El futuro del petróleo

Una vez descritas las definiciones de reservas, su distribución geográfica y los ratios utilizados de disponibilidad de producción se comprenderá mejor cómo actúan los distintos factores de oferta y cómo la interacción de estos factores ha cambiado en los dos últimos años, como consecuencia inicialmente de una demanda que crece a una tasa media del 3%. Cifras en ese entorno ponen de manifiesto las insuficiencias para responder por el lado de la oferta.

Los factores de oferta cuya interacción es determinante para el funcionamiento del mercado del petróleo son: el ciclo inversión/producción y el control por parte de la OPEP del excedente o capacidad ociosa, entendida como la cantidad de reservas que pueden movilizarse como producción a corto plazo y mantenerse como tal durante un período de, al menos, tres meses.

La oferta, vía nueva producción, está dada en función de las inversiones que se realizaron cinco o seis años antes. Es decir, la oferta no puede adaptarse en un período corto a una sorpresa por el lado de la demanda, porque la respuesta del ciclo inversor exige cuatro-seis años para que los proyectos maduren y se extraiga más petróleo. Solamente en el caso de que haya una capacidad ociosa o margen para aumentar la producción a corto plazo podría darse respuesta a esta situación sin un aumento de los precios.

Una de las características de la industria del petróleo es que existe una relación fundamental entre altos costes fijos y bajos costes variables de producción. Los altos costes fijos exigen altos precios para hacer rentable el lanzamiento de nuevas inversiones y que éstas se utilicen a plena capacidad. Sin embargo, los costes variables bajos hacen que en períodos de exceso de capacidad instalada se produzcan importantes caídas de precios; por lo tanto, la dinámica propia del mercado es de alta volatilidad. Hay que señalar que cuando no ha habido restricciones de oferta, la tendencia histórica ha sido a una disminución de precios en moneda constante de un 3%.

Desde los años sesenta puede observarse que la interacción entre la oferta OPEP, determinada por el ciclo inversión/producción, y la oferta no OPEP, determinada por la gestión del excedente, es el elemento fundamental que determina la respuesta de la oferta de petróleo. Estas relaciones han sufrido variaciones a lo largo de la reciente historia, y parecería que están experimentando un cambio estructural y dramático en los últimos años.

Durante el período 1999-2003, con su gestión del excedente o capacidad ociosa, la OPEP consiguió, por una parte, un mayor control del mercado mediante la disminución de los stocks comerciales que tenían las compañías privadas en los países occidentales. Y, por otra, un precio más elevado. Durante dicho período, la OPEP no aumentó su producción, pero sí incrementó sus ingresos por exportaciones, y fue la producción no OPEP la que satisfizo los aumentos de demanda. En el período 1999-2003, una gran parte del aumento de producción adicional provino de los países de la antigua Unión Soviética, fundamentalmente de Rusia, debido al aumento en la rentabilidad de los campos ya existentes, con la introducción de tecnologías «occidentales» o modernas. Esta fue la respuesta a los mayores precios del período: la puesta en valor de numerosos yacimientos en Rusia que no estaban explotándose. Otra parte del incremento de la producción fue consecuencia del incremento genuino de reservas mediante la aplicación de avances tecnológicos. Este aumento de la capacidad instalada en la zona no OPEP, por la ampliación de las reservas de petróleo, se logró con la reducción de los costes de exploración y producción. Se incrementó la posibilidad de éxito en los sondeos exploratorios; se optimizó la producción de petróleo y aumentó el factor de recuperación, como porcentaje del petróleo in situ; se accedió a nuevas cuencas marinas situadas en aguas profundas; y empezó a producirse de manera rentable crudo pesado y extrapesado.

En resumen, durante el período 1999-2003, la interacción OPEP-no OPEP se tradujo en aumentos de producción no OPEP, gracias a la mayor aplicación de nuevas tecnologías, a la exploración y a la introducción de técnicas modernas en la gestión de la producción en Rusia. La visión más extendida hasta hace unos meses era que la oferta no OPEP continuaría incrementándose y que la OPEP seguiría gestionando con éxito su capacidad excedente. Es decir, que estaríamos en una situación de equilibrio, pero con precios más altos. Sin embargo, esta visión ha sido cuestionada en los últimos tiempos por numerosos analistas y operadores del mercado. Se argumenta que el equilibrio antes descrito ha desaparecido como consecuencia de que la renovada fortaleza de la demanda obliga a una respuesta más dinámica de la oferta, que es imposible de conseguir o que, cuando menos, se retrasa. La fortaleza de la demanda ha puesto de manifiesto las insuficiencias de la oferta para responder en el corto plazo, y estaba incluso cuestionando la capacidad de respuesta a largo plazo, en entornos de precios relativamente altos.

¿Cuáles son las causas de estas dificultades de respuesta de la oferta? En primer lugar, a partir de 2003, y especialmente en 2004, se hace más patente que los pozos de petróleo que, en su mayoría, están en campos maduros de más de veinte años, comienzan a experimentar tasas de agotamiento superiores a las de hace unos años. Esto se deriva, por un lado, naturalmente, de la propia finitud del recurso, dada la vida esperada del pozo, pero también de la aceleración e intensificación en la explotación, como consecuencia del tipo de inversión realizada y de la tecnología más potente incorporada a los procesos. Las nuevas tecnologías permitieron extraer más petróleo a mayor velocidad, por lo que su aplicación se ha traducido en un proceso de agotamiento más rápido de los yacimientos.

En segundo lugar, la baja inversión en exploración, consecuencia de los precios reales bajos en el período 1985-1998, se tradujo en menos descubrimientos en los últimos quince años. Ningún experto discute que los nuevos descubrimientos son precursores del futuro perfil de producción, y los descubrimientos han disminuido de manera sustancial en los últimos quince años. De hecho, una gran parte de las previsiones de producción de petróleo a largo plazo suponen que se alcanza un máximo de producción en los próximos diez-quince años y que, a partir de entonces, comienza a declinar la producción mundial.

En tercer lugar, la capacidad ociosa de la OPEP ha ido reduciéndose de manera paulatina desde 2002, hasta situarse en el mes de septiembre de 2004 en sólo 310.000 barriles/día [ 3 ] según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), lo que suponía menos del 0,5% de la producción mundial diaria. En la actualidad, aunque las cifras de capacidad ociosa manejada están sujetas a mucha incertidumbre, la situación continúa siendo muy preocupante, ya que, excluyendo a Venezuela, Indonesia, Nigeria e Irak, países donde por ahora la mayoría de los analistas descuentan que hay factores que impiden aumentos rápidos y sostenidos de producción, estamos hablando de cifras de capacidad ociosa de entre un millón y millón y medio de barriles día, según las fuentes, es decir, el 1,5% de la producción diaria en un mercado sujeto a altos riesgos, tanto técnicos como geopolíticos.

Perspectivas: precios altos y mayor inversión en la industria petrolífera