Abril Endonar
Si pensamos en un mapa global de costos y calidades, podemos decir que la industria del petróleo no tiene un solo “precio de equilibrio”: cada país combina tipos de crudo distintos, estructuras de costos propios y marcos fiscales que cambian el punto a partir del cual un barril deja de ser negocio. Aun así, distintos estudios permiten trazar rangos típicos de costos de producción por región y tipo de recurso, útiles para entender quién sufre más cuando el Brent cae y quién sigue cómodo incluso con precios bajos.
En general, el petróleo convencional de Oriente Medio se mantiene como la fuente más barata de oferta nueva, mientras que el shale, las arenas bituminosas y ciertos proyectos offshore complejos se ubican en la parte alta de la curva de costos. Para América Latina, el contraste es fuerte: Venezuela, México y Colombia aportan crudos pesados/medios con descuentos, mientras que Brasil, Argentina y Guyana ganan peso con crudos más livianos y competitivos.
La calidad del crudo determina en buena medida el atractivo comercial del barril. Un petróleo liviano y dulce (bajo en azufre) rinde mejor en refinerías y suele venderse con prima sobre referencias como Brent o WTI, mientras que los crudos pesados y agrios requieren más proceso y se comercializan con descuento. A eso se suman los costos de desarrollo y operación, que varían según se trata de yacimientos terrestres convencionales, shale/tight oil, offshore someros o aguas ultra profundas.
Organismos como la Agencia Internacional de Energía (IEA) y consultoras como Rystad Energy muestran que el costo de nuevos proyectos upstream oscila desde menos de 30 dólares por barril en el onshore de Medio Oriente hasta más de 60 dólares por barril en arenas bituminosas y ciertos proyectos no convencionales de alto riesgo. En el shale de Estados Unidos y Vaca Muerta, la curva de aprendizaje y las ganancias de productividad han comprimido costos, pero la inflación de servicios y equipos mantiene presiones alza en los últimos años.
La siguiente tabla resume, de forma simplificada, el tipo de crudo predominante en algunos grandes productores y un rango orientativo de costo mínimo de producción upstream por barril para que los proyectos no destruyan valor. Se trata de intervalos aproximados, basados en informes de IEA, EIA, Rystad y análisis sectoriales; campo por campo estos números pueden variar de forma importante.
Un punto crítico para interpretar estos números es distinguir entre el breakeven técnico del proyecto, el breakeven corporativo de la empresa y el breakeven fiscal del país productor. El primero alude al costo de desarrollar y operar un campo concreto; el segundo incorpora la rentabilidad esperada por el accionista, la carga impositiva y el costo financiero; el tercero refleja qué precio del barril necesita el Estado para equilibrar su presupuesto público.
En Oriente Medio, por ejemplo, Arabia Saudita combina costos de producción muy bajos con un punto de equilibrio fiscal elevado, ya que su nivel de gasto público exige precios del crudo mucho más altos que el costo técnico de extraerlo. En países como Venezuela o Colombia, la combinación de crudos pesados con descuentos, riesgo regulatorio y necesidades fiscales presiona alza el precio efectivo requerido para que el sector genere caja y aporte recursos al fisco.
Los rangos de costos citados se basan en una combinación de fuentes: reportes de la IEA sobre inversión global en upstream, estadísticas y FAQs de la EIA, estudios de costos de proyectos publicados por Rystad Energy y, cuando están disponibles, presentaciones corporativas de empresas y documentos regulatorios. La heterogeneidad de campos dentro de un mismo país hace inevitable trabajar con intervalos, por lo que estos números deben leerse como órdenes de magnitud y no como cotizaciones exactas de un proyecto puntual.
Además, las cifras evolucionan con la inflación de costos, los tipos de cambio, la disponibilidad de servicios petroleros y la curva de aprendizaje tecnológico, de modo que conviene revisarlas con cierta periodicidad frente a los últimos informes oficiales y de mercado. Para lectores e inversores, la lección central es que el mapa de costos global determina quién gana cuota de mercado cuando los precios suben, quién resiste cuando caen y qué países son más vulnerables a un shock de precios prolongado.
