Una constante en el mercado energético es el cambio. Las empresas y Estados constantemente tienen que adaptarse principalmente a las variaciones en los precios del petróleo, gas natural y sus derivados.
Previo al 2008, las fluctuaciones del precio del crudo estaban asociadas a los eventos políticos de los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) -ultimo suceso 2011: Primavera Árabe y amenazas sobre el suministro-. Sin embargo, desde que el barril se ubicó por sobre USD 100 en abril del 2008, el precio del oro negro ha sufrido variaciones que para muchos expertos ya no son atribuibles exclusivamente a factores políticos que afecten a países del cartel. Desde entonces se ha buscado explicar –con mayor solidez– que las fluctuaciones y expectativas del crudo también tienen que ver con elementos de carácter geopolitico, pero también con los cambios en los niveles de inventarios reales de petróleo de las grandes empresas de la industria de los países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD).
La burbuja especulativa
En mayo de 2008 el barril se ubicó en USD 135 debido a cuatro causas: a factores especulativos en los niveles de inventario de las refinerías estadunidenses en el golfo de México afectadas por el huracán Katrina, a la debilidad del dólar de EE.UU, al acelerado crecimiento de la demanda China e India, y la elevada oferta de petróleo de algunos países productores.
De estas cuatro causas, la más influyente para la Agencia Internacional de Energía (AEI) fue el nivel de inventarios estadunidense; el cual se ubicó en 993 millones de barriles al día (mbd) el 30 de mayo de 2008, y representó una reducción del 3.3% respecto al 29 de junio de 2007 (1,027 mbd el máximo histórico entre 2004-2008). Esta importante reducción motivó a la AEI a iniciar una investigación ante la posibilidad de que el mundo comenzará a no tener suficiente petróleo a partir del año 2012. Dicha investigación tiene su origen en el viejo debate impulsado en 1956 por el geólogo estadounidense Martin King Hubbert, quien había pronosticado el “peak oil” global para el 2016.
Los miembros de la OPEP – mientras tanto – aseguraron en el mismo mes de mayo 2008 que “no había escasez de petróleo en el mercado”, recordando que los inventarios de los países de la OECD cuentan con niveles por encima de la media de los últimos cinco años. Además, los miembros del cartel poseen una capacidad de bombeo extraordinaria de 3 millones de barriles diarios (mb/d) para poner en circulación en caso de necesidad. Motivo de lo anterior, el grupo pronóstico para el 2008 un equilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo, esperando que la demanda China e India compensara la desaceleración de la economía de EE.UU
Contrastando, la AEI alertaba una posible escasez mientras que la OPEP preveía un mercado estable con buenas expectativas; todo ello a pesar de las presiones de los países desarrollados por los altos precios en junio de 2008. El cartel no aumentó su producción de petróleo para estabilizar los precios, sosteniendo que el mercado estaba bien abastecido y segaron a los inventarios como la causa especulativa del incremento de precios.
Mientras los inventarios estadunidenses continuaron reduciéndose hasta bordear los niveles mínimos históricos de 2004 (932 mbd), la producción mundial superó la demanda de crudo en 0.4 mb/d. Adicionalmente, la ratio de crecimiento de reservas probadas para producción (R/P), medida por la cual se cuantifica los años de petróleo que quedan a futuro se ubicaba en 45.3 años (3.7 años más que en 2007) de acuerdo con la empresa British Petroleum (BP).
Estas cifras desestimaban las preocupaciones de la AEI, y lo cierto es que se produjo una burbuja especulativa en torno al inventario estadunidense y la desaceleración de su economía debido a la crisis financiera 2008. De acuerdo con un estudio de Morgan Stanley (enero 2009) la burbuja fue causada porque el petróleo se consideró con un nuevo activo financiero debido a la interacción del mercado financiero y el de commodities. Tanto inventarios como reservas se consideraron inversiones a futuro con expectativas de mayores alzas en el precio. Esto viabilizó la especulación produciéndose un gran incremento de la demanda por petróleo – lo que sostenía la preocupación de la AEI –, y cuando esta demanda alcanzó su límite se produjo el proceso inverso, es decir estalla la burbuja y por consiguiente el descenso continuado de los precios hasta fines de diciembre 2008.
Aunque la OPEP estuvo siempre preocupada por la especulación no fue hasta el desplome del mercado en el ultimo trimestre de 2008 que tomó la decisión de recortar en 2.2 mb/d la producción del petróleo. Esto permitió, juntamente con inventarios reales cerca de los mínimos históricos de 2004, apuntalar los precios del barril al alza y estabilizarlos entre los USD 70 – 80 durante el periodo de 2010 – 2014 de la mano de la reactivación de las economías postcrisis financiera de 2008 y el incesante aumento por parte de las economías emergentes lideradas por China.
La sobreoferta petrolera
Lo cierto es que los precios altos, desde el shock de 2008 hasta el 2014, permitió que se beneficiasen tanto productores convencionales de petróleo como de shale oil; y aunque existieron preocupaciones por parte de la OPEP en junio de 2011 de que el suministro mundial de crudo comenzará a escasear y que los inventarios se drenarían -momento en el que el consumo superó la producción con una cifra récord de 5.53 mb/d- la realidad fue distinta.
El R/P se ubicó en 54.2 años en 2011 frente a los 45.3 años del 2008. Las reservas de inventario estadunidense empezaron a crecer por sobre los 1,000 mbd, mientras Estados Unidos, la Federación Rusa y Arabia Saudita (quienes consolidan el 40% de la producción mundial) empezaban a incrementar sus niveles de producción.
Es importante mencionar que hasta el 2013 el shale oil estadunidense tenía costos de producción por sobre los USD 60 el barril. Sin embargo, el gobierno de EE.UU ha logrado paulatinamente reducir estos costos hasta bordear los USD 40 en 2016 dentro de un criterio de autoabastecimiento energético, reduciendo su demanda por petróleo extranjero. Esto llevó a los miembros de la OPEP –liderados por Arabia Saudita– a reestructurar al alza sus cuotas de producción (2014), buscando producir más y bajar el precio del barril, lo cual convertía en inviable las cuotas de producción alcanzadas por el mercado del shale oil.
Sin embargo, esta inyección de crudo causó un desplome en los precios en diciembre del 2014 fruto de la desaceleración de la demanda por parte de economías emergentes asiáticas, y niveles de reservas e inventarios estables con un R/P de 52.5 años y 1,043 mbd (dentro de los máximos históricos). Lo anterior viene a demostrar que las preocupaciones respecto a un posible déficit mundial carecían de fundamento tanto en mayo de 2008 por parte de la AEI, como en junio de 2011 por parte de la OPEP.
El año 2015 se inaugura con un precio de USD 50 barril, lo que sepulta el debate sobre el “peak oil” pasándolo a el ámbito de la sobreoferta de crudo dentro de un mercado marcado por dos elementos: la carrera de producción que tiene lugar desde el año 2009 entre Rusia, Estados Unidos y Arabia Saudita; y la desaceleración de la economía global, la cual vuelve a mostrar indicadores preocupantes ya en el marco de la actual guerra comercial entre EE.UU y China.
La carrera petrolera geopolítica de EE.UU y Rusia
Estados Unidos y Rusia mantienen una guerra abierta en la producción de crudo que ha ido escalando año a año, tanto en sus niveles de bombeo como en el ámbito de su influencia en materia de política exterior (Ucrania, Siria, Venezuela…).
Estados Unidos, desde abril de 2015 bajo la administración de Obama, inició una estrategia política – petrolera en el Caribe que buscó quebrar el apoyo de determinados países de la Comunidad del Caribe (CARICOM) hacia Venezuela y consolidar las sanciones estadounidenses al régimen de Nicolás Maduro.
La estrategia impulsada desde la Casa Blanca a través de la Iniciativa de Seguridad Energética para el Caribe (CESI) tenía como objetivo competir con Petrocaribe, organización puesta en marcha por los entonces mandatarios Hugo Chavez y Fidel Castro en 2005, y de esta manera reducir la dependencia que las pequeñas islas de la región caribeña tienen del crudo venezolano.
Sin embargo, desde la llegada de la administración Trump y la agudización de la grave crisis económica y política venezolana, los países caribeños han visto menguar el apoyo tanto estadounidense como bolivariano. En el marco del actual recorte a programas de ayuda a países extranjeros, Washington redujo a 4.3 millones de dólares el monto destinado a potenciar nuevas fuentes de energía en el Caribe. En paralelo, las cada vez más reducidas finanzas de PDVSA han obligado al régimen de Maduro a recortar los gastos de la diplomacia petrolera venezolana.
En cualquier caso, el espacio energético que antes llenaba Venezuela está siendo ocupado desde 2015 por otros actores como la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNUDI) y Rusia, quien ha realizado varios envíos de combustible a Cuba supliendo suministros que Venezuela no pudo cubrir.
De esta manera Rusia ha expandido su influencia por el mundo utilizando el petróleo como herramienta geopolítica y desafiando los intereses de Estados Unidos. Sin embargo, es una estrategia que también pone en riesgo a la misma Rusia pues presta dinero y hace acuerdos en economías turbulentas y climas políticos inestables. Un ejemplo de esto es el caso de Venezuela, donde Rusia y sus empresas estatales de petróleo ya han prestado e inyectado, desde la llegada del Comandante Hugo Chávez al gobierno, más de 17.000 millones de dólares en los últimos 20 años. Gran parte de los préstamos e inversiones de Rusia se han canalizado a través de Rosneft, el gigante estatal de petróleo y gas dirigido por el aliado de Putin, Igor Sechin, muy conectado con el establishment bolivariano.
Rosneft, además de en Venezuela, se ha involucrado en varios países con situaciones políticas algo delicadas a nivel internacional. Casos como Cuba, Egipto o Vietnam, entre otros países de importancia estratégica al este del Mediterráneo y en África, son claros ejemplo de sus lógicas de inversión. Sin ir más lejos, Rosneft está operando e influyendo económica y políticamente en el norte de Irak por medio de grandes transacciones de petróleo y gas natural en territorio kurdo. Además, busca competir por el control de los yacimientos petroleros de Irán mientras asistimos a nivel internacional a una escalada de tensiones entre Teherán y Washington.
Dentro de esta contienda geopolítica se suma la decisión del presidente Donald Trump de retirar las tropas estadounidenses de Siria y Afganistán. El vacío de poder resultante con gobiernos claramente mantenidos con el apoyo externo estadounidense seguramente conducirá a una escala de tensión en la zona, incrementado por los intereses geopolíticos israelitas en Oriente Medio. Sin duda, los bloqueos económicos sobre Irán, las amenazas bélicas sionistas, el conflicto interno en Siria y las agresiones sobre territorio kurdo en distintos países podrían conllevar que los precios del petróleo se disparen, especialmente si Irán procediese con su amenaza de bloquear en algún momento el Estrecho de Ormuz.
Mientras que Rusia lleva mucho dependiendo de Rosneft y Gazprom para financiar sus programas gubernamentales y sociales, los Estados Unidos reestructuran su economía buscando impulsar el sector privado y su independencia energética del cartel de la OPEP y cualquier otra nación que afecte a sus intereses.
El “shale oil” estadounidense, el rival de la OPEP+
A esta carrera se suma el reimpulso a los proyectos de shale oil apoyados principalmente por el gobierno de Donald Trump, lo cual ha frenado las pretensiones de la OPEP de impulsar un alza de los precios. El shale oil estadounidense – en términos de producción – ha aplastado las expectativas del mercado, ubicando al gigante norteamericano en el primer lugar a nivel mundial en 2018 con casi 12 mb/d.
El shale oil estadounidense ya no es tan costoso como hace cinco años. En 2018 representó alrededor del 60% de la producción total de EE.UU con un costo de producción por barril entre USD 43 – 48 de acuerdo con la empresa noruega Rystad Energy. Esto ha permitido: mantener precios bajos en sus derivados de petróleo para el consumo impulsando la industria refinadora de EEUU, aunque los márgenes de ganancia en la venta del shale no poseen los mismos niveles de beneficio como hasta el 2014. Las empresas aun se benefician al incrementar sus niveles de inventarios con petróleo importado (como el venezolano) a bajo precio y posteriormente venderlo en el mercado de futuros.
Sin embargo, esta estrategia del gobierno de Trump ha llegado a su punto máximo. Según la empresa texana Anadarko y la anglo-neerlandesa Royal Dutch Shell, después de años de inversiones en shale es momento de congelar o recortar presupuestos y transferir las ganancias a los inversores. La razón principal es que recortar los costos de producción del shale requieren una nueva inversión que tomaría entre 12 a 18 meses ver a sus beneficios. Este periodo de tiempo para muchos inversores no es atractivo, pues implica esperar y genera dudas tomando en cuenta la guerra de precios entre la OPEP y productores de shale que sucedió entre 2014-2016.
Fruto de lo anterior, la OPEP y Rusia acordaron una reducción de la producción petrolera de 1.2 mb/d desde enero de 2019 por seis meses, buscando hacer sufrir a la industria del shale con un periodo de bajos ingresos, al reducir sus ganancias por ventas de petróleo importado en el mercado de futuros durante el primer semestre.
Aunque muchos analistas piensan que disminuir la producción de los países de la OPEP+ (incluye Rusia) es suficiente para aumentar los precios en el corto plazo; para otros como es el caso de Forbes en enero 2019, opinan que el shale va a crecer a un ritmo exorbitante beneficiándose del recorte de la OPEP+ en el corto plazo con precios altos como entre 2008-2014, lo que permitirá una nueva reducción de sus costos de producción en el mediano plazo. Lo anterior iniciaría nuevamente una guerra de precios entre el shale oil y la OPEP, que para Arabia Saudita y Rusia sería una ronda interminable de recortes en sus cuotas, mientras la producción crece fuera de su control a un ritmo mayor del que crece la demanda global por petróleo.
Morgan Stanley y Goldman Sachs (enero 2019) estiman que de mantenerse los niveles de producción de shale oil es poco probable que los precios en el 2019 lleguen a niveles de USD 70 por barril (escenario no deseado para los miembros de la OPEP). Aunque habrá que esperar a finales del primer semestre del año y ver si EEUU endurece las sanciones contra Irán, si la OPEP+ realiza una extensión a su acuerdo temporal o si los Estados Unidos excede la capacidad productiva saudí (infraestructura industrial de explotación petrolera).
La situación ideal para la mayoría de los miembros de la OPEP es un precio estable de mercado en el rango de USD 70 - USD 90 el barril. Esto implica la posibilidad cubrir las obligaciones fiscales nacionales, pero no tan alto como para estimular la inversión en fuentes de combustible y tecnologías que compiten entre sí, especialmente los renovables y los automóviles eléctricos de acuerdo con British Petroleum. Sin embargo, durante el año pasado las sanciones a Irán, la crisis económica de Venezuela y la repentina salida de Qatar de la OPEP han servido para socavar la capacidad de fijación de precios del cartel.
La OPEP+, que representa el 55% de la producción mundial de petróleo, ha tenido dificultades para cumplir con sus responsabilidades como "estabilizador de mercado". Arabia Saudita en particular, siendo el productor mundial de “swing”, es quien puede aumentar o disminuir el suministro con costos mínimos de producción, pero no ha logrado implementar los recortes necesarios para mantener el petróleo alrededor de USD 70 barril desde el 2015.
Si bien Arabia Saudita está decidida a proteger sus aspiraciones de precios al realizar recortes sustanciales de producción, no hay claridad respecto a sus aliados en el ámbito político y productivo. A nivel político, la OPEP eximió a Venezuela, Libia e Irán de realizar recortes de producción dentro del acuerdo de Viena en diciembre 2018. La decisión en el caso de Venezuela y Libia obedece a los problemas que ambos países atraviesan para mantener sus niveles de producción. En cuanto a Irán, la exclusión se da por el peso de las sanciones ya impuestas por Estados Unidos para obligarla a frenar sus supuestos programas nucleares y de misiles, así como su apoyo a determinadas facciones políticas en Yemen, Líbano y otros territorios del Medio Oriente.
En el ámbito productivo los socios no OPEP –principalmente Rusia y México– muestran poca claridad respecto a su posición productiva. Los datos muestran que en el caso de Rusia se aumentó la producción de petróleo en diciembre a un récord cercano a los 11.5 mb / d, y no está claro ni cuándo ni cuánto se reducirá.
En este contexto, el 2019 arranca con tres macro productores (Estados Unidos, Arabia Saudita y Rusia) con una oferta que se reajustará de manera gradual debido a que la demanda está afectada por un esquema mixto: los consumidores esperan que se mantenga la caída de los precios del cuarto trimestre del 2018 y la economía global vuelve a mostrar claros signos de desaceleración.
Arrancamos el año 2019 con un mercado con exceso de oferta petrolífera. El 2018 cerró con una producción de 100.87 mb/d y los niveles de inventario mundial se ubicaron en 3,948 mbd (segun la AEI) que se ve agravado por la desaceleración económica y el riesgo de una recesión mundial. Las importaciones de China e India no han sido suficientes para compensar la caída del consumo en otras economías emergentes, esto implica que aún más presión a la baja sobre los precios. Lo único que puede aliviar un poco estás tensiones es la firma de un acuerdo entre EEUU y China que ponga fin a la guerra de aranceles, lo que permitiría suavizar las alertas sobre el grado de desaceleración de la economía y, por extensión, sobre su impacto en las cifras de demanda de crudo. Se estima que en 2018 el consumo de petróleo cerró en 100 mb/d de acuerdo con la OPEP, y que el crecimiento de la demanda en el 2019 será – según la AEI – ligeramente mayor a 1.4 mb/d, principalmente debido a que se presume que los precios promedio estarán por debajo de los niveles del año anterior.
Mientras tanto, los refinadores se enfrentan a un año difícil. La capacidad de procesamiento aumentará en 2.6 mb/d, el mayor crecimiento de las últimas cuatro décadas, mientras que los márgenes ya están presionados por este supuesto exceso de oferta ante una débil demanda.
Los cambios en las regulaciones de combustibles marinos con los que procederá la Organización Marítima Internacional en 2020, el cual limitará a un 0.5% la presencia de azufre en los combustibles marinos (actualmente se limita a 4.5%) son otro gran problema para algunas compañías que refinan principalmente crudos pesados que tienen normalmente un alto contenido de azufre. Estas compañías refinadoras y productoras deberán encontrar puntos de venta para el combustible no deseado con alto contenido de azufre y para el crudo deseado.
Para todos los players de la industria -en sentido ascendente y descendente- se prevé un año 2019 duro y de reacoplamiento de la industria para el siguiente ejercicio.
En conclusión, el mercado del crudo se consolida con tres eventos para el 2019:
- El primero es que el peak oil pronosticado en algún momento para el 2016 ha quedado desestimado principalmente por los hallazgos de nuevos yacimientos y la producción del shale oil.
- El segundo es que las afectaciones al precio del petróleo por eventos políticos de países miembros de la OPEP no en todos los casos tienen efectos sostenidos de corto plazo, pero si en el mercado de futuros. Esto es debido a que no todos los países OPEP cuentan con la capacidad instalada para aumentar sus niveles de explotación de forma inmediata. Un ejemplo de esta realidad es Venezuela, quien posee el 17.9% de reservas probadas de crudo (las mayores del planeta) y explota actualmente alrededor de 1.3 mb/d (1% del suministro mundial) pese a contar con una capacidad instalada de 4 mb/d. Un cambio de gobierno en dicho país no implicará que se recupere la capacidad de producción de manera inmediata. Sin embargo, un cambio en la política de compra del crudo venezolano por parte de EEUU claramente afectará el mercado de futuros.
- El ultimo evento es el auge de la producción shale oil en EEUU, lo cual hará que los precios del petróleo continúen en una montaña rusa volátil como durante el 2018. Los precios futuros del barril WTI (mercado de futuros) probablemente se mantendrán por debajo de USD 45 el barril mientras que el Brent se cotizará en el rango de USD 50 – USD 60. En lo que va del 2019 los precios del petróleo fluctúan en un 5% día a día lo que refleja un nivel sin precedentes de volatilidad.
Estos tres eventos serán fundamentales junto con las expectativas de oferta basada en proyectos financiados en años anteriores de los tres macro productores, además de la demanda basada en el desempeño económico y los factores geopolíticos definirán los precios del petróleo para el 2019.
La pregunta que se abre a partir de aquí es si es probable que los fundamentos económicos, tecnológicos y geopolíticos detrás de estas tendencias de precios cambien dramáticamente en los próximos 12 meses. En todo caso lo que hasta ahora esta claro claro es el factor influyente de la agitación geopolítica entre EE.UU, Rusia y Arabia Saudita. En este sentido, los mercados petroleros de 2019 deberían parecerse mucho a los de 2018: volátiles, cíclicos e impredecibles, con una tendencia a la baja si la recesión mundial golpea. 
No hay comentarios:
Publicar un comentario