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Euroxpress/IPS/ Por Emilio Godoy

La irrupción de la fractura hidráulica ha alterado el mercado mundial de los hidrocarburos, pero el hundimiento de sus precios diluye ese efecto, en una pugna que los productores convencionales podrían ganar en una década según los especialistas.

La industria petrolera de Estados Unidos vivía lo que los expertos denominan un «pico» -cuando el hallazgo de nuevos yacimientos y la producción de los existentes comenzó a caer-, lo que puso al país ante una mayor dependencia de las importaciones. Pero la ecuación se dio la vuelta con la nueva técnica.

La innovación tecnológica de la fractura hidráulica (fracking, en inglés) y el hallazgo de grandes yacimientos de esquisto (shale, en inglés), junto con el masivo aporte del mercado de capitales, llevó a asegurar que Estados Unidos sería autónomo en materia de hidrocarburos esta misma década. Esta vez el hundimiento de los precios está desactivando los vaticinios.

«El mundo está entrando en una nueva era de incertidumbre en la geoeconomía del petróleo, aunque está lejos de ser cierto que el mercado de petróleo, notoriamente volátil, será menos cíclico», asegura David Livingston, analista asociado del Programa de Energía y Cambio Climático del estadounidense Fondo Carnegie para la Paz Internacional.

El experto plantea que la demanda interna de Estados Unidos traerá como consecuencia que las compañías «perderán capacidad sobrante, entre lo que pueden producir y lo que producen, lo cual es importante, porque el mercado lo determina esa capacidad».

Las cotizaciones internacionales del crudo escalaron desde 2003 hasta sobrepasar los 140 dólares el barril (de 159 litros) en 2008, cuando el estallido de la crisis financiera global los hizo caer, para reflotar esta década y situarse en torno a los 100 dólares el barril. Pero han resbalado de nuevo desde finales de 2014, y su cotización actual está en torno a los 40 dólares.

Eso se traduce en que los productores estadounidenses, en particular los de gas de esquisto (pizarra o lutita), afrontan precios rastreros, sobreproducción, falta de infraestructura para almacenar el superávit extraído y constreñimiento del crédito para los proyectos, pese a que sus costes se han reducido.

Además, la contracción de la economía china y el estancamiento europeo dificultan el repunte de la demanda energética.

El desarrollo del petróleo y el gas de esquisto colocó, además, al sector estadounidense en vías de colisión con los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), más cuando entre sus publicitados objetivos está el de reducir las importaciones del bloque.

Desde noviembre pasado, la OPEP mantiene inalteradas sus cuotas de producción, en una estrategia impuesta por el mayor productor del bloque, Arabia Saudita, destinada a dejar caer los precios hasta desestimular el desarrollo de sector del esquisto, cuya exploración y explotación es mucho más costosa que las de los hidrocarburos de la organización.

La consultora noruega Rystad Energy fijó a fines de 2014 en 65 dólares el costo de producir un barril de shale en Estados Unidos, lo que significa que el sector está operando a perdidas. El coste medio de extraer un barril de crudo convencional en el país se sitúa en 13 dólares, frente a cinco dólares en el Golfo.

Para Miriam Grunstein, académica del mexicano Centro de Investigación y Docencia Económicas, el panorama es muy incierto. «Hay dudas por varias razones. En primer lugar, por el régimen de precios tan bajos», nos dice desde México, un país que ha comenzado a explorar sus altas reservas de gas de esquisto. «A pesar de que ha forzado a muchas empresas a mejorar la capacidad de ejecución, reducir inversiones y tener mayor eficiencia, se encuentran en un entorno en el que tienen que buscar mercados, en Europa o Asia. Pero para eso se necesita infraestructura de licuefacción, son inversiones muy fuertes», añade sobre la situación actual de los productores de gas shale.

En junio, Estados Unidos produjo 9,3 millones de barriles diarios de crudo, cerca de la mitad de esquisto, según datos de la estatal Administración de Información Energética (IEA, en inglés). Las perspectivas del ramo empiezan a decolorarse. En su Informe sobre la Productividad de la Perforación de finales de agosto, la IEA proyectó una caída en la producción de gas de esquisto en septiembre, la primera vez en el año, a 44.900 millones de pies cúbicos diarios. Cada píe cúbico equivale a 0,3048 metros cúbicos.

Ese organismo subraya que la extracción de nuevos pozos no es lo suficientemente grande para compensar la baja de los existentes.

Para Livingston, la OPEP y en particular Arabia Saudita posiblemente emerjan de este nuevo paradigma más fuertes que antes en muchas formas. «Con su nueva estrategia, nacida de la necesidad, el reino (saudí) está enfatizando cuota de mercado, en vez de precio, al tiempo que delega la carga del equilibrio del mercado petrolero mundial en la industria estadounidense del shale. Esto marca un cambio significativo en la geoeconomía del petróleo», explica.

De esa manera, Estados Unidos se convertiría en el nuevo «jugador columpio» –de conveniencia, según el movimiento del mercado-, aunque sin lograr el mismo poder que los productores del Golfo para definir su rumbo. A largo plazo, la producción petrolera estadounidense total tenderá a la baja, según las proyecciones de la IEA. En 2020, la extracción de crudo se situaría en 10,6 millones de barriles por día, en 2030, 10,04, y 10 años después, en 9,43 millones.

En el caso del gas de esquisto, las previsiones son favorables, pero a mayores precios. En 2020, el país produciría 15,44 billones (millones de millones) de pies cúbicos diarios, 10 años después 17,85 y en 2040, 19,58. En total, la IEA pronostica que el país producirá 28,82 billones de pies cúbicos diarios de gas natural en 2020, 33,01 en 2030 y 35,45 en 2040.

Pero su precio medio se encarecería. Este año el valor en el nodo distribuidor de Henry Hub –la referencia estadounidense para el gas, situado en el sureño estado de Luisiana- ha sido de 2,93 dólares por millón de unidades térmicas británicas (Btu), el calor necesario para calentar una medida de agua. Para 2020, ese indicador sería de 4,88 dólares por Btu, 5,69 a 2030 y 7,8 a 2040.

«La burbuja no explotará, sino que se desinflará progresivamente. A los precios actuales, veríamos una contracción relativamente rápida de la disponibilidad de capital para el sector del shale, porque están produciendo con pérdidas», prevé Livingston.

«El objetivo saudí es impedir que Estados Unidos se vuelva un exportador significativo. Los mercados fuertes son los que ponen más presión. En la medida en que no haya un repunte de la demanda, hay en una posición incómoda de demanda y precio. Se necesita consumo y no veo de dónde puede provenir», sostuvo Grunstein.

Para Livingston, una opción es revisar el veto a la exportación de Estados Unidos, vigente desde los años 70, pues «si aumenta la producción, las refinerías no pueden procesarlo» y se requerirán nuevos mercados para su colocación.