Fracking: la hormiga y la cigarra

Tanto he escrito sobre estallido de la burbuja del fracking en Estados Unidos, que un amigo (y pese a todo lector) me pregunta qué está pasando, porque –según piensa- la producción sigue como si tal cosa. Como trataré de explicar, la producción en los yacimientos que ya estaban en explotación se mantiene, pero las expectativas creadas sobre los nuevos yacimientos han fracasado habida cuenta de que nadie quiere invertir para extraer petróleo con un coste que prácticamente duplica el de venta.

Además, debido a la caída de los precios, los operadores que producen el caro petróleo no convencional (offshore o marítimo y fracking) están entrampados hasta las cejas, pero se ven obligados a seguir produciendo para pagar deudas y para que no decaiga el inflado precio de las acciones. Entre tanto, especuladores e intermediarios hacen lo que la hormiga del cuento –almacenan para cuando vengan tiempos mejores- y los consumidores aumentan su presupuesto para combustible y hacen lo que la cigarra, gastar más. Vayamos con los datos.

Primer punto: Los precios

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Durante el mes de julio de 2016, el índice Brent, la referencia internacional del barril de crudo, cotizaba alrededor de los 48 dólares (48$) tras perder un 5% por la incertidumbre provocada en los mercados al concretarse el Brexit. En junio de 2014 el barril cotizaba alrededor de los 115$. En dos años, los precios han caído un 42%, una muestra inequívoca del acusado declive que hizo que a finales de 2015 la industria del fracking se desmoronara.

Cuando empecé a tomar notas para esta entrada, el pasado 21 de julio, el precio del barril intermedio de Texas (WTI), el de referencia en América,  había bajado un 1,25 %, hasta los 44,75$ el barril. Mientras tanto, la consultora privada Baker Gughes presentaba un informe en el que daba cuenta de que en julio había 371 plataformas petrolíferas offshore operando en Estados Unidos, una cifra muy alejada de las 659 registradas por estas fechas hace un año. El dato demuestra que 288 plataformas han dejado de funcionar por los bajos niveles del precio del petróleo que se arrastran desde fines de 2014.

Segundo punto: Los costes

Los elevados costes de extracción que acarrea el fracking ya han traído consecuencias. Según un estudio de la consultora Wood Mackenzie, las empresas petroleras estadounidenses han recortado la mitad del presupuesto destinado a la inversión en exploración y producción, que se reducirá en 125.000 millones de $ (113.000 millones de euros) entre 2016 y 2017. En la primera semana de julio la producción estadounidense disminuyó en dos millones de barriles (MB) al día, la mayor caída semanal desde los máximos alcanzados en abril de 2015, según el informe semanal de la agencia oficial estadounidense Energy Information Administration (EIA). En todo el mundo las petroleras están realizando ajustes de caballo.

Alison Cassady, directora de política energética en el centro de estudios Center for American Progress, en Washington, explicaba que el impacto a corto plazo es que las compañías petroleras están considerando no invertir en nuevas perforaciones: «continuarán produciendo donde ya lo están haciendo porque necesitan el dinero para financiar sus deudas, pero en términos de nuevos desarrollos sólo van a ir a los yacimientos de donde probablemente puedan producir la mayor cantidad de petróleo». 

Según Cassady, esto se debe a que en estados clave como Dakota del Norte o Texas, las petroleras necesitan un precio de alrededor de 80$ por barril para comenzar a recoger beneficios. De ahí que a pesar de que algunas mejoras tecnológicas han logrado reducir los costes de producción, la reducción en el precio del crudo daña profundamente a las empresas, en especial a las más pequeñas que han empezado a invertir en el sector y no tienen margen de maniobra para apostar a una recuperación a largo plazo. En otras palabras, lo que parecía un buena inversión cuando el precio del petróleo rondaba los 100$, ya no suena tan bien cuando se reduce a la mitad.

La deuda del sector fracking casi se ha duplicado en los últimos cuatro años, mientras que los ingresos se han incrementado en tan solo un 5,6%, según un análisis realizado por Bloomberg News con una muestra de 61 operadores del sector. Una docena de esos perforadores independientes se están gastando al menos el 10% de sus ventas en pagar intereses, cien veces más de lo que deben satisfacer las grandes compañías.

Quienes sí están haciendo su agosto son las grandes compañías que realizan refinado del crudo cuyos márgenes han aumentado enormemente. El margen de refino es la diferencia entre los precios del crudo procesado en las refinerías y los de los productos refinados, incluyendo los costes ligados al proceso. Y es diferente en cada petrolera, según la eficiencia de sus refinerías. Veamos el caso español.

Repsol tenía un margen medio de refino de casi 9 dólares el barril a finales de 2015, frente a los 3,6 dólares de 2014. En el caso de Cepsa su promedio era de 7,9 dólares el barril, casi el doble que un año antes. Esta petrolera registró hasta septiembre del año pasado un aumento del 424% en su beneficio del área de refino y comercialización, pasando de 91 millones en 2014 a 475 millones en 2015. El resultado de Repsol en este área de "downstream" (refino y marketing) fue de 1.655 millones, un 158% más.

Estos márgenes de refino son los que están manteniendo a flote este año los balances de las petroleras, sobre todo las de aquellas que tienen refinerías modernas, como es el caso de Repsol, ya que el descenso de los precios del crudo está mermando gravemente sus resultados. Así, en el área de "upstream" (exploración y producción), Repsol ha registrado unas pérdidas de 633 millones hasta septiembre de 205, frente a unos beneficios de 585 millones en el mismo periodo de 2014. En 2015 Cepsa tuvo unos números rojos de 51 millones en este área, cuando el año anterior ganó 104 millones.

Tercer punto: las reservas

Según el informe de la EIA, las reservas de petróleo del país subieron la penúltima semana de julio en 1,7 MB, hasta los 521 MB, y siguen en máximos históricos. Según el mismo informe, las reservas de gasolina se incrementaron en 500.000 barriles esa misma semana, hasta alcanzar los 241,5 MB. Por su parte, las reservas de combustibles refinados, como el diesel, alcanzaron los 152 MB. Estas cifras no incluyen las Reservas Estratégicas de petróleo del Gobierno federal, que se mantuvieron sin cambios en los 695,1MB.

Así las cosas, el total de reservas de crudo y productos refinados, incluidas las Reservas Estratégicas, alcanzó la pasada semana la cifra récord de 2.082,7 MB, frente a los 2.080,1 MB de la semana precedente. Está claro que Estados Unidos está acumulando petróleo y sus derivados a marchas forzadas. ¿Por qué?

Porque el desarrollo del fracking como método de extracción de petróleo ha convertido a Estados Unidos en el primer productor del mundo. La consultora noruega Rystad Energy ha calculado que gracias al fracking las reservas estadounidenses ya superan a las de Arabia Saudí, el principal exportador mundial. El estudio de la firma noruega, publicado a principio de julio y desarrollado a lo largo de tres años, indica que Estados Unidos posee 264.000 de los 2.092.000 MB  que componen las reservas mundiales de crudo.

El total de reservas mundiales equivale a 70 veces la actual tasa de producción mundial (unos 30.000 MB al año) y son casi 800.000 MB más de los 1.300.000 MB que se produjeron hasta 2015. El petróleo no convencional constituye el 30% de esas reservas, el crudo offshore el 33%. Teniendo en cuenta que tanto el petróleo no convencional como el obtenido en el mar (offshore) son las dos formas de extracción más costosas, la tendencia a obtener menos gastando más, típica de los declives productivos, es una señal clara de que ya se ha superado el pico del petróleo.

Cuarto punto: el mito de la independencia energética

Las proyecciones hechas por los operadores y por algunas agencias gubernamentales según los cuales el fracking era una “revolución” que abriría una nueva e interminable era de “independencia energética” para los Estados Unidos, que dejaría de ser un país importador de combustibles fósiles y se convertiría en exportador de energía, carecen absolutamente de fundamento. Al examinar el citado informe de la EIA norteamericana, un dato clave es que ni con el fracking se ha alcanzado la tan cacareada independencia energética del país, que en las últimas cuatro semanas importó una media de 8,2 MB de crudo al día, un 8,7% por encima de la media del mismo período del año pasado.

Este último dato, unido a la carestía de la producción no convencional mediante fractura hidráulica, clarifica algunas cosas. Por un lado, que el país sigue importando petróleo barato para el consumo a corto plazo, mientras que guarda su petróleo doméstico caro para cuando los precios del petróleo vuelvan a repuntar. Por eso, la abundancia de crudo en el subsuelo estadounidense no tendrá consecuencias comerciales a corto, dado que por mucho crudo que contenga, el punto fundamental es su coste de extracción, que con los últimos avances técnicos supera los 80$ por barril, mientras que en Oriente Medio hay yacimientos que producen a casi una cuarta parte de ese coste. Por tanto, pasará mucho tiempo antes que los precios del crudo sean lo bastante elevados como para hacer rentable la comercialización de la mayoría de las reservas no convencionales.

Si hay dos cosas seguras en el mundo del petróleo son que el pico de producción se ha superado ya y la producción ha entrado en declive, y que a medida que la producción y la oferta disminuyan el precio se incrementará. Los especuladores del petróleo hacen lo que haría cualquiera: acumulan para cuando las circunstancias les sean favorables. El problema es, claro está, que acumular barriles de crudo no es lo mismo que guardar diamantes en un cajón, de manera que llegará un momento que la capacidad de almacenaje alcance también un límite. Además, como comentaré en una próxima entrada, conservar el petróleo almacenado no es lo mismo que enterrar un cofre en la Isla del Tesoro.