Alvaro Ríos Roca*
Los elevados precios de petróleo, que por casi una década (2004 a 2014), se mantuvieron en promedio en 80.0 USD/Bbl, posibilitaron notables avances tecnológicos y que se tornen competitivas nuevas fuentes de energía. Entre ellas, las renovables no convencionales (solar y eólica) en Europa y el fracking (romper la roca) para producir petróleo y gas natural a partir de lutitas (shales) en USA.
En esa década (2004 a 2014) y gracias al fracking, la producción de gas natural en USA subió de 50.8 Billones de Pies Cúbicos día (Bpcd) a 70.5 Bpcd (4% anual) y continua en ascenso. De importador neto, USA paso a ser exportador, causando un trastorno profundo en la industria del gas natural y del GNL a nivel global. Las exportaciones este 2016 promedian 512 MMpcd y con las plantas en construcción de GNL llegara a ser el mayor proveedor de GNL del planeta el 2021, con capacidad de exportación de 9.2 Bpcd (11 veces el máximo del contrato Bolivia - Brasil). Los precios de exportación de gas natural de USA, bajo el nuevo modelo, ya no se vinculan al petróleo y el referente es el Henry Hub.
En cuanto al petróleo, el fracking permitió subir la producción de USA de 5.4 Millones de Barriles Día (MMbbl/d) el 2010 a 8.7 MMBbl/d el 2014 (15% anual), todo atribuible al fracking. Lo anterior tuvo muy fuerte impacto en la balanza oferta demanda mundial de petróleo y mandar los precios hacia abajo. Entre 2015 y febrero de 2017 el promedio de precios fue de 48.0 USD/Bbl, llegando a un piso de 26.0 USD/Bbl en Febrero de 2016. Arabia Saudita y algunos otros países de la OPEP entre 2014 y 2016 aumentaron producción para compensar sus economías y hacer retroceder el fracking. No funcionó.
El fuerte desplome de precios hizo tambalear y retroceder al fracking. Las plataformas activas en USA, de petróleo y gas natural, el 2014 eran de 1,860 y el 2016 llegaron a 508. La producción de petróleo en USA bajo de 8.7 MMbbl/d a 8.4 MMbbl/d. en Octubre de 2016, y todo indicaba que seguiría en descenso. Quiebras, fusiones y adquisiciones de empresas operadoras y de servicio tuvieron lugar y la señal era que el fracking era cosa del pasado.
Las economías dependientes de los hidrocarburos (OPEP), comenzaron a sentir el impacto de los bajos precios y vino el pacto de reducción de producción (1.8 MMBbl/d) en Noviembre de 2016 para posibilitar subir precios. No solo debido a esta causa, sino también a otros factores, los precios treparon hasta el nivel actual promedio de 50 USD/Bbl.
Para sorpresa de muchos, la industria del fracking en USA se ha tornado extremadamente eficiente y ha tomado como desafío el nuevo escenario de precios de 40 a 60 USD/Bbl para petróleo y de 2 a 3 USD/MMBtu para gas natural. En mayo de 2016 las plataformas activas en USA estaban en su punto más bajo en 413 y a la fecha se duplicaron a 807. La producción de petróleo en USA ha tomado un punto de inflexión y en marzo del 2017 llego a 9.1 MMBbl. La producción de gas natural sigue subiendo y se sitúa en promedio en 75.6 Bpcd este 2017.
Ciertas áreas muy productivas (sweetspots) en la prolija formación de Permian en el oeste de Texas, se reporta que solo necesitan de 30 USD/Bbl para cubrir todos los costos y generar rentabilidad de 20%. En los sweetspots de la formación Eagle Ford se señala que con 40 USD/Bbl se puede recuperar todos los costos y generar rentabilidad de 30%. Los costos de perforación por pozo han bajado de 8 a 5 MMUSD en dos a tres años con perforación de pozos múltiples a partir de una plataforma, micro sísmica y perforación dirigida.
Las eficiencias en el fracking están también siendo trasladadas a otros países y en especial a Argentina. En este país, en la también prolija formación Vaca Muerta, los costos de perforación por pozo se indica que han bajado de 15 MMUSD a 8 MMUSD. Los acuerdos recientes llegados con los sindicatos de trabajadores para reducir cargas laborales y el escenario de precios planteado de 7.5 USD/MMbtu para 2018, 7.0 USD/MMBtu para 2019, 6.5 USD/MMBtu para 2020 y 6.0 para 2021 y de ahí desregularlos, están comprometiendo inversiones muy fuertes de varias empresas con pozos piloto para producir principalmente más gas natural. Sin embargo, en Argentina, los intentos pueden quedar en solo eso.
La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos al impulso de fuertes desarrollos tecnológicos y puede competir con nueva producción costa afuera y también costa adentro.
* Ex Ministro de Hidrocarburos de Bolivia. Actual Socio Director de Gas Energy Latín América
