El futuro de la industria del petróleo

En 2022, las inversiones mundiales en exploración y producción de petróleo y gas crecieron un 11%. En 2023, los primeros datos disponibles apuntan a un crecimiento adicional del 7%. En términos reales, descontada la inflación, el crecimiento acumulado en estos dos años se reduce a la mitad. El volumen absoluto de inversión está por debajo de 2020, el año de la pandemia, y aun lejos de los niveles alcanzados en 2019. No se invierte lo que se invertía.

En 2022, año de grandes beneficios para el sector debido a la crisis derivada de la guerra de Ucrania, las empresas dedicaron el 40% de sus ganancias a retribuir a sus accionistas a través del reparto de dividendos y la recompra de acciones. Es el porcentaje más elevado de los últimos 15 años, a lo largo de los cuales es fácil encontrar años de elevados beneficios en los que el petróleo superó los 100 dólares por barril. Altos dividendos y programas de recompra de acciones que se han mantenido a lo largo de 2023.

En octubre pasado se anunció la compra de Pioneer por Exxon Mobil por la bonita cifra de 60.000 millones de dólares. El anuncio fue seguido por el de la adquisición de Hess por Chevron por unos 56.000 millones. Ha habido más: Southwestern y Chesapeake han acordado su fusión para crear una empresa valorada en 17.000 millones y que será uno de los primeros productores de gas en Estados Unidos. El pasado diciembre Occidental adquirió Crown Rock, uno de los principales productores en la cuenca tejana de Permian, una de las más prolíficas de Estados Unidos, por once mil millones de dólares.

La moderación de las inversiones, el incremento de la retribución a los accionistas y el proceso de consolidación empresarial son tres respuestas a un mismo problema: la falta de oportunidades de crecimiento orgánico. Si una empresa trata ahora, en 2024, de iniciar el ciclo tradicional de un proyecto exploratorio de tres o cuatro años, seguido, en caso de ser exitoso, por un desarrollo cuyos plazos mínimos son del mismo tenor, iniciaría la producción como pronto en 2030, para mantenerla durante unos veinte años. El problema es que se espera que, en algún momento entre 2030 y 2050, la demanda de petróleo empiece a caer. Si la demanda baja y el precio cae, seguirás produciendo mientras cubras tus costes variables, pero la probabilidad de no recuperar tus inversiones será elevada.

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Ante esta falta de oportunidades de crecimiento orgánico, una posibilidad es no invertir y destinar la caja libre a retribuir a tus accionistas. Otra es acortar el ciclo inversor. Si compro una empresa hoy, puedo contar con su producción desde mañana. Ahorro entre seis y ocho años de tiempo, elimino el riesgo exploratorio —nadie te garantiza que tus sondeos exploratorios sean siempre exitosos— y aprovecho los 10 o 15 años próximos, en los que se espera que la demanda de petróleo sea todavía creciente y Arabia Saudí y Rusia se ocupen de mantener un precio razonablemente elevado.

Los sauditas necesitan financiar unos ambiciosos presupuestos que contribuyan a la modernización de su país y Rusia necesita financiar una guerra. Ambos quieren precios altos y están dispuestos a sacrificar parte de su producción. En el caso saudita cuentan con la convicción de que su coste marginal a largo plazo es el más bajo del mundo y, por consiguiente, el último barril de petróleo que se venda en el mundo será suyo. Rusia tiene costes más altos que los sauditas, pero sus necesidades bélicas son perentorias. El problema está en el resto de los socios de la OPEP. Por primera vez, Emiratos, siempre tan alineado con los sauditas, ha elevado su voz en contra de los recortes de producción. Angola, por su parte, ha abandonado la OPEP para no tener que aceptar una minoración de sus ventas.

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La razón por la que determinados socios de la OPEP deciden ir por libre vuelve a ser la misma. Si introduces en la ecuación una caída de la demanda de petróleo mundial y la consiguiente reducción del precio de petróleo, la optimización de tus ingresos pasa por maximizar tu producción y reducir tus inversiones, salvo que éstas se traduzcan en incrementos de producción a corto.

El refino, la comercialización de productos petrolíferos y la petroquímica constituyen la segunda parte de la cadena de valor de la industria del petróleo. En España no producimos petróleo, pero contamos con ocho refinerías y un potente sector químico. Nuestro refino es probablemente el más competitivo de Europa y su futuro está amenazado. La demanda de petróleo bajará porque el consumo de productos petrolíferos va a reducirse. La idea es electrificar el transporte. De no ser por la oposición a última hora de Alemania, los coches equipados con motores de combustión interna estarían prohibidos en Europa a partir de 2035.

La solución para la industria del refino pasa por prescindir del petróleo como materia prima. Una primera solución son los biocombustibles avanzados, sin afección a la alimentación humana o animal. De hecho, es ya posible en España consumir combustibles 100% renovables, tanto gasóleo como gasolina, en alguna red de estaciones de servicio. Su precio es equivalente a los productos de gama más alta, como la gasolina 98. Son combustibles de bajas emisiones. Cuando el hidrógeno empleado en su fabricación sea producido con electricidad renovable estaríamos acercándonos al cero neto.

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En el futuro, será posible ir un paso más allá, y emplear RFNBO (renewable fuels non biological origin) El origen conceptual de estos combustibles es capturar C02 y mezclarlo con hidrógeno renovable. Es posible fabricar desde metanol a gasolina, keroseno o gasóleo. Este tipo de combustibles, además de ser utilizados en el transporte, serían materia prima para la industria química, junto con el reciclado de plásticos y otras fibras.

Estos nuevos combustibles para el transporte tendrán que competir con la electricidad. En algunos casos, como en el transporte marítimo y aéreo, tienen las de ganar. En el transporte pesado por carretera las espadas están en alto. En turismos y otros vehículos ligeros, el pronóstico y el criterio político se han decantado por la electricidad.

Los coches eléctricos disponibles hoy en el mercado cuestan un 40% más que los coches de combustión interna. Es imprescindible además invertir millones de euros en una red de cargadores públicos y en la correspondiente ampliación de la red de transporte y distribución eléctrica. Se espera que los costes de las baterías se reduzcan gracias a las economías de escala derivadas de una producción masiva, lo que permitirá bajar los precios de los vehículos eléctricos.

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El aceptable precio de hoy de los biocombustibles puede crecer porque un incremento de su consumo puede provocar una escasez relativa de materia prima o por la introducción de hidrógeno verde —más caro— en su producción. El coste actual de los RFNBO puede cuadruplicar el coste de los combustibles clásicos. Sin embargo, se espera que las dos tecnologías básicas empleadas en su producción, la captura de CO₂ y la producción de hidrógeno verde reduzcan su coste gracias también a las economías de escala derivadas de su desarrollo. La ventaja de estos combustibles es que no hay que cambiar de vehículo ni hay que invertir en la red de distribución.

Nadie puede saber hoy cuál será la solución mañana. Dependerá de la evolución tecnológica y de la capacidad de las diferentes industrias para reducir sus costes y ofrecer alternativas que nos satisfagan a los consumidores, que somos los que con nuestras decisiones de compra determinaremos el futuro. Eso sí, si nos dejan, que no tiene pinta, porque nuestro gobierno lo sabe todo y solo maneja dos soluciones: electricidad renovable e hidrógeno verde. Lo demás, aunque sea una industria solvente y competitiva, no cuenta.