¿Hasta dónde?
En el transcurso de la presentación del Oil Market Report correspondiente al mes de marzo, la Agencia Internacional de la Energía afirmaba que posiblemente la caída del precio del crudo había tocado fondo, de modo que la industria petrolera podía empezar a vislumbrar la luz al final del túnel. Por su parte, Goldman Sachs hablaba de brotes verdes.
En este clima de relativo optimismo, tras alcanzar un mínimo anual de cerca de 27 dólares en enero, el barril de Brent vuelve a cotizar ligeramente por encima de los 40 dólares, habiéndose revalorizado en casi un 48% tras encadenar cuatro semanas consecutivas de subida. Los fundamentos no han cambiado sustancialmente (la oferta sigue superando ampliamente a la demanda), pero el sentimiento dominante en los mercados sí lo ha hecho. Por dos motivos: primero, por las noticias que confirman que los bajos precios se están traduciendo en un descenso de la producción desde fuera de la OPEP, muy particularmente en EE.UU. y, segundo, porque existen ciertas expectativas de que a mediados de abril, en Doha, buena parte de los miembros de la OPEP, encabezados por Arabia Saudí, lograrán acordar con Rusia una congelación de su producción.
Si, como parece, los precios del barril han tocado fondo, cabe entonces preguntarse por el techo del actual rebote. Y en este sentido, muchos analistas advierten que, en buena lógica de mercado y al igual que sucedió con el rally fallido del año pasado, los precios sólo podrán subir hasta un nivel que no permita la reactivación generalizada de la producción del petróleo de fracking en EE.UU. Este tipo de crudo se ha convertido en un nuevo factor equilibrador del suministro global ya que su curva de extracción se ajusta a un ciclo temporal mucho más corto y manejable que la del petróleo convencional, de modo que si los precios hacen comercialmente viable su producción, esta puede trasladarse rápidamente al mercado. ¿Dónde se sitúa el umbral de rentabilidad de dicho petróleo? Pues, de acuerdo con un reciente informe de la consultora Rystad Energy, en el 2015 este variaba por barril entre poco más de 40 dólares para las shales de Bakken (Dakota del Norte) y algo más de 55 dólares para las shales del Permian Midland Tight (Texas), con valores intermedios para otros yacimientos actualmente en explotación (Eagle Ford, Permian Delaware Tight y Niobrara).
Un detalle interesante constatado en el estudio de Rystad es que del 2013 al 2015, los umbrales de rentabilidad del barril a boca de pozo han caído significativamente, de forma que en el 2013 estos eran, por ejemplo, de cerca de 95 dólares en el caso arriba citado de Texas y de unos 70 dólares en el de Dakota del Norte. Estamos hablando de una mejora de la eficiencia que entre el 2013 y el 2015 fue capaz de rebajar en 30-40 dólares los costes de extracción de cada barril. Y una mejora igual de espectacular ha ocurrido con el volumen medio de producción por pozo. Ciertamente, no hay nada como una buena crisis para reinventarse.
Los expertos se preguntan por los límites del actual rebote del crudo