El desarrollo de las tecnologías de fracking y el mantenimiento de un precio del petróleo elevado desde 2008 han fomentado en América del Norte la producción de hidrocarburos no convencionales (gas y petróleo), que hasta el momento eran demasiado caros de producir. En cinco años, desde 2008 a 2013, la producción de petróleo en Estados Unidos pasó de cinco millones de barriles diarios (mb/d) a 8,6 mb/d, y la producción de gas de 20 trillones de pies cúbicos (Tcf) a 24 Tcf, colocando al país a la cabeza de los productores de hidrocarburos en el mundo.

Pérdida de los mercados estadounidenses

La primera consecuencia de esta revolución ha tenido un alcance limitado. EE UU no disponía entonces de terminales de licuefacción de gas para exportar su producción, y la Constitución prohíbe, además, las exportaciones de petróleo. En un primer momento, los precios del gas se han desplomado en el mercado interior estadounidense, sin repercusión en los mercados mundiales. Por otra parte, la producción de petróleo crudo ha sustituido a una cuota de las importaciones. Sin embargo, este primer cambio ha afectado a la región MENA para la cual el mercado estadounidense representaba una parte importante de sus exportaciones: el 20% de las exportaciones de hidrocarburos del Magreb, un tercio de las de gas cataríes y más de 1,4 mb/d de petróleo saudí.

A diferencia de las exportaciones de petróleo pesado saudí, las exportaciones norteafricanas se han visto muy afectadas porque se componen principalmente de petróleo ligero, que ya se produce in situ en gran cantidad. Lo que resulta más inquietante para los productores de gas regionales es el impacto que ha tenido la producción de gas de esquisto en los mercados europeos. Las centrales eléctricas estadounidenses, en lugar de utilizar carbón, han empezado a usar el gas abaratado por la fragmentación del mercado y el incremento de la producción.

Estos volúmenes de carbón, cuyo precio, por tanto, ha caído, han sido a su vez absorbidos por las centrales eléctricas europeas en detrimento del gas. La demanda gasista europea, que ya había disminuido considerablemente debido a la grave crisis económica, se ha visto reducida en perjuicio de sus suministradores tradicionales, entre los que se encuentran Argelia, Catar y Libia. Por tanto, el impacto inmediato es en cierta medida limitado ya que los países del Golfo se pueden reorientar hacia los mercados asiáticos, y los países del Magreb sufren unos trastornos políticos que han reducido su producción y su capacidad de exportación.

La estrategia industrial de los Estados productores en peligro

El segundo cambio, por el contrario, es más problemático porque es más estructural. En la última década, los países productores de crudo desarrollaron con éxito su sector del refinado en detrimento de Europa y de EE UU, y se situaron más abajo en la cadena de valor para maximizar sus ingresos, crear más empleos y diversificar sus economías.

Esta importante expansión se realizó a costa de unas materias primas con precios subvencionados (petróleo y gas). El objetivo de esta estrategia también era garantizar la demanda. De este modo, surgieron numerosas cooperaciones en Asia y Europa fomentando las inversiones cruzadas en el sector. Ahora esta estrategia de integración vertical está siendo cuestionada. Los productores estadounidenses, al usar el gas de esquisto barato como energía primaria en sus refinerías, han invertido la tendencia. En el Magreb, el sector del refinado se ve amenazado porque al mismo tiempo sufre el descenso de la producción local. Egipto, por ejemplo, que disponía de la mayor refinería de petróleo del Magreb, ha visto cómo su producción ha disminuido un 28%.

¿Es Oriente Próximo menos importante?

Las tecnologías de fracking dan lugar a una mayor diversificación mundial de la producción de hidrocarburos. Las reservas técnicamente recuperables de petróleo de esquisto o de esquisto bituminoso representan el 10% de las reservas mundiales; el gas de esquisto representa el 32% de las reservas mundiales, y las cifras van en aumento.

Las cartas energéticas mundiales se vuelven a repartir. Aunque por ahora sea difícil reproducir el éxito estadounidense, el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en los mercados consumidores de la producción regional sería un verdadero desafío. Así, el desarrollo de los recursos de China, cuyo potencial es considerable, podría afectar a los mercados gasistas, aunque solo fuese fijando un límite de precios.

El país, que hoy importa 53 Gm3 de gas, debería triplicar sus importaciones de aquí a 2020, y se convertiría, por tanto, en un actor estructurador de los mercados mundiales. No todos los países cuentan con las condiciones que han permitido esta revolución en Norteamérica: recursos acuíferos, infraestructuras, formación geológica favorable, estructura legal para la posesión de recursos, presencia de actores innovadores y mercado del crédito, entre otras. Hasta ahora, los proyectos en Europa, cuando se han finalizado, han dado lugar a numerosas decepciones.

La propia China ha tenido que rebajar sus pretensiones y ha reducido su objetivo de conseguir una producción de gas de entre 60 y 100 Gm3 a 30 Gm3 de aquí a 2020. Por último, los países productores de la región también pueden desarrollar su potencial no convencional, que se considera importante. La producción de gas de esquisto podría cubrir el creciente consumo interno, o permitir paliar la disminución de los campos convencionales, como ha sucedido en Argelia. Un estudio reciente de la ARI (Arab Reform Iniative) muestra que existen importantes reservas de gas y de petróleo de esquisto en Libia, de gas de esquisto en Argelia (707 Tcf según la Agencia de Información Energética estadounidense), en Egipto y, en menor medida, aunque también son interesantes, en Marruecos o en Túnez.

Los recursos de Arabia Saudí también son enormes con un potencial de 645 Tcf, según Baker Hughes (comparable a las reservas convencionales probadas de Catar). Argelia, por ejemplo, ha anunciado un plan de desarrollo de 100.000 millones de dólares, así como numerosos incentivos fiscales, y espera producir 10 Gm3 de gas de esquisto de aquí a 2025 (la producción del país se cifra hoy en 130 Gm3). La empresa nacional Sonatrach realizó la primera perforación exploratoria en 2011. Sin embargo, son importantes los desafíos técnicos y financieros, como la dificultad de encontrar los volúmenes de agua necesarios. Por otra parte, la caída de la cotización del crudo no facilita las inversiones.

¿Hacia el fin de la OPEP?

Por último, esta disminución de sus cuotas de mercado repercute negativamente en la influencia de la OPEP. La estrategia del cartel consistía en controlar una parte suficiente de la producción mundial de petróleo para influir en su cotización mediante unas cuotas de producción. El poder de la OPEP ya está muy debilitado por las disputas internas debido al resurgimiento de Irak (que desea beneficiarse plenamente del incremento de la producción), y por la incapacidad de algunos países para mantener su nivel de producción o disminuirlo debido al aumento de su dependencia de los ingresos petroleros.

En su última reunión, el 27 de noviembre de 2014, el cartel decidió mantener su producción a pesar de la caída de los precios. Más allá de una estrategia cuyo objetivo era acabar con los proyectos competidores – y más caros– de petróleo y gas de esquisto, este acuerdo era quizás el único posible ya que algunos miembros necesitan demasiado los ingresos como para permitirse reducir los volúmenes de producción.

La carrera hacia Asia

Desde 2008, ante la crisis económica en Occidente, los países productores de hidrocarburos habían revisado su estrategia orientándose hacia Asia. Algunos se han asegurado cuotas en esos mercados mediante una estrategia de integración vertical y, otros, como Catar, han establecido contratos a largo plazo para el gas natural liquado (GNL).

La próxima llegada de la producción estadounidense a los mercados de gas y de productos refinados, que se beneficiarán de la apertura del Canal de Panamá, y el desarrollo de grandes proyectos gasistas en Australia y en el este de África, privan a los productores de los mercados norteamericanos y debilitan sus posiciones en los mercados europeo, asiático y sudamericanos, cercanos a la producción estadounidense.

La revolución de los esquistos ha aumentado la tendencia. Numerosos productores tradicionales o emergentes ven en Extremo Oriente su única salvación. Asia, que representaba el 54% de las exportaciones de petróleo crudo saudí en 2010, abarcaba cerca del 68% en 2014. Esta presión competitiva beneficia a los clientes asiáticos porque tienen más posibilidades de negociar los contratos, en detrimento de los países exportadores.

¿Hacia un aumento de los intercambios regionales?

Los intercambios regionales podrían beneficiarse de estos cambios radicales. Frente a las numerosas dificultades para financiar proyectos de exportación de GNL hacia Asia, Noble Energy, responsable de los descubrimientos de gas en alta mar en el Mediterráneo oriental, revisó sus objetivos dentro de un marco más regional. En el- Magreb, la cuota asignada de las exportaciones de los hidrocarburos procedentes del CCG ya es importante; en 2012, la región representaba el 16% de las exportaciones de crudo saudíes. Egipto, cuya producción de gas ha caído vertiginosamente tras la revolución y la paralización de las inversiones, ya recibe suministros del Golfo o de Argelia.

La caída del precio del crudo: ¿un último y desastroso revés?

El desarrollo del gas y del petróleo de esquisto ha influido en la caída vertiginosa de los precios los últimos meses. La cotización del crudo ha disminuido un 50% en menos de seis meses, y los precios del gas han caído más de un 30%. La mayoría de los contratos de gas en el mundo (el 73%) toma como referencia la cotización del crudo. Sin duda, la caída del precio es una buena noticia para los países consumidores de la región que pagan elevadas facturas energéticas. El FMI prevé que Túnez o Egipto ganen un punto de PIB en 2015.

También podría beneficiar a los grandes productores regionales, especialmente los del Golfo. Dado que el petróleo y el gas de esquisto son más caros de producir, se verán afectados por la bajada de los precios. Asimismo, el efecto previsible para los mercados financieros, que podrían revisar sus requisitos de crédito si muchas (demasiadas) empresas se encontrasen en dificultades, sería un freno para mantener la producción de hidrocarburos no convencionales. Oriente Próximo podría recuperar así su papel protagonista en la escena energética mundial. Sin embargo, el reequilibrio de los mercados mediante el juego de la oferta y la demanda, en beneficio de la producción de hidrocarburos convencionales, no es seguro. Los elevados precios de han contribuido a la destrucción de la demanda de petróleo, sobre todo por los programas de ahorro energético.

Por tanto, la coyuntura podría ocultar una reforma más estructural. Además, la producción de EE UU de hidrocarburos podría verse menos afectada de lo previsto, ya que la curva de los costes de producción ha mejorado considerablemente. La Energy Information Administration no prevé que la producción de crudo disminuya en el primer semestre de 2015. A corto plazo, los ingresos de los países productores disminuyen. En 2014, los ingresos de la OPEP cayeron un 14% con respecto a 2013, y se prevé que bajen un 48% (con respecto a 2013) en 2015. Estos países dependen en gran medida de los ingresos procedentes de sus hidrocarburos, que les permitieron frenar las protestas sociales y el efecto dominó de las revoluciones árabes.

La mayoría de los países de la región no logra equilibrar su presupuesto con un precio del petróleo inferior a 100 dólares. Solo los productores con una gran estabilidad financiera e instrumentos de estabilización (como los fondos soberanos) pueden enfrentarse durante un tiempo prolongado a la caída de precios. A finales de febrero, el Banco Central argelino alertó sobre la prolongación de la situación y anunció recortes en la financiación de proyectos públicos. Por otra parte, Francia, EE UU y sus aliados europeos advirtieron el 7 de febrero de la posible quiebra de Libia. A más largo plazo, la caída de los precios del petróleo afecta negativamente a las inversiones.

La Agencia Internacional de la Energía preveía en 2013 que la región MENA recuperaría su cuota en los mercados de hidrocarburos mundiales mediante unas inversiones del orden de 74.000 millones de dólares al año de aquí a 2020.