La volatilidad en el precio del petróleo no es una novedad. En el pasado han existido varios episodios donde registró alzas y caídas pronunciadas en cuestión de meses y, en ocasiones, semanas.
Por ejemplo, en julio de 2008 el WTI llegó a cotizar a 145.31 dólares por barril (dpb), para luego caer precipitosamente hasta 30.28 dpb en diciembre de ese mismo año. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) recortó entonces su producción y estabilizó el precio alrededor de los 100 dpb, nivel que mantuvo por varios años hasta su colapso a partir de agosto pasado.
Esa decisión de OPEP llevó a que algunos pensaran que, ante el desplome reciente del precio del crudo, saldría nuevamente al rescate. Ese, sin embargo, no fue el caso. En esta oportunidad el cartel optó por dejar que las fuerzas del mercado fijaran el precio del hidrocarburo.
¿Qué cambió para que la OPEP actuara de esta manera? ¿Qué podemos esperar hacia delante?
La novedad es la existencia de productores independientes de petróleo que utilizan la fracturación hidráulica (FH). Ellos no fueron un factor relevante para la decisión de OPEP en 2009, pero desde entonces han jugado un papel cada vez más relevante en el mercado internacional del crudo.
En efecto, la producción de petróleo en Estados Unidos (EU) pasó de cerca de 5 millones de barriles diarios (mbd) en 2008 a más de 9 mbd el año pasado, debido casi totalmente a la participación de los productores de FH. Esta es la principal razón por la que existe una mayor oferta de crudo que, ante la debilidad de la demanda, presiona el precio a la baja.
Arabia Saudita, el productor líder de la OPEP y del mundo, sabe que cualquier recorte de producción para sostener un precio alto del crudo, sería cubierto por un alza de la oferta proveniente de la FH y otras zonas productoras, lo que se traduciría en una pérdida más permanente de ingresos y de participación de mercado para el cartel petrolero.
Es por ello que los sauditas decidieron, en esta ocasión, dejar que el precio reflejase las condiciones del mercado. Su hipótesis es que los productores marginales enfrentan costos de producción mucho muy superiores a los del Medio Oriente, y que los precios bajos ayudarán a agotar la producción de los pozos existentes y desalentar las nuevas perforaciones.
La idea no es descabellada. La perforación de nuevos pozos de FH deja de ser rentable alrededor de los 40 a 50 dpb del WTI. Algunos pozos, menos eficientes, quizá dejen de serlo en niveles de 60 dpb.
Estos precios desalientan la perforación de pozos de FH y, probablemente, golpearán financieramente a varias empresas energéticas. No obstante, también veremos una nueva oleada de innovaciones para abatir los costos de inversión y producción de este tipo de petróleo, de manera que en algún momento futuro pueda ser rentable a precios por debajo de los 40 dpb.
Mientras eso sucede, sin embargo, se irá agotando la oferta proveniente de los pozos actuales de FH y el precio del crudo tenderá nuevamente a subir, como ya comenzó a hacerlo desde hace una semana.
Considero, no obstante, que la amenaza de la FH, así como las inversiones esperadas en energía en el ártico ruso, en México, y otras partes del mundo, representan una enorme oferta potencial, que aun con una recuperación de la economía global pondría un techo a su precio que, salvo una crisis geopolítica, difícilmente superaría los 80 dpb por un tiempo prolongado.
La FH jugará, de hecho, un papel preponderante en lo anterior, porque tiene cuatro características que la convierten en la variable de ajuste para el mercado petrolero.
Primero, la inversión total en un pozo de esta naturaleza es mucho menor que en los pozos tradicionales.
Segundo, un pozo de FH puede comenzar a producir en cuestión de semanas o unos pocos meses, mientras que el pozo tradicional toma años antes de ver sus primeros resultados.
Tercero, alrededor del 70 por ciento de la producción potencial de un pozo de FH ocurre en el primer año de operaciones y se agota no mucho tiempo después, por lo que una vez realizada la inversión conviene seguir operándolo hasta que se agote.
Cuarto, la FH sólo existe por ahora en EU, pero seguramente hay oportunidades similares en muchos otros países, donde a pesar de sus trabas políticas y burocráticas, acabarán teniendo también zonas productoras.
Los factores anteriores contribuirán, por consiguiente, a que el precio del petróleo se ubique en un intervalo, digamos, entre 40 y 80 dpb para el WTI, con un promedio de mediano plazo alrededor de los 60 dpb.
Este nivel es bastante inferior al que se registró en años recientes, por lo que nuestro gobierno tendrá que reconocer, a la hora de hacer sus revisiones presupuestales, que se requieren recortes importantes del gasto público.
