Efecto crudo. El shale oil y las consecuencias de la caída del precio

La explotación de combustibles no convencionales se desarrolló merced a la asistencia estatal y en períodos de precios sostenidos. El problema que se le presenta a la burguesía argentina para echar mano a los recursos de VM es que el Estado no está en condiciones de hacer ese desembolso.

Betania Farfaro Ruiz (OME-CEICS)

Vaca Muerta (VM) fue hasta hace poco la esperanza de salvación para la burguesía argentina. Hoy, con un barril en torno a los 50 dólares, el estado de ánimo trastocó en preocupación. A estos precios, las reservas no convencionales, que son más costosas, pierden rentabilidad. Galuccio admitió que en valores del barril por debajo de 84 dólares, la rentabilidad de VM es “marginal”. De hecho, la producción de YPF se sostiene gracias a los sobreprecios que el mercado interno paga. El precio del barril de crudo Medanito (crudo de Neuquén, liviano y de mejor calidad) se paga hoy cerca de 57,7 dólares a un precio internacional que oscila en torno a 50 dólares; mientras que el 2008 costaba 42 cuando en el mercado mundial estaba a 143.[1]

Las causas de la caída del precio son tres: un estancamiento en la demanda por la crisis y sus efectos sobre China, Europa y Japón. En segundo lugar, un contexto de sobreproducción por el crecimiento de la extracción en Estados Unidos, país que produce un 10% de la oferta, empujada por la explotación de los no convencionales (shale). A eso se suma la decisión de Arabia, el mayor exportador mundial y miembro más poderoso de la OPEP, de no reducir el bombeo. Las consecuencias comienzan a sentirse en el mapa global de los productores petroleros, como en Rusia, Irán y Venezuela, entre otros, y en el campo de la diplomacia internacional.[2]

Justamente, uno de los perjudicados es la industria de los yacimientos de shale en los EE.UU. Sobre todo, porque una gran parte de los operadores son pequeños capitales que no pueden soportar por largo tiempo la caída de la rentabilidad, como si pueden hacerlo las grandes (Exxon o Chevron). Entre octubre y noviembre de 2014, los pedidos de permisos de perforación y fracking cayeron entre 30 y 40% en todas las regiones: Eagle Ford (sur de Texas), Bakken (Dakota del Norte) y Marcellus (Pennsylvania), entre las más importantes.[3]

El caso yanqui es relevante debido a que es el país donde el shale alcanzó su mayor desarrollo. El análisis de su expansión, las bases sobre las que se asentó y la situación actual, pueden echar luz sobre las supuestas potencialidades de yacimientos similares, como VM.

Proteccionismo americano

 La explotación de recursos no convencionales es más costosa debido a los procesos para su extracción. Por eso si bien desde el siglo XIX se desarrollaron métodos modernos, no fue sino hasta mediados de los ’70 que se expandió su explotación, debido al drástico aumento de los precios luego de la crisis del petróleo de 1973. A fines de ese año, la OPEP decidió restringir exportaciones a los aliados de Israel luego de la guerra del Iom Kipur, mientras que el precio internacional se disparaba casi un 450%. Ante esta situación, una de las medidas del Estado yanqui fue buscar el desarrollo de otras fuentes de energía. En ese contexto, en 1977 se creó el Departamento de Energía, cuyos objetivos fueron principalmente dos: la puesta en práctica de programas de desarrollo e investigación a través del Gas Reseach Institute y la aplicación de políticas de transferencia de riqueza mediante distintos mecanismos.[4]

La adaptación e innovación de tecnologías a las condiciones particulares de estos recursos fue clave. La exploración se mejoró con el desarrollo de imágenes 3D. En la extracción, se adaptó la perforación horizontal y se desarrolló una técnica masiva de fracturación de grandes formaciones rocosas. Estas tres modificaciones permitieron abaratar parte del costo de producción, aunque no lo suficiente como para volver esta actividad rentable. Por ello, el gobierno implementó políticas de estímulo mediante precios diferenciales, ganancias mínimas garantizadas y créditos fiscales favorables a los operadores de pozo.[5]

En 1980, tras la segunda crisis del petróleo y la guerra entre Irán e Irak, se creó la empresa estatal Syntetic Fuels Corporation. Por su intermedio se articularon proyectos con grandes capitales privados, como el Colony Project II con Exxon-Tosco. Durante dos años el estado garantizó ganancias por 1.200 millones de dólares para la explotación de una formación no convencional en Colorado, pero un nuevo descenso del precio hizo excesivos los costos y Exxon abandonó el proyecto. La empresa continuó operando hasta su cierre en 1985. Durante cinco años destinó alrededor de 108.000 millones de dólares al desarrollo de explotaciones no convencionales. El nuevo derrumbe de precios en 1986 -el WTI pasó de 27 dólares el barril a 15- obligó a la administración Reagan a recortar los estímulos.

La batalla por el programa energético

Una nueva suba del barril a principios del siglo XXI, de 19 a 30 dólares, permitió reeditar las políticas aplicadas en el pasado. En el 2005 se firmó la Energy Policy Act, mediante la cual el Estado extendió beneficios impositivos y arrendó tierras públicas a bajo precio para fomentar la expansión de la producción de hidrocarburos no convencionales como el shale oil y el tight gas. La administración de Obama redobló los estímulos a sectores como el shale gas y energías alternativas con el fin de impulsar la economía interna. El desarrollo de estas actividades, bajo el amparo de los subsidios estatales, permitió abaratar el consumo energético interno y generar nuevos puestos de trabajo. Eso se produjo por el incremento de la oferta de gas, que permitió desplazar el uso del carbón como principal insumo de la industria eléctrica y reemplazar la importación de gas licuado. De esta forma, fomentada por el alza de precios desde mediados de la década y el apoyo estatal, la producción total norteamericana se recuperó. En gas trepó a sus máximos históricos y la producción de crudo aumentó casi un 44%, entre 2005 y 2013, si bien no alcanzó los volúmenes récords de los ’80.

Lo cierto es que pese a que la protección estatal fue clave para aumentar la extracción, el gasto para sostener al sector creció, sobre todo desde 2010. No solo el gasto, sino también lo que dejan de recaudar los estados petroleros. Por ejemplo, el fisco de Louisiana pasó de resignar un millón de dólares de impuestos a la extracción en 2008 a perder la recaudación virtual de 239 millones en 2010. Desde ese año hasta la fecha, el mantenimiento de los estímulos al shale en dicho estado significó resignar cerca de 1.200 millones en recaudación por impuestos no cobrados. En cuanto a las transferencias directas, solo como ejemplo, el Gobierno yanqui destinó en 2010 casi 3.000 millones de dólares para la explotación de shale oil y gas mediante la Administración de Energía y, por la vía del Departamento de Energía, 2.000 millones en el período 2012-14 en programas para la extracción de energías fósiles.[6]

Durante los últimos meses, la fuerte caída del precio generó incertidumbre y la necesidad de mayores recursos. Sin el apoyo estatal, la explotación pierde atractivo. En ese punto, el descenso del precio afecta no solo a los operadores en pozo sino también a las finanzas públicas que tienen que salir al rescate de esa actividad.

La situación actual y las perspectivas de VM

La producción de shale en EE.UU. entró en un impasse como ya había ocurrido en coyunturas similares de retracción en el precio. En esta situación, la posibilidad de volverla rentable en el corto plazo se desvanece. Grandes petroleras como Shell o la British estiman que recién en 15-20 años, con el probable declive de reservas convencionales, su producción podría ser viable económicamente. Aunque esto, solo si Medio Oriente y el norte de África alcanzan su pico de producción para ese momento y si las economías asiáticas siguen expandiéndose para sostener el consumo.

Pero en el largo plazo estamos todos muertos. Lo cierto es que en el corazón productivo de los no convencionales, su explotación se desarrolló merced a la asistencia estatal y en períodos de precios sostenidos. Su futuro está atado a que se mantengan los subsidios y que la crisis mundial no deprima más la demanda y los precios. Con el precio actual, no parecen tener la viabilidad prevista.

En ese punto, la situación de VM es aun peor. Los no convencionales en EEUU, aun cuando el desarrollo técnico permitió reducir costos, precisan no solo de la inversión de capital privado sino de importantes montos de financiamiento público. E incluso eso no parece alcanzar en momentos de sobreproducción. El problema que se le presenta a la burguesía argentina para echar mano a los recursos de VM es que el Estado no está en condiciones de hacer ese desembolso. Por eso se buscaron acuerdos con grandes petroleras, con el objeto de conseguir dólares para financiar a los capitalistas locales. La baja del precio pone un límite a este mecanismo de financiamiento, y muestra que la explotación en Argentina depende de la dinámica mundial del sector, que a su vez está supeditado a los tiempos de la crisis mundial. Aunque la baja, por un lado, puede reducir el déficit energético, se pierde el ingreso de dólares para subsidiar al capital ineficiente que acumula aquí. Otra vez, la apuesta a un sector que pueda reflotar mágicamente a la economía resulta en una ilusión, una fantasía de un sistema caduco.

1Bil, Damián y Farfaro Ruiz, Betania: “Vacas flacas”, en El Aromo, n° 81, 2014; La Nación, 30/11/14; http://goo.gl/mGHxpr.

2The Economist, 25/10/14, http://goo.gl/xRRctK y “Carne de cañón”, http://goo.gl/B4STtr.

3Reuters, 2/12/14, http://goo.gl/oJDfwu. También CNN, 8/12/14, http://goo.gl/MkfP5O; y 16/12/14, http://goo.gl/A28XyE.

4Wang, Zhongmin y Krupnick, Alan: US Shale gas development. What led to the boom?, RFF, 2013, http://goo.gl/cDBtvx.

5“Subsidizing oil shale. Tracing federal support for oil shale development in the U.S.”, 2012, http://goo.gl/WXbUL3.

6Ver http://goo.gl/YZnBrU y http://goo.gl/usJtGq; y EIA: Direct Federal Financial Interventions and Subsidies in Energy in Fiscal Year 2010, 2011; y Department of Energy. FY 2014 Congressional Budget Request, 2013.

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