la peruana, porque el precio del petróleo comenzó a declinar dos años después que los minerales, pero ya el 2015 se estancó (0.2% de crecimiento) y hasta el tercer trimestre del 2016 se había contraído en -2.6%. Y el problema es que Correa basó el crecimiento de la economía, que siempre fue inferior al crecimiento de la peruana, en un incremento enorme del gasto público, dejando al país con un déficit fiscal muy abultado y casi sin capacidad de endeudamiento, y con un dólar apreciado que tampoco ayuda a las exportaciones. La economía ecuatoriana está atrapada.

Ecuador tiene al dólar como moneda. Durante toda la etapa del boom de commodities, el dólar en Ecuador ganó competitividad frente al Sol peruano o al Peso colombiano y chileno en la misma medida en que estas monedas se apreciaron frente al dólar. Pero Ecuador no aprovechó esa circunstancia para penetrar mercados externos. En lugar de abrir francamente su economía y firmar tratados de libre comercio con otros países, optó por cerrarse relativamente para llevar adelante una suerte de industrialización por sustitución de importaciones y diversificación productiva que llamó el “cambio de la matriz productiva”. En lugar de instaurar un esquema económico que aprovechara el tipo de cambio favorable para fomentar la inversión orientada al mercado externo, bajando aranceles y formando TLCs,  no se les ocurrió mejor idea que buscar el desarrollo de industrias para el mercado interno. Por supuesto, eso no funcionó. Y a la hora que cayó el precio del petróleo, no hubo exportaciones no tradicionales que tomaran la posta ni que ayudaran a mantener un mínimo nivel de actividad económica.

Pues, además, en lugar liberalizar la economía para fomentar la inversión privada, la Revolución Ciudadana centró el estímulo a la demanda interna no en la inversión privada sino en el incremento exorbitante del gasto público, que pasó de un 26% del PBI en el 2006 a un 44% del PBI en los años 2013-2014. Lo positivo fue que buena parte de ese incremento fue inversión pública, que pasó del 4.2% del PBI en 2006 a 14.7% en 2014[1], pero no hubo un incremento correspondiente de la inversión privada. Esta más bien redujo su participación en el PBI, bajando del 16% al 12.4% en esos mismos años.[2] Mientras que en Chile, Colombia y Perú, la inversión pública no pasa del 20% de la inversión total, en Ecuador se acerca al 50% (ver el siguiente gráfico elaborado por de la Torre e Hidalgo). Este simple dato revela la profunda diferencia en modelos económicos.[3]

Ese gasto público tan alto se financió con el incremento de los ingresos petroleros del sector público y de los impuestos. Los primeros llegaron a representar el 10.8% del PBI el 2014 (para descender a un 6.3% el 2015), mientras  en 2012, 2013 y 2014 la recaudación tributaria llegó a alcanzar el 14% del PIB, frente a 10% en los primeros años del boom. La diferencia se financiaba de diversas formas pero sobre todo mediante endeudamiento externo, que pasó de un 15% a un 40% del PBI entre 2010 y 2016, sin contar las ventas anticipadas de petróleo a la China por montos superiores a los 10 mil millones de dólares en los últimos años y el crédito del Banco Central Ecuatoriano al gobierno, cuyo monto acumulado alcanzó los 5,300 millones de dólares en marzo del 2017.[4] La consultora Quantum calcula que a febrero de 2017, el total de la deuda bordeaba el 47.7% del PBI.

Noruega ha sido siempre uno de los ejemplos que debimos seguir en el Perú. Es un país que podría llamarse primario exportador, pues el 67% de sus exportaciones son petroleras. Sin embargo, sin políticos ignorantes que hayan creado mitos y generado regulaciones absurdas, maximizó el ritmo de explotación de su petróleo (un recurso no renovable) para crear riqueza que le permita privilegiar tres aspectos clave para el bienestar de corto y largo plazo de su sociedad: un gran desarrollo social, excelentes estándares ambientales y orientación a la innovación y el desarrollo tecnológico. Además, por supuesto, tiene un buen sistema educativo e instituciones sólidas.

Otro desarrollo importante de Noruega es su fondo soberano que acumula excedentes de la renta petrolera. Hoy es uno de los más grandes del planeta, y le ha permitido evitar distorsiones como la enfermedad holandesa y mantener la capacidad de tener una política contra cíclica que les ha dado décadas de estabilidad.   

Sin embargo, como el petróleo se agotará en algunas décadas o será sustituido por otras fuentes de energía y considerando la reciente reducción de su cotización en los mercados internacionales, se piensa que es importante ir preparando a la sociedad para los cambios que eventualmente, tendrán que atravesar. Pero, según explica John Gapper, en su artículo del Financial Times, “el problema es que Noruega está demasiado cómoda. Se necesita una crisis para conseguir que la mayoría de los ciudadanos cambien radicalmente su forma de pensar o para que se ajuste la forma en que funciona la economía”.

Con la caída de los últimos años del precio Brent del petróleo, los noruegos están pensando más en la innovación. A pesar de contar con un fondo soberano de aproximadamente US$ 880 mil millones y que sus reservas de petróleo y gas deberían durar unos cincuenta años más, ellos están empezando a ampliar su interés en la innovación como una medida de crecimiento en la economía. Un caso similar de compromiso de largo plazo al de Singapur, que después de sus primeros 50 años de éxito, ya está pensando en las acciones necesarias para cuidar las siguientes cinco décadas. (Ver en Lampadia: Singapur piensa y planea su futuro).

En nuestro caso, el crecimiento de la minería ha tenido una indiscutible contribución al dinamismo de la economía y a los ingresos fiscales. Es cierto que en vez de acumular excedentes, teníamos que avanzar en cerrar las brechas sociales y económicas que acumulamos durante los aciagos años del velascato, el segundo belaundismo y el primer alanismo. Pero si hubiéramos entendido que la explotación de nuestros recursos naturales, como lo hizo Noruega, era algo que había que profundizar y apurar, no hubiéramos ido a medias en su explotación ni hubiéramos interrumpido nuestro ritmo de inversión y crecimiento hace cinco años.

Lo que es peor, nuestra política y nuestros medios están plagados de mitos, de prejuicios y falsos paradigmas, que debilitan e interrumpen la visión sobre las estrategias de desarrollo que pueden sacarnos de la pobreza. Con todos los recursos que tenemos, con el potencial productivo en minería, energía, forestales, agro-exportaciones, pesca y turismo, no hay disculpa para no impulsar un ritmo alto y sostenido de crecimiento, reducción de la pobreza y desigualdad.

El Perú se ha caracterizado por desperdiciar innumerables oportunidades de desarrollo. Pero nunca hemos tenido tan claro cómo podemos dinamizar nuestra economía, gracias a esos largos años de extraordinario crecimiento, hasta el ‘punto de inflexión’ del 2011.

Fallar ahora en liderar al país por la senda de la prosperidad y el bienestar general, implica, a diferencia de las generaciones anteriores, una doble responsabilidad. La actual generación de líderes debe reaccionar para que emprendamos una verdadera gesta por el crecimiento y la prosperidad. ¡Hoy, no esperemos a mañana!

Leamos ahora, las actuales preocupaciones de Noruega:

La riqueza del petróleo de Noruega inunda la innovación

“A los noruegos les gusta la idea de la creatividad, pero temen la disrupción”

Fuente: www.ft.com

Por John Gapper
Financial Times
18 de octubre de 2016
Traducido y glosado por Lampadia

Urgen al fondo petrolero de Noruega que invierta miles de millones más en acciones

En la impecable red de trenes subterráneos y tranvías de Oslo, las máquinas para el pago de tickets se dejan abiertas. Tal vez sea porque se puede confiar que los noruegos pagarán las altas tarifas, o  porque, de todos modos, la ciudad es lo suficientemente rica.

Esta semana crucé de un país en el extremo norte de Europa a otro. El Reino Unido está entrando en pánico por su falta de plan para el Brexit; Noruega ha previsto un declive de su industria del petróleo y gas, pero carece del pánico.

Anita Krohn Traaseth es una hija del petróleo: nació en 1971, año en que comenzó a ser bombeado desde el campo de Ekofisk en el Mar del Norte. “Observa a mi generación. No sabemos lo que es una crisis nacional. Fuimos criados con el petróleo y la riqueza”, dice el director ejecutivo de Innovation Norway, un organismo de desarrollo. Hace un gesto como de un drogadicto poniendo una aguja en su vena.

Es un problema de la afluencia, pero un problema de todos modos. Ésta es la Semana de la Innovación en Oslo, un encuentro de nuevas empresas tecnológicas, inversores de capital de riesgo y compañías noruegas como Statoil, la compañía de petróleo y gas de propiedad estatal. El tema es ‘isomstilling’, el nombre dado al cambio incipiente de Noruega para vivir sin la industria petrolera que ha traído riqueza y bienestar durante 45 años.

¿Por qué se apresuran?, se preguntan algunos. 5.2 millones de ciudadanos se encuentran entre los más acomodados del mundo, con un PBI per cápita de US$ 75,000. Su fondo soberano (financiado por el petróleo), creado en 1990 para ayudar a evitar la “enfermedad holandesa” – el síndrome de la riqueza de los recursos que eleva la moneda nacional y debilita los otros sectores – vale US$ 880 mil millones. Sus reservas de petróleo y gas deberían durar unos cincuenta años.

El problema es que Noruega está demasiado cómoda. Se necesita una crisis para conseguir que la mayoría de los ciudadanos cambien radicalmente su forma de pensar o para que una economía ajuste la forma en que funciona. Sin importar su opinión sobre el Brexit, esta es una de esas crisis. Por el momento, Noruega tiene think tanks oficiales e incubadoras de innovación de iniciativa empresarial y disrupción.

Ha tenido un pequeño shock en los últimos dos años. El ticker electrónico a un lado de un banco de Oslo muestra sólo la cotización Brent del crudo, el mejor indicador de la salud financiera del país. Su caída desde 2014 ha hecho daño a la balanza comercial de Noruega y ha hecho que el gobierno utilice US$ 27.7 mil millones [el 3%], o US$ 5,330 por ciudadano, del fondo de riqueza soberana para llenar su agujero presupuestal de este año fiscal.

Otro signo de estrés es que esta semana un comité de expertos recomendó que el fondo soberano invierta más en acciones, tomando mayores riesgos financieros para aumentar su tasa de rendimiento esperada. La caída global en el rendimiento de la deuda significa que la riqueza energética de Noruega no va a ganar tanto como su gente esperaba.

El fondo del petróleo es un ejemplo por muchos motivos: al retirar gran parte de la riqueza de las manos del gobierno y dirigirla hacia la inversión en el extranjero, Noruega ha evitado lo peor de la enfermedad holandesa. Y añade a la sensación de que el país tiene un amortiguador contra el cambio: la existencia misma del fondo extiende su fecha límite para remodelar la economía.

Los ciudadanos también están amortiguados. El gobierno destina el equivalente al 20% del PBI de “tierra firme” – la producción no energética de la economía – a los beneficios sociales, y los noruegos trabajan 80 % de las horas promedio en los países de la OCDE, el equivalente a un día menos de una semana. El sector energético es muy bien pagado y productivo, pero el crecimiento de la productividad en otros lugares se ha quedado atrás.

Noruega tiene el potencial para adaptarse. Tiene un reto de recursos humanos menor que el Reino Unido: su gente es bien educada y la exploración offshore requiere ingenieros con habilidades en tecnología y software. El logro más codiciado para un joven de 18 años no es convertirse en un banquero, sino estudiar ingeniería en la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología.

Pero este potencial tiene que ser explotado y Noruega sigue indeciso sobre el cambio. Mucha gente joven promocionaba la creación de start-ups en la Semana de la Innovación, pero muchos de ellos trabajan a tiempo parcial para las grandes empresas y experimentan su espíritu empresarial en sus horas libres. Ellos no tienen que dar el paso.

Noruega es una sociedad basada en el consenso que solo se siente cómoda con reformas que hayan sido discutidas y acordadas cuidadosamente. Muchas de las grandes compañías, incluyendo Statoil y Norsk Hydro, están controladas o son propiedad del estado y los noruegos no quieren que sean socavadas. A ellos les gusta  la creatividad, pero temen la disrupción.

Aun así, hubo señales de progreso en la Semana de la Innovación. Una de ellas fue un encuentro de agricultores, empresas textiles y diseñadores dedicados a la reactivación de la industria de la lana. A diferencia de Suecia y Dinamarca, Noruega (que es rica en petróleo) no logró subir en la cadena de valor de la moda cuando la producción se trasladó offshore a países con mano de obra barata en la década de 1970.

Allí me encontré con Elisabeth Stray Pedersen, una diseñadora de moda de 29 años, que el año pasado compró una fábrica abierta en 1953 por el diseñador Unn Soiland Dale. Ella quiere revivir su marca Lillunn y vender sus mantas de lana y abrigos noruegos en el extranjero. “La gente ha perdido sus empleos en la industria de la energía y esto envía una señal a los jóvenes que tenemos que hacer algo diferente”, dice ella.

Stray Pedersen tiene su propia marca de moda, lo que ella llama la “hija más joven y rebelde” de Lillunn. Noruega necesita más de esos.

Lampadia