En los últimos seis meses, el precio del petróleo Brent, de referencia en Europa, ha caído cerca de un 43%, llegando a tocar ayer los 65,3 dólares, unos niveles que no se veían desde septiembre de 2009. El cambio de paradigma se da por descontado desde hace varias semanas, ahora la cuestión más debatida entre los analistas es: hasta cuánto (puede bajar) y hasta cuándo (se puede mantener). Y la respuesta es clave para delimitar qué inversiones se podrían hacer en los próximos meses y si habrá cancelaciones en algún proyecto.

Según la consultora noruega Rystad Energy, más de 150.000 millones de dólares (121.000 millones de euros) habrían quedado fuera de mercado con los precios por debajo de 70 dólares por barril. Esto es, casi una cuarta parte de los 650.000 millones de dólares proyectados incialmente, que podrían quedar reducidos a medio billón de dólares el próximo año (400.000 millones de euros), en cerca de 800 nuevas prospecciones. Es decir, unos niveles insuficientes, de acuerdo con las mediciones de la Agencia Internacional de la Energía, que estima que es necesario un gasto de capital de 900.000 millones al año para que la oferta de petróleo crezca en línea con la demanda. Rystad apunta que una tercera parte de la capacidad de producción que dejaría de producirse, si se materializan estas perspectivas, corresponde a las arenas bituminosas de Canadá y Venezuela, mientras que el resto quedaría repartido entre la extracción en aguas profundas y por la vía del fracking.

En este sentido, compañías como Exxon Mobil, Royal Dutch Shell PLC y Chevron, con intereses en Canadá, el mar Caspio o el golfo de México se podrían estar replanteando sus posiciones, pero pocas compañías han anunciado la cancelación de sus proyectos de inversión. Sí que lo hizo anteayer una de tamaño mediano, la estadounidense ConocoPhillips, que reducirá sus inversiones de capital un 20% en 2015, frente a las inicialmente previstas, hasta los 13.500 millones en el conjunto del año. Se suma, así, a la empresa de fracking Continental Resources, que invertirá 4.600 millones en 2015, 600 menos que los inicialmente propuestos. Además, la pública Norway’s Statoil también pospuso la semana pasada la perforación de tres nuevos pozos, por problemas de “sobrecapacidad”.

Y buena parte de los nuevos proyectos se enmarcan en un escenario más alcista que el que hoy se atisba. Por ejemplo, la extracción en Gorgon (Australia), que costará 54.000 millones de dólares, sólo sería rentable a partir de los 65-70 dólares por barril; Kaombo (Angola), por 16.000 millones, sólo tiene sentido a 70 dólares por barril; y Shah Deniz 2 (Azerbayán), por 28.000 millones, necesita que el barril quede en 80 dólares.

Pese a todo, los expertos no esperan una cancelación masiva de las nuevas inversiones, que sólo tendrían que afectar a las áreas menos rentables y a las compañías más endeudadas. En este sentido, recuerdan que las prospecciones en aguas profundas, por ejemplo, se hacen con un horizonte de entre 20 y 40 años, y que en ese lapso de tiempo el precio podría caer por debajo del umbral de rentabilidad sin que todo el proyecto se viera afectado. De hecho, para este caso de explotaciones sería más caro parar toda la maquinaria y volver a arrancarla que seguir produciendo a pérdidas durante unos meses.

Caso distinto es el petróleo extraido mediante fracking, que necesita un mantenimiento continuo y que sí podría dejar de producir por debajo del coste, que la AIE estima entre los 50 y los 90 dólares por barril, dependiendo del lugar. Sin embargo, la oferta también podría adaptarse. Por ejemplo, los productores de Dakota del Norte llegaron a ofrecer precios de hasta 48,2 dólares por barril este lunes, por debajo del de referencia, para asegurarse que van a seguir siendo los principales suministradores de la región.

Y, en última instancia, ¿en qué puede derivar una falta de inversiones? Ciertamente no en una escasez inmediata de petróleo, dado que la oferta supera a la demanda por entre 0,5 y 2 millones de barriles al día, y la producción crece todavía a un ritmo que quintuplica la producción (3,2%, frente al 0,6% de la demanda). Sin embargo, una falta continuada de inversiones sí que podría aumentar la virulencia del rebote a largo plazo.

Fuente: expansion.com