¿Se termina 'la revolución del shale' en Estados Unidos? Qué consecuencias puede tener para el resto del mundo

Cuando el Decathlon, un petrolero de 274 metros de eslora, entró en la ciudad portuaria alemana de Wilhelmshaven el mes pasado, fue una prueba tangible del poder geopolítico estadounidense. Días antes había entrado en vigor un embargo de la Unión Europea sobre el crudo ruso, que amenazaba con perturbar aún más los mercados energéticos mundiales. Mientras el Decathlon descargaba su cargamento, el petróleo estadounidense llegaba justo a tiempo. La invasión rusa de Ucrania ha precipitado una crisis energética mundial, de la que Estados Unidos ha sido uno de los mayores beneficiarios. Como Moscú ha cortado los envíos de gas natural a Europa y las sanciones occidentales se han centrado en su petróleo, las exportaciones estadounidenses de ambos se han disparado. Unos 500 petroleros cargados de petróleo estadounidense han navegado hacia Europa desde febrero de 2022, según la empresa de datos OilX, lo que contribuyó a que las exportaciones de crudo de EE.UU. alcanzaran un récord el año pasado. Este hito marcó el apogeo de la revolución del shale oil -una transformación energética y tecnológica de 15 años en la que el fracking convirtió al mayor consumidor de petróleo y gas del mundo en su mayor productor. El rápido crecimiento del shale supuso un enorme estímulo para la economía mundial, al mantener bajos los precios de los combustibles, y permitió a Washington enfrentarse a sus rivales iraníes y venezolanos, ricos en petróleo, sin temor a las consecuencias económicas para sus votantes. El aumento de la producción de petróleo de esquisto contribuyó a calmar la volatilidad de los mercados de crudo, incluso cuando la Primavera rabe trajo agitación a los productores de Medio Oriente y estallaron nuevos conflictos en el norte de Irak y en la península arábiga, incluidos ataques contra la infraestructura petrolera saudita. Hoy, la flota de exportaciones estadounidenses de petróleo y gas que atraviesa el Atlántico ha contribuido a neutralizar la guerra energética de Vladimir Putin. La edad de oro del shale "ha devuelto a EE.UU. a lo más alto de la tabla en términos de importancia geopolítica", afirma David Goldwyn, exasesor de Barack Obama en materia de energía y director de Goldwyn Global Strategies, una consultora de Washington. "EE.UU. ya no está en una posición en la que tenga que preocuparse por el suministro físico de petróleo o gas... y eso le da mucha más libertad de acción en los asuntos internacionales". Además, la abundancia acumulada de oferta de shale en los últimos 15 años sigue protegiendo a los estadounidenses de los elevadísimos precios de gas natural y combustible que han sacudido a otras economías desarrolladas, dando a su industria una ventaja competitiva y a sus hogares más ingresos disponibles. Pero esa era transformadora está llegando a su fin, dicen los analistas, con consecuencias imprevisibles. Los altos costos y la escasez de mano de obra acosan ahora al sector del shale. Wall Street quiere que los beneficios se devuelvan a los inversores, no que se reinviertan en nuevas plataformas. Incluso con los precios del crudo a u$s 80 el barril, muy por encima del promedio a largo plazo, los productores de esquisto siguen temiendo derrochar capital. Para colmo, los nuevos pozos están produciendo menos petróleo. "La era del crecimiento agresivo del shale en EE.UU. ha terminado", afirma Scott Sheffield, CEO de Pioneer Natural Resources, el mayor productor de esquisto del país. "Definitivamente, el modelo shale ya no es un 'swing producer'". La actividad petrolera estadounidense no es lo que era; el ritmo de producción aumenta a un ritmo muy inferior al de los tiempos del boom. Hay escenarios en los que esto podría no importar: si la economía china sigue sin despegar y las exportaciones rusas de petróleo se mantienen sólidas, a pesar de las sanciones, los mercados petroleros deberían estar bien abastecidos. Y si la transición energética se acelera, el mundo puede arreglárselas sin el rápido crecimiento del suministro de petróleo estadounidense. De hecho, algunos ecologistas aplaudirán el menor crecimiento de los combustibles fósiles de un proveedor importante. Pero las señales de que los consumidores mundiales están perdiendo su sed de petróleo son escasas, a pesar de los esfuerzos de algunos gobiernos por descarbonizar sus economías y reducir lasemisiones. La Agencia Internacional de la Energía afirma que el mundo quemará otros 1,7 millones de barriles diarios en 2023, alcanzando una cifra récord de casi 102 millones de barriles al día. Goldman Sachs prevé un aumento de la demanda este año de 2,7 millones de barriles diarios, lo que hará que el precio del petróleo vuelva a superar los u$s 100 por barril. Analistas y ejecutivos advierten que, a medida que el orden energético mundial se desmorona, el mundo puede entrar en una fase de mayor volatilidad del mercado del petróleo. Será un problema para los países importadores de petróleo, pero una era de renovado poder para algunos, especialmente Arabia Saudita, Emiratos rabes Unidos y los demás petroestados que forman el grupo de productores OPEP. El shale se convirtió en la "capacidad de reserva fácilmente disponible que podía competir con la OPEP, creando lo que entonces llamamos el 'nuevo orden del petróleo'", afirma Jeff Currie, responsable mundial de investigación de materias primas de Goldman Sachs. "Hoy esa flexibilidad ha desaparecido, empujándonos de nuevo al 'viejo orden del petróleo' del dominio de la OPEP". Wil VanLoh, director de Quantum Energy Partners, uno de los mayores inversores de capital privado en el sector del shale, lo explica de otro modo. "El éxito de la revolución del shale adormeció al mundo", afirma. "EE.UU. le arrebató el control de los precios a la OPEP, porque nos convertimos en la única fuente de crecimiento de la oferta de petróleo a nivel mundial. Hasta que, de repente, todo eso cambió". Ningún lugar resume mejor la historia del shale que el yacimiento de Bakken, en Dakota del Norte. Entre 2010 y 2020, la producción de petróleo del estado se multiplicó por más de siete hasta alcanzar casi 1,5 millones de barriles diarios, más de lo que producen algunos miembros de la OPEP. Una economía agraria adormecida se transformó en una potencia energética. Convirtió a Harold Hamm -que apostó su granja a que podría extraer petróleo del frágil esquito de Bakken- en el petrolero más famoso de EE.UU., y en multimillonario. El colapso de los precios del petróleo en 2014 perjudicó al sector. Pero el desplome por la pandemia en 2020 fue casi fatal, desatando una ola de quiebras. Fue la primera señal de la vulnerabilidad del sector shale, y obligó al entonces presidente Donald Trump a rogarle a Arabia Saudita y Rusia que subieran los precios y le perdonaran la vida al sector petrolero estadounidense. La producción de Bakken se desplomó a poco más de 1 millón de barriles diarios y apenas se ha recuperado. En la primera semana de enero sólo operaban 39 plataformas en todo el yacimiento, frente a las más de 200 de hace una década. Continental Resources, la empresa de Hamm, ha salido a la caza de shale en otros lugares La Cuenca Pérmica, en Nuevo México y Texas, se ha convertido en el nuevo caballo de batalla de la industria petrolera estadounidense. En los últimos meses ha batido récords de producción y se ha consolidado como el yacimiento petrolero más prolífico del mundo. Los altos salarios han atraído a conductores, soldadores e instaladores de tuberías a las ciudades petroleras del oeste de Texas, como Midland y Odessa. Aun así, en general, la actividad petrolera estadounidense no es lo que era; el ritmo de producción aumenta a un ritmo muy inferior al de los tiempos del boom. "La era del crecimiento agresivo del shale en EE.UU. ha terminado", afirma Scott Sheffield, CEO de Pioneer Natural Resources, el mayor productor de esquisto del país. "Definitivamente, el modelo shale ya no es un 'swing producer'". Mientras Bakken y otros yacimientos aún estaban emergiendo, entre 2011 y 2014, la producción de crudo estadounidense aumentó alrededor del 15% anual en promedio. La producción se duplicó con creces en los 10 años transcurridos hasta 2019, hasta alcanzar un máximo de 13 millones de barriles diarios justo antes de que la pandemia hiciera retroceder la producción, ya que las empresas cerraron pozos, paralizaron equipos y despidieron a decenas de miles de trabajadores. En la actualidad, la producción se mantiene muy por debajo de los máximos alcanzados antes de la crisis y crece a un ritmo glacial, a pesar de 18 meses de fuertes precios del petróleo. La Administración de Información Energética (AIE) prevé que en los próximos 12 meses la oferta aumente en sólo 250.000 barriles diarios, un 2%, incapaz siquiera de seguir el ritmo previsto de aumento de la demanda de petróleo del país. La producción no volverá a alcanzar un nuevo máximo hasta finales de 2024. Algunos consultores creen que incluso esto puede sobrestimar el crecimiento, dada la reciente caída del número de plataformas en funcionamiento. A menos que la actividad se recupere, la consultora Energy Aspects afirma que las tasas de declive del esquisto se acelerarán el año que viene, "posiblemente incluso conduciendo a descensos interanuales absolutos" en la producción estadounidense. "Lo que antes se consideraba el motor del crecimiento de la oferta mundial podría estar tocando techo", afirma Amrita Sen, responsable de investigación de la consultora. Son muchos los vientos en contra que soplan ahora en el sector. Incluso en la Cuenca Pérmica, que durante la pandemia se convirtió en la única zona importante de crecimiento de la producción, los operadores afirman que los años de perforación desenfrenada han reducido la superficie disponible. Los mayores productores de la zona -Pioneer, Chevron, Devon Energy, ConocoPhillips y algunos más- aún disponen de un buen inventario de yacimientos de perforación de primer nivel, pero las empresas más pequeñas están agotando sus reservas. A diferencia de la producción de petróleo convencional, la producción de los pozos de esquisto recién perforados cae en picada tras un año de funcionamiento. Para mantener la producción estable cada año, las empresas deben seguir perforando más pozos. En los últimos 15 años se han perforado decenas de miles en todo EE.UU. Pero, según Morgan Stanley, "el rendimiento de los pozos y el inventario de perforaciones son preocupaciones emergentes" en el sector. El año pasado, por primera vez, el volumen promedio de petróleo producido por cada pozo nuevo fue inferior al del año anterior, estima la consultora Rystad Energy. Algunos republicanos y perforadores culpan a la administración Biden de desalentar la actividad, pero los cuellos de botella en la cadena de suministro son un lastre más tangible para el sector. Goldman Sachs afirma que la escasez de mano de obra sigue siendo "grave", y que la brecha entre puestos de trabajo y trabajadores se ha situado en torno a las 20.000 personas en los últimos meses. La necesidad de pagar salarios más altos ha contribuido al aumento de los costos; Enverus, una consultora de energía, dice que la perforación de pozos costó un 30% más el año pasado que en 2021 y espera que suba otro 12% en 2023. "Lo que antes se consideraba el motor del crecimiento de la oferta mundial podría estar tocando techo", afirma Amrita Sen. La perforación de un pozo promedio de esquisto costó solo u$s 7,3 millones en 2019, pero costará u$s 9 millones este año, según Rystad, mientras que el precio de perforar 100 pies ha subido de u$s 75.000 en 2020 a u$s 100.000. Algunas plataformas y equipos esenciales llevan meses sin mantenimiento y ahora necesitan una renovación. Incluso si tuvieran la voluntad y el capital para perforar más pozos, algunos operadores afirman que no podrían hacerlo rápidamente, dado el mal estado de algunos equipos y las limitaciones de mano de obra. Pero quizá el mayor obstáculo al crecimiento sea Wall Street. En los años de auge del shale, los operadores gastaron sistemáticamente más de lo que les permitía su flujo de caja, gastando decenas de miles de millones de dólares de capital externo para financiar sus campañas de perforación. La producción se disparó, pero el despilfarro provocó el éxodo de los inversores. Con la ayuda de la recuperación de los precios del petróleo, los operadores de esquisto dieron un giro sorprendente a su negocio: frenaron el gasto de capital y destinaron las ganancias inesperadas de un mercado boyante a dividendos y recompra de acciones. Esta transformación ha convertido al sector en el más rentable de S&P en los dos últimos años, pero a expensas del crecimiento. "Produjimos demasiado petróleo y competimos con la OPEP", afirma Sheffield, jefe de Pioneer. "De hecho, bajamos el precio entre u$s 20 y u$s 30 por barril en los últimos 10 años, en detrimento de la pérdida de toda nuestra base de inversores". El cambio, dice Sheffield, ha sido pasar de una industria que gastaba el 100% de su flujo de caja en aumentar la producción a otra que sólo reinvierte entre el 40% y el 50%, con el objetivo de crecer entre el 0% y el 5%. Tras una década de grandes pérdidas en el sector del esquisto, los inversores disfrutan del nuevo modelo y se resisten a hacer apuestas más arriesgadas en un sector con un mal historial y un futuro incierto en un mundo que se descarboniza. "Los inversores y las empresas casi no tienen ganas de volver a reinvertir más del 100% de su flujo de caja", afirma Arjun Murti, un veterano analista petrolero que ahora es asesor de Veriten, una consultora energética. "Estamos ante un ritmo de crecimiento más lento. Es una evolución significativa para los mercados petroleros". Lo que es bueno para Wall Street también lo será, en este caso, para Riad. Según Currie, de Goldman, el tibio crecimiento del esquisto forma parte de un periodo más amplio de infrainversión crónica en la exploración petrolífera mundial, y devolverá el poder del mercado del petróleo -y su peso geopolítico- a Arabia Saudita y sus aliados de la OPEP+. Con la descarbonización en el horizonte, los inversores están menos dispuestos a destinar fondos a proyectos largos y costosos que a menudo tardan años en dar sus frutos, como los que se desarrollan en las profundidades marinas, argumenta. En cambio, se han decantado por los llamados proyectos de 'ciclo corto'. "¿Y dónde están los proyectos de ciclo corto? En tres lugares: el shale de EE.UU., Rusia y Medio Oriente", dice Currie. "Eliminaron a Rusia por razones obvias. Ahora, con EE.UU. en dificultades, se pierde el segundo motor de crecimiento de los tres. Sólo te queda el núcleo de la OPEP: los países del Golfo de Medio Oriente". Puede que esto no sea un problema. Arabia Saudita, el pilar de la OPEP, ha sido a menudo una fuerza estabilizadora en los mercados mundiales del petróleo. En 2020, redujo drásticamente la producción para apuntalar los precios, ayudando a rescatar del olvido a los productores de shale y a otros productores. Pero este cambio deja el destino del mercado mundial del crudo en manos de países con los que Occidente mantiene una relación volátil. En caso de que esos productores decidan no aumentar su producción, por incapacidad o falta de voluntad, la única solución a los altos precios será un racionamiento de la demanda de petróleo, según los analistas, probablemente a través de una recesión, similar a la crisis de precios que sufrieron los consumidores europeos de gas natural el año pasado. Un indicio de lo que puede venir se vio el año pasado, cuando los precios del petróleo se dispararon a más de u$s 130 el barril después de que los tanques rusos entraran en Ucrania. Los operadores de shale se mantuvieron firmes en su contención de capital, a pesar de las repetidas peticiones de la Casa Blanca por un mayor suministro de petróleo. Fue un ejemplo del tipo de descubrimiento de precios [price discovery] que caracterizará a un mercado que carece de un proveedor que rivalice con la OPEP, sostienen algunos analistas. "[El mercado] subió hasta probar que algún pobre consumidor ya no puede pagar más, y creo que [ese nivel] lo encontramos en torno a los u$s 120 [el barril]", afirma Raoul LeBlanc, vicepresidente de productos no convencionales norteamericanos de S&P Global Commodity Insights. "Porque si la oferta no se iba a producir, entonces tenía que ir a la demanda. Y ahí es donde fue". Pero dejar que el mercado resuelva el problema no es una buena política -especialmente en EE.UU.- ni una geopolítica cómoda, sobre todo en una época de agitación sin precedentes. Ésa es una de las razones por las que el gobierno de Biden, que llegó al poder prometiendo tomar medidas enérgicas contra el fracking, ha pasado meses implorando infructuosamente a los productores de esquisto y a sus inversores que aumenten las perforaciones. También ha liberado millones de barriles de crudo de las reservas estratégicas, ha relajado las sanciones al sector petrolero venezolano y ha enviado diplomáticos a Riad para pedir más suministro. Desconectar a la economía mundial de los combustibles fósiles ayudaría a reducir también las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero, una ambición incluida en el programa de descarbonización de la administración Biden. Sin embargo, este planteamiento depende de que se invierta una tendencia centenaria de aumento constante del consumo de petróleo, a pesar de que los modelos de algunos analistas muestran que la política climática acabará con la adicción mundial a los combustibles fósiles. "Si... terminamos teniendo más sed de petróleo de lo que suponen las previsiones predominantes, entonces tendremos grandes problemas", afirma Bob McNally, exasesor de George W. Bush que ahora dirige Rapidan Energy Group. Sería una época de "oscilaciones de auge y caída que destrozarían la economía y desestabilizarían la geopolítica", añade McNally. "Es entonces cuando desearás más shale".

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Derek Brower y Myles McCormick

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