El futuro del petróleo

La cuestión es que está empezándose a dudar, incluso, de que ese «excedente o capacidad ociosa» sea suficiente para satisfacer las necesidades de demanda ante cualquier eventualidad que afecte negativamente a la producción. En suma, ante una mayor fortaleza de la demanda, la percepción de la incapacidad de respuesta de la oferta a corto plazo ha determinado, en parte, que los precios se hayan desplazado al alza. La propia dinámica tradicional de la oferta indica que su aceleración requerirá de un período de alta inversión al que seguirá, con un cierto retraso, la mayor producción.

Si se tuviesen que resumir las interacciones oferta-demanda en el mercado del petróleo en los últimos dos años, podría afirmarse lo siguiente: tanto las condiciones de demanda como de oferta parecen haber cambiado de manera radical. La dinámica de mayores precios, introducida por la mayor presencia en el escenario global del petróleo de los países emergentes por el lado de la demanda, se aceleró a partir del año 2004 como consecuencia de las dificultades de la oferta para hacer frente a mayores crecimientos en el futuro. Estas dificultades quedaban de manifiesto en la existencia de mayores tasas de agotamiento de los pozos en los países no OPEP; menores tasas de crecimiento en la producción de petróleo en Rusia; la caída de la capacidad ociosa de la OPEP, y la continua reducción de los stocks comerciales de crudo y de productos en los países de la OCDE.

De confirmarse en los próximos años esta tendencia, y va camino de ello, si no lo ha hecho ya, estaríamos a las puertas de una nueva etapa. La nueva situación está traduciéndose ya en una nueva composición de la oferta mundial y en precios más altos. La OPEP ha recuperado cuota de mercado, sin que los precios dejen de aumentar, la cuota de producción mundial de Rusia parece estabilizarse, des pués de varios años de aumento, y la cuota de producción del resto del mundo ha comenzado a disminuir.

El problema es que, dado los crecimientos previstos de la demanda y la baja capacidad de inversión de los países OPEP, donde la inversión extranjera privada es muy limitada, se necesitará un período prolongado de precios altos que atraiga inversión privada al sector petróleo o a sectores alternativos.

Debido a los bajos rendimientos históricos de la inversión en las actividades de producción, transporte y refino en los últimos años, el crecimiento del gasto ha sido muy modesto, elevando la tasa de utilización de la capacidad de producción, transporte y refino hasta niveles récord. Además, la poca inversión efectiva en exploración y producción se ha registrado no en áreas con altos rendimientos, sino en cuencas antiguas, donde ya existía suficiente infraestructura. La última vez que la industria invirtió masivamente en pozos, plataformas, oleoductos y buques fue en la década de los setenta. Después de este gran desembolso, la industria pudo atender durante años las elevadas tasas de crecimiento de la demanda de energía a un coste marginal relativamente bajo.

En definitiva, ha llegado el momento de un fuerte proceso inversor en infraestructura de «próxima generación» que permita el crecimiento y desarrollo de la oferta. Este proceso, que ya se ha iniciado, podría extenderse durante los próximos cinco o diez años. Al agotarse la fase de inversión, la industria entraría en una nueva fase de explotación, durante la cual los precios podrían volver a caer, como consecuencia de que gracias a los avances tecnológicos podría verse reducido significativamente el cos te de producir petróleo una vez insta lada la infraestructura, salvo que se confirmen las expectativas de una demanda creciente y cada vez más resistente a precios elevados.

Uno de los elementos más importantes para entender la visión actual de consenso sobre el mercado del petróleo es la incertidumbre que rodea las inversiones y los aumentos de capacidad de producción en la región donde se encuentran más del 55% de las reservas, es decir, Oriente Medio. Sólo en el caso de inversiones masivas en la zona de mayores reservas podría acortarse sustancialmente el período de respuesta de la oferta a la fuerte demanda y asegurar precios a la baja.

Si consideramos que el futuro será una proyección lineal de lo que es la OPEP hoy, debemos pensar que estamos ante un prolongado escenario de precios altos, y que sólo a más largo plazo las inversiones que están realizándose fuera del área OPEP, y las que se realicen en los próximos años, aportarán desarrollos tecnológicos que nos lleven de nuevo a un coste marginal de explotación decreciente que sea el que fije el precio en el mercado.

Puede que incluso estos desarrollos tecnológicos que fijen el precio marginal sean desarrollos no rigurosamente petroleros. Entre los actuales procesos de inversión ya es visible que alguno de ellos, como la producción de combustibles líquidos sintéticos basados en gas (GTL), pueden ser la frontera que marque el precio marginal de la energía. En este caso, asistiríamos al final de la era del petróleo como el «fijador de precios» de los mercados energéticos, papel que sería asumido por el gas natural. Indudablemente entraríamos en otra fase de la historia de la energía, pero no estaríamos ante «el fin del petróleo».

En tal caso, el petróleo seguiría presente en nuestras vidas, pero no sería el producto esencial que liderase la formación de precios en el sector energético. Incluso, podría ser un producto distinto, como lo demuestra la explotación actual de hidrocarburos pesados y extrapesados que, hasta hace muy poco tiempo, no eran rentables. Pero, hoy por hoy, hablar del fin del petróleo sigue pareciendo ciencia ficción, aunque no sería la primera vez que la realidad la superase.