La OPEP está permitiendo que sus volúmenes de producción se reduzcan para proteger el precio del oro negro. Su participación en el suministro global ha disminuido de forma constante desde el 42% de hace una década hasta apenas un tercio en la actualidad.
La disminución, por supuesto, refleja el aumento de la producción de petróleo en Estados Unidos. Sin embargo, el compromiso de invertir en exploración y producción por parte de los tres países del Golfo que contribuyen con la mitad de la producción de la OPEP -Arabia Saudita, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos- permanece intacto, según cuenta Simon Flowers, presidente y analista jefe de Wood Mackenzie, en la web de la firma.
La región ha sido una especie de refugio para la inversión en el sector de upstream en medio de la desaceleración generalizada. La inversión ha caído solo un 19%, de 83.000 millones de dólares en 2014 a 67.000 millones en 2018, mientras que la inversión mundial se ha desplomado un 40%.
La mayor parte de la caída se ha producido en Irak, donde las finanzas del gobierno se han visto afectadas por los precios más bajos del petróleo, e Irán, donde la incertidumbre geopolítica ha reducido el flujo de capital hacia el interior. Pero la inversión no ha disminuido en absoluto en Arabia Saudita, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos: la inversión se ha mantenido estable en 40.000 millones de dólares anuales. Dado que los costos del sector servicios han disminuido, esto indica que los niveles de actividad son elevados.
¿Dónde se invierte? Según Flowers, la mayor parte de la inversión se realiza en la expansión de la capacidad de producción de petróleo, área a la que se destinan 4 de cada 5 dólares invertidos. Irán e Irak tienen enormes recursos no desarrollados y un potencial de crecimiento significativo a largo plazo. Arabia Saudita, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos se están centrando en proyectos de zonas industriales abandonadas con grandes reservas alrededor de los campos centrales que ya están en producción. El campo Zuluf de Saudi Aramco es un claro ejemplo. La próxima fase de desarrollo duplica la producción actual de 600.000 barriles al día para 2023.
El desarrollo de estos recursos, según Flowers, tenderá a ser más costoso que en el pasado, pero los proyectos seguirán siendo altamente competitivos en términos globales. Los costos totales del desarrollo incremental de Zuluf son de aproximadamente 17 dólares el barril, según las estimaciones de Wood Mackenzie, por debajo de los proyectos de campo nuevos que no pertenecen a la OPEP y muy por debajo del mejor de los pozos petrolíferos de la cuenca Pérmica.
La transición energética y la amenaza de que la demanda de petróleo pueda alcanzar su punto máximo en los próximos 20 años está centrando la atención de los productores. Incluso los que producen a menor costo no quieren correr el riesgo de dejar el petróleo barato sin extraer. Hay un incentivo comercial para desarrollar reservas y estar en condiciones de vender en un mercado en el que el precio todavía está respaldado por una demanda creciente.
También se trata de recuperar la hegemonía del mercado. Kuwait está comprometido a aumentar la capacidad de poco más de 3 millones a 4,75 millones de barriles diarios (b/d) en 2040. Los Emiratos Árabes Unidos son igualmente ambiciosos, con el objetivo de elevar la capacidad de poco más de 3 millones b/d a 4 millones de b/d en 2020 y luego a 5 millones b / d en 2030. Arabia Saudita no tiene planes de aumentar la capacidad, pero invertirá para mantener los 12 millones b/d actuales, lo que la convierte en el mayor productor de la OPEP.
¿Necesita el mundo más petróleo del golfo? Según Flowers, “sí, aunque no ahora. La demanda del crudo de la OPEP se reducirá durante un año o dos más, hasta un poco menos de 30 millones de barriles /día. Más allá de 2020, pronosticamos que el mercado necesitará más petróleo de la OPEP, tal vez entre 5 y 6 millones de barriles / día adicionales para la década de 2030. Suponiendo una disminución en la maduración de los países de la OPEP, hay un crecimiento de volumen potencialmente importante para los productores del Golfo”.
Pero hay riesgos en la estrategia. El principal de ellos en el corto plazo es Estados Unidos. Wood Mackenzie prevé que el crudo de Estados Unidos agregará otros 5 millones de b / d para 2023, llevando los volúmenes a unos 10-11 millones de b / d para ese año. ¿Qué pasa si el Pérmico sigue sorprendiendo al alza? Los volúmenes de petróleo más ajustados empujarían los volúmenes adicionales de la OPEP para más adelante.
El otro pilar que apoya la inversión en capacidad es la demanda de petróleo. Wood Mackenzie espera que la tasa de crecimiento de la demanda se desacelere en los próximos años, pero que la demanda acumulada aumente en otros 10 millones de b / d antes de alcanzar un máximo a finales de la década de 2030. Una política ambiental más estricta y una penetración acelerada de los vehículos eléctricos más allá de las previsiones más optimistas son amenazas que podrían generar una demanda máxima.