El crudo ha perdido cerca del 75 por ciento de su valor en los últimos 18 meses, al pasar de los 110 dólares a mediados de 2014 al rango actual de 30 a 35 dólares. ¿Cuáles son las consecuencias y el impacto geopolítico de esta coyuntura energética?

crudo

En noviembre de 2014, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió mantener la producción total de crudo de los 12 países miembros del grupo en 30 millones de barriles diarios, dejando inalterado el suministro acordado en diciembre de 2011. Arabia Saudita logró de este modo imponer su posición, a pesar de la resistencia de Irán, Argelia y Venezuela. El objetivo de la monarquía saudita y sus aliados del golfo Pérsico no sería otro que el de desalentar proyectos más costosos, como la explotación de yacimientos no convencionales en EE.UU., y dejar que el mercado decida quién sigue en carrera. El resultado fue que, durante 2015, hubo una sobreoferta de crudo, ya que se produjeron alrededor de 96,3 millones de barriles diarios y se consumieron 94,5 millones de barriles por día.

Arabia Saudita y el factor geopolítico

“A pesar de que el precio del equilibrio fiscal de Arabia Saudita se encuentre por encima de los 90 dólares, su elevado nivel de reservas internacionales y su capacidad de financiarse a bajo costo la colocan en una situación privilegiada frente a otros exportadores, como sería el caso de Irán, Venezuela o Nigeria”, razonan las analistas Clàudia Canals y Madalen Castells Jauregui, del Área de Planificación Estratégica y Estudios del CaixaBank de Barcelona, quienes no dudan en calificar la actual coyuntura como una “guerra de precios”. Al respecto, Víctor Bronstein, del Centro de Estudios de Energía Política y Sociedad (CEEPyS), remarcó que la monarquía saudita tiene espaldas para resistir la actual coyuntura, ya que “extraer el petróleo les cuesta menos de 10 dólares” y el país posee reservas de divisas por un valor de 750.000 millones de dólares, lo que le da “margen para aguantar dos o tres años”.

“Unos precios bajos durante un período prolongado castigarían seriamente a Irán, rival de Arabia Saudita en una lucha religiosa y política entre chiitas (Irán) y sunitas (Arabia Saudita) que lleva más de 30 años disputándose”, destacan, por su parte, Canals y Castells Jauregui. Es importante recordar el contexto: el régimen de Teherán ha venido sufriendo desde 2012 una merma en sus exportaciones de crudo debido a las sanciones de EE. UU. y la Unión Europea por su programa nuclear. Según datos del Banco Central iraní, durante el último año fiscal (2013-2014) las ventas externas de petróleo ascendieron a 1,68 millones de barriles diarios, frente a los 2,1 millones que exportaba en el año fiscal 2011-2012. Se estima que, con el levantamiento de las sanciones a partir de enero de 2016, Irán pueda inyectar 500.000 barriles diarios adicionales al mercado.

Una disputa de fondo: sheikhs vs. shale

Los otros grandes perjudicados en la actual coyuntura son los productores de shale oil de EE. UU., que hoy aportan alrededor del 35 por ciento de la producción total de crudo estadounidense. Víctor Bronstein recordó que en los últimos cinco años, EE. UU. introdujo en el mercado 3,5 millones de barriles diarios y puntualizó: “En 2008, cuando se produjo el pico de precio de 147,2 dólares por barril, EE. UU. estaba importando entre 11 y 12 millones de barriles diarios; hoy está importando ocho millones”. ¿Es posible mantener estos niveles de producción en la nueva coyuntura? Canals y Castells Jauregui aportan al debate “dos elementos que actúan a favor de la continuidad en la revolución del shale. En primer lugar, el rápido incremento de la productividad de las técnicas de fracking pone en duda que un precio relativamente barato como el actual pueda dejar fuera de juego al shale. En segundo lugar, las dificultades que la estrategia de precios bajos que Arabia Saudita imprime sobre numerosos miembros de la OPEP hace previsible que tarde o temprano el cartel petrolero acuerde bajada en la oferta y, por tanto, que el precio del barril recupere parte del terreno perdido estos últimos meses”.

Bajo el título “Sheikhs vs. shale”, la revista The Economist aludía -en un informe publicado a fines de 2014- a la disputa de fondo entre las monarquías petroleras del Golfo y los productores petroleros de Texas y Dakota del Norte, protagonistas de la llamada “revolución del shale”. “La manía perforadora –posiblemente se hayan completado 20.000 nuevos pozos desde 2010, multiplicando por diez veces la cifra de Arabia Saudita– ha provocado el aumento de un tercio en la producción petrolera de EE. UU., hasta llegar a cerca de nueve millones de barriles por día”, señalaba The Economist. ¿Qué podría ocurrir si los valores del crudo mantienen su tendencia a la baja? “Como los pozos de shale oil tienen una corta duración (el rendimiento puede caer en un 60-70 por ciento en el primer año), cualquier ralentización en las inversiones se traduce rápidamente en una caída de la producción”, afirmaba el semanario británico.

El shale resiste, ¿pero hasta cuándo?

Sin embargo, el shale ha logrado resistir, por el momento, la embestida del petróleo barato. Habrá que ver hasta cuándo, ya que según los expertos las compañías dedicadas al fracking y al uso de tecnologías de perforación de pozos no convencionales no tienen margen para reducir todavía más sus costos operativos. “El petróleo no convencional de EE.UU. ha demostrado ser más resistente que lo que se pensaba originalmente, y los productores de shale han conseguido mantener su producción a niveles relativamente altos”, advertía un informe del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford, publicado en noviembre pasado.

En ese mismo estudio, sin embargo, se encendía una luz de alerta: “El desarrollo del shale no ha sido liderado por compañías petroleras internacionales financieramente poderosas, sino por pequeñas compañías independientes de EE.UU., muchas de las cuales han tenido que luchar para generar flujos de caja positivos aun con el precio del petróleo a 100 dólares (…) En función de que buena parte del boom petrolero fue inicialmente financiado recurriendo al endeudamiento, los operadores se enfrentan ahora a ulteriores problemas de liquidez mientras deben saldar viejas deudas (y acumulan nueva deuda, a una tasa de interés más elevada). Por lo tanto, un importante segmento del flujo operativo de caja está siendo direccionado a saldar o pagar servicios de deuda, en lugar de ser invertido en actividades de operación o adquisición de nuevos bloques”.

El panorama comienza a preocupar a los productores estadounidenses y, tal como informaba la agencia Bloomberg semanas atrás, la Administración de Información de la Energía de EE.UU. (EIA) prevé un recorte récord de la producción de shale de unos 570.000 barriles diarios en 2016.

Un precio difícilmente sostenible

En un estudio publicado por la consultora Roland Berger en noviembre de 2013, sus autores Jaap Kalkman, Walter Pfeiffer y Sergio Pereira respondían negativamente a la pregunta sobre si el barril del petróleo podía mantenerse por debajo de los 70 dólares durante un período prolongado de tiempo. “El creciente aumento de la demanda y del suministro, juntamente con el incremento de los costos marginales de producción debido a los onerosos procesos de recuperación terciaria (EOR) y de producción de crudo no convencional, implican un previsible aumento de los precios del petróleo en el futuro”, explicaban. El razonamiento era el siguiente: “Si las técnicas de recuperación terciaria (EOR) son ahora viables es por las inversiones realizadas en el pasado para desarrollar estas tecnologías, con la expectativa de que unos mayores precios del crudo permitirían una rentabilidad suficiente, al tiempo que la producción de petróleo convencional seguiría declinando”.

“El desarrollo de nueva capacidad de producción es cada vez más oneroso, un proceso que se da en paralelo con el agotamiento de los recursos fácilmente accesibles”, alertaban los autores del trabajo. “Debido a la creciente dependencia de las fuentes no convencionales, como el shale oil y las oil sands, el costo marginal de producción se incrementará y el equilibrio entre oferta y demanda se estabilizará naturalmente en un precio más alto”, pronosticaban.

“Es muy difícil que los precios puedan mantenerse debajo de los 70 dólares por un período prolongado de tiempo”, concluían estos expertos, quienes vaticinaban que en el futuro el precio del crudo no debería bajar de los 80 dólares por barril. El único matiz que contemplaban, a la hora de describir las “potenciales amenazas” que podría enfrentar la industria petrolera en el largo plazo, aludía a la hipotética puesta en marcha de “innovaciones tecnológicas, como una revolución en los biocombustibles en base a las algas marinas, energías renovables más económicas y accesibles, y una industria de autos eléctricos decididamente más atractiva para el consumidor”, que podrían conducir a una contracción de la demanda de hidrocarburos y, por lo tanto, llevarían a un descenso de los precios del crudo.

Fuera del terreno de las hipótesis, lo cierto es que enfrentamos actualmente un período de incertidumbre que deja al descubierto la volatilidad del valor de una commodity imprescindible –y hasta hoy insustituible– para el funcionamiento de la economía global.