El corazón del auge petrolero del EE UU se está desacelerando
Hay indicios de que el pico de producción de crudo de esquisto en el Pérmico, en Texas, está cerca
Los yacimientos petrolíferos pueden hacer fortuna tan rápido como la destruyen. El pozo Spindletop de Texas marcó en 1901 el inicio de la era del petróleo y provocó una caída vertiginosa de los precios. Tan solo dos años después, la sobreexplotación lo llevó a la decadencia. Es cierto que hoy en día la industria es mucho más grande y sofisticada. Pero incluso en la poderosa cuenca del Pérmico, que convirtió Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo, los recursos acabarán agotándose. Hay indicios de que el pico ya está cerca.
Hace 20 años, EE UU producía alrededor de 5 millones de barriles de crudo al día, la mitad que en los 70. Con incluso yacimientos remotos como el North Slope de Alaska en declive y el coste de encontrar y extraer un barril adicional de petróleo en aumento, el colapso se avecinaba.
El giro se produjo cuando los ingenieros descubrieron cómo inyectar una mezcla de agua, arena y productos químicos a presión extremadamente alta en las formaciones de esquisto (shale), fracturándolas para revelar los depósitos de gas natural y petróleo que contenían. Esto resultó fructífero en yacimientos de Dakota del Norte y los Apalaches, pero quizás en ningún lugar más que en el Pérmico, en Texas. Este yacimiento por sí solo produce ahora más de 6 millones de barriles al día, casi la mitad de la producción del país y más que todo EE UU antes de la revolución tecnológica.
Aunque este enfoque, conocido como fracking, ha abierto nuevas reservas, no ha cambiado las leyes básicas de la economía. Extraer el oro negro del suelo tiene un coste. Si los precios de mercado caen por debajo de esos gastos, las empresas perforadoras se retirarán. Según una encuesta realizada a petroleras por el Banco de la Reserva Federal de Dallas, este punto de equilibrio se sitúa en torno a los 61 dólares por barril en la cuenca de Midland, el corazón del Pérmico, y en 65 para el conjunto de la región. El precio de mercado del West Texas Intermediate (WTI), el índice de referencia más utilizado, rondaba ayer los 59 dólares.
Puede que eso no sea determinante. Lo que importa a la mayoría de los perforadores es el precio previsto del petróleo durante la vida útil de un pozo, más que el precio actual. El temor es que la reciente y sostenida caída de los precios del WTI indique una disminución de las expectativas de demanda futura, lo cual es especialmente importante para el Pérmico, que se ha convertido en la práctica en el productor oscilante del mundo, capaz de aumentar o reducir rápidamente la producción en función de las condiciones.
Esa sensibilidad puede significar una producción futura moderada. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que la demanda mundial de petróleo crecerá menos del 1% este año. A largo plazo, el panorama es aún más sombrío. En las últimas dos décadas, China ha representado aproximadamente la mitad del crecimiento de la demanda. El auge de los vehículos eléctricos en ese país ya ha ralentizado el alza hasta casi detenerla, y amenaza con destruir la demanda. Con el inicio de la transición hacia la energía eléctrica en otros lugares, la AIE prevé que la demanda mundial de petróleo alcanzará su punto máximo antes de que termine la década, lo que dejará un excedente de oferta.
Si bien las previsiones de demanda deben tomarse con cautela, como demostraron las fluctuaciones durante la pandemia, es más difícil escapar al aumento de los costes en el Pérmico. El precio de equilibrio de 62 dólares por barril en Midland ha subido desde los 46 de 2017. Los aranceles sobre materiales cruciales como el acero aumentarán aún más estos costes.
Los costes operativos aún no son lo suficientemente altos como para amenazar los pozos existentes, muchos de los cuales son rentables a los precios actuales. La encuesta de la Reserva Federal de Dallas indica que sería necesario un recorte adicional del 50% en el precio del petróleo para que ya no tuviera sentido seguir bombeando.
Vida útil corta
El problema es que los pozos de esquisto tienen una vida útil extremadamente corta. Por término medio, la producción cae más de dos tercios al cabo de un año y un 95% al cabo de seis. Por tanto, si los nuevos pozos empiezan a parecer una mala apuesta, eso se reflejará rápidamente en las cifras de producción global.
Por supuesto, las cifras medias ocultan las grandes diferencias en la calidad de la tierra de una zona a otra. El problema es que los mejores yacimientos se están agotando. En las llamadas tier one acreage, zonas de primer nivel, del Pérmico, la perforación puede generar un retorno del 30%, basado en el valor actual neto, a 50 dólares. Es suficiente para cubrir el riesgo operativo, el servicio de la deuda y el pago de dividendos. Según la firma de investigación Enverus, estas propiedades inmobiliarias de primera calidad podrían agotarse en unos tres años y medio.
No es el fin del mundo: hay otros tres años y medio de petróleo que superan el obstáculo con precios de 55 dólares. Pero si se suma todo esto, es suficiente para que algunos de los primeros defensores del fracking se muestren cada vez más pesimistas. Harold Hamm, que ganó miles de millones al ser pionero en esta práctica en Dakota del Norte, afirmó en una conferencia del sector celebrada en marzo que la producción de crudo estadounidense estaba empezando a estabilizarse. Scott Sheffield, fundador de Pioneer Natural Resources, dijo en una entrevista a la CNBC que una de las principales razones por las que vendió la empresa a Exxon por 65.000 millones en 2023 era que se estaba quedando sin reservas de primer nivel, al igual que todos los demás.
El futuro del Pérmico podría estar ya escrito. La formación Bakken, situada en gran parte en Dakota del Norte, fue el origen de uno de los primeros auges del fracking. La producción aumentó de unos 90.000 barriles al día en 2005 a 1,5 millones en 2019. Pero los costes aumentaron y expiraron las concesiones de primer y segundo nivel, y la producción de Dakota del Norte ha disminuido casi un tercio desde entonces.
Las mayores energéticas ya están en modo de preservación del capital y prefieren devolver el dinero a los accionistas. Las cinco principales extractoras occidentales –Exxon Mobil, Chevron, TotalEnergies, BP y Shell– han gastado alrededor de 225.000 millones de dólares, cifra récord, en recompras de acciones y dividendos durante los dos últimos años. La inversión en nueva producción se estancó. Para añadir más pesimismo, el flujo de caja de las operaciones no cubrió la combinación de gastos de capital y efectivo devuelto a los inversores ni en Chevron ni en Exxon en el primer trimestre de este año.
Por supuesto, incluso si el pico ya ha llegado para el Pérmico, seguirá bombeando durante años, al igual que el Bakken. Pero los efectos sobre la política de EE UU podrían seguir siendo considerables. Como mayor productor y consumidor mundial de petróleo, la lucha en torno a la dependencia de los combustibles fósiles ha sido intensa. Incluso en medio del espectacular auge de los vehículos eléctricos o las renovables, los políticos de ambos bandos han tendido a favorecer el aumento de la producción. Si el grifo texano comienza a ralentizarse y la economía del país se inclina hacia el consumo, eso podría favorecer las políticas de descarbonización, aunque solo sea para compensar los riesgos para la seguridad nacional. La última crisis del petróleo sirvió de detonante para todo tipo de ideas energéticas novedosas. Un cambio así en la economía política sería el mayor riesgo para la industria.
Los autores son columnistas de Reuters Breakingviews. Las opiniones son suyas. La traducción, de Carlos Gómez Abajo, es responsabilidad de CincoDías
