El 27 de noviembre de 2014 fue celebrada en Viena la última reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en la que se decidió de no reducir el nivel de producción de petróleo acordado en diciembre de 2011, que entonces estableció una base de 30 millones de barriles diarios (bbl/d), y que fue respetada durante los siguientes tres años, lo que induce a pensar que los principales precios de referencia internacional del barril de petróleo (WTI, Brent y cesta de petróleos OPEP) podrían oscilar un tiempo más entre los US$ 60 y los US$ 70 el barril.

Arabia Saudita, principal productor de la OPEP y segundo en el ranking mundial, es el principal responsable visible de la inestabilidad del mercado petrolero, suministrando cerca de dos millones adicionales de bbl/d de petróleo a precios que oscilan entre US$ 50/bbl y US$ 60/bbl. Si bien es de pensar que se trata de una volatilidad de precios temporal, sólo la especulación reinante en EE.UU. y en Arabia Saudita saben por cuánto tiempo más continuará, considerando que a pesar de los conflictos bélicos de Medio Oriente las fluctuaciones de la oferta en muchos de estos países no empujaron los precios de modo ascendente.

¿Cómo impacta esta situación en EE.UU. y en Argentina?
EE.UU. es el principal consumidor y tercer productor mundial de petróleo, pero también es la principal potencia mundial en el desarrollo masivo de formaciones geológicas del tipo shale. En ese sentido, la actual inestabilidad del mercado con precios bajos atenta contra la rentabilidad de las empresas, considerando que en este país los costos operativos de los proyectos shale se encuentran próximos a los US$ 65/bbl. Por consiguiente, el incremento en los volúmenes remanentes de reservas comprobadas y en los niveles de producción de petróleo en EE.UU., así como el autoabastecimiento que tanto le cuesta alcanzar, podrían verse afectados en 2015 de continuar esta situación.

En la Argentina, desde el punto de vista de la balanza comercial, la situación se observa como muy favorable en materia de importación de crudos y principalmente de combustibles líquidos. Sin embargo, algunos analistas locales y extranjeros advierten que este escenario no resulta alentador para las inversiones en formaciones geológicas de explotación no convencional como Vaca Muerta por verse disminuidos los márgenes de rentabilidad, olvidando que las mismas se realizan en un período mínimo de cinco años (que es el tiempo que demanda la curva de aprendizaje) y que esta inestabilidad de precios en el mercado internacional es temporal y no podrá afectar inmediatamente los futuros y todavía lejanos proyectos de exportación de shale oil argentino. ¿Y por qué afirmamos que dicha volatilidad de los precios es temporal? Porque afecta negativa y directamente los ingresos fiscales de Rusia, principal productor mundial, y de los países miembros de la OPEP, a pesar que su principal potencia productora tiene el poder económico-financiero para sostener estos precios bajos por el tiempo que consideren necesario y por consiguiente haya demostrado poco interés en recortar la producción.

Vaca Muerta tiene, entre otras, una ventaja competitiva que es el espesor de la formación, que es en promedio de entre 250 a 350 metros, con muy buena riqueza orgánica y presión de reservorio. Esto le permite a las productoras que lo explotan realizar menos pozos para atravesar la misma cantidad de roca shale en comparación con Eagle Ford de EE.UU., que tiene un espesor que no supera los 100 metros, por ejemplo, para mencionar uno de los yacimientos no convencionales estrella del país del norte.

Los proyectos de explotación no convencional como el que desarrolla YPF junto a Chevron en la concesión Loma Campana y Loma La Lata Norte, en Vaca Muerta, fueron presupuestados con un precio de barril internacional que rondaba los US$ 100. Así como mencionamos que en EE.UU. el piso del precio del barril, según los especialistas no debería bajar de los US$ 65 para mantener la viabilidad de los proyectos no convencionales, en la Argentina este valor podría ser sensiblemente superior. Sin embargo, y como mencionáramos anteriormente, no se puede afirmar que las inversiones en Vaca Muerta se encuentran en riesgo cuando en la evolución de los precios internacionales del barril de petróleo de la última década se observan picos de volatilidad de los precios que siempre fueron temporales, sumado a ello que el reciente desplome afecta de forma negativa y directamente los ingresos y beneficios de las empresas públicas de la OPEP y de Rusia, éste último, principal productor mundial de petróleo.

En nuestro país el desarrollo masivo de formaciones que requieren explotación no convencional es aún incipiente, mientras que en EE.UU. lleva más de una década por delante. El proyecto conjunto de YPF y Chevron acumula alrededor de 200 pozos perforados, en su mayoría verticales, siendo este proyecto el más importante del país. Los costos por pozo son aún altos en comparación con los estadounidenses, sin embargo los mismos han mostrado una reducción significativa, incluyendo en la disminución de la cantidad de días de perforación durante el último año móvil. Por consiguiente, la combinación de una volatilidad temporal de los precios, de la curva de aprendizaje y de los beneficios impositivos en la importación de determinados bienes, fundamentales para el desarrollo de la explotación no convencional que aún no se fabrican en el país, no necesariamente aumentará más los costos de explotación no convencional de los proyectos ejecutados y por ejecutar en la cuenca Neuquina.

Por último, urge la necesidad de profundizar la optimización de los costos operativos por pozo y sustituir la mayor variedad posible de bienes y servicios importados, así como también continuar generando contratos que permitan la expansión de la economía y el autoabastecimiento hidrocarburífero en el transcurso del próximo decenio mediante compulsivas inversiones en la explotación no convencional de hidrocarburos.