Al mercado petrolero ha llegado el otoño: precios e impacto sobre la industria a corto y medio plazo

 

Nos preguntan sobre la evolución de los precios petroleros para este otoño pues bien podemos ir al grano: se mantendrán igual. Entre los 40 y 60 dólares el barril.

Bueno, seamos honestos. En realidad es una apuesta. Por más que apliquemos o apliquen las agencias especializadas modelos de predicción y estudiemos las variables económicas y geopolíticas en torno al mercado, resulta difícil dar con una predicción exacta. Casi nadie lo ha logrado, así que se trabaja con estimados. 

Si bien la crisis financiera en ciernes que puedan sufrir empresas medianas y situaciones concretas de descenso de producción por ineficiencias derivadas de mal administración política o financiera de las petro-rentas de países y empresas, podrían impulsar las cotizaciones por encima de los 50 dólares[1], también es cierto que los productores clave como lo son Arabia Saudita, Irán[2], Irak, Rusia y EEUU no dejarán de producir e incrementar su capacidad de producción compensando las caídas de Venezuela, Nigeria o de productores No-OPEP como Brasil o Colombia, entre otros. 

Las variables estudiadas[3] como la situación geopolítica en el arco euroasiático, la evolución macroeconómica, la evolución de las capacidades de producción de las empresas privadas y estatales, apuntan aún más a una estabilización del precio en forma ligeramente ascendente si la demanda se potencia en Asia[4] e Irán, Irak y Arabia Saudita deciden no cumplir con los acuerdos de congelamiento[5] que a un descenso hacia los rangos inferiores a los 40 dólares el barril[6].

Es posible que ya entrando el invierno veamos un repunte más cercano a los 65-70 dólares, pero aún es temprano para visualizarlo.

¿Qué puede cambiar esto? La explosión de la burbuja petrolera en EEUU, si se llega a consolidar con una gran capacidad de impago[7], desastres humanitarios de gran envergadura afectando la capacidad de consumo en el norte del planeta o en Asia o el derrumbe político de alguna monarquía en Oriente Medio. Como se puede ver, cosas muy especiales, pero nada que no pueda ocurrir. 

Así que si hay gobiernos o empresas que esperan el milagro de unos precios como un cohete rumbo a los 100 dólares el barril, pues eso, sería un milagro, pero como hemos visto en la historia económica del petróleo, los milagros existen y los ciclos también[8]. Así que mucha fe. La oración ayuda.

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[1] Casi todas las principales empresas han reducido sus gastos de capital. El sector servicio de petróleo está recortando costes. Esto significa que a futuro el potencial de suministro o la capacidad potencial de producción se mantendrá estancado llevando a una reducción de la producción de 5%-10% interanual. Los recortes de producción tanto en el ámbito convencional, shale y offshore ha sido mucho más rápido y enorme que lo esperado. Los inventarios por ahora ayudan a balancear el suministro mientras que la capacidad de refinación en Europa se ha reducido y se está estancando en EEUU.

[2] ¿Qué pasa con los sauditas y los iraníes? La OPEP se reunirá informalmente entre el 26 y 28 de septiembre en el marco del Foro Internacional de Energía en Argelia. Incluso manteniéndose la referencia de un congelamiento, el problema no está en el establecimiento del mismo sino en su cumplimiento. Es posible que se den los primeros acercamientos para poner orden en la competencia entre sauditas e iraníes, pero aún se está lejos de ello. Irán llegará dentro de poco a una producción de 4,8 millones de barriles diarios y se apresta para superarla, Irak a pesar de su guerra quiere seguir optimizando y expandiendo su capacidad de producción, aunque de cara a la OPEP acepta el sistema de congelamiento de cuotas. Solo entre iraníes y sauditas ha crecido la sobreoferta de la OPEP en 1 millón de barriles diarios. Irán va a por más, y está consiguiendo 25.000 millones de dólares adicionales para la reparación de sus sistemas de pozos. Los sauditas exportan 8,8 millones de barriles diarios con una producción de 10,4 millones de barriles diarios y un consumo interno de 1,6 millones de barriles diarios. Por otro lado, tiene cuantiosos inventarios para liberarlo al mercado de la mejor manera posible, así como pasa  con EEUU, China o Rusia bien en cuevas, bien en tanques terrestres, bien en tanqueros. Se espera que la OPEP incremente su producción en 1 millón de barriles diarios para el año 2017. La clave es saber si están en el tope de producción todos los actores principales involucrados, OPEP u No-OPEP. Congelar es lo de menos. Cumplir es que importa y quién quiere ser honesto bajo esta situación de presión fiscal  es la cuestión.

[3] Un otoño movido y su impacto sobre los precios petroleros: En otoño afrontaremos algunas tormentas políticas con impacto sobre la economía global y los mercados financieros. La recuperación de la economía global aún es débil aunque existen riesgos políticos que pueden perturbarla. Si bien en EEUU parece la situación estar controlada por Clinton, hay una sensación de desánimo entre la presencia de Trump y el rechazo de Clinton por no hablar de la debilidad del partido republicano. En este caso, la fortaleza institucional del país norteamericano resiste ante esta coyuntura. En Europa, el auge populista, el incremento de los riesgos de seguridad y la vinculación de ambas realidades a la crisis de refugiados están marcando la pauta. En Ucrania, por su parte está bajo el asedio de Putin quien asocia el conflicto a su proyección de cara a las elecciones parlamentarias de septiembre. En China, la difícil situación política podría incrementar la incertidumbre en Asia.

[4] Inventarios chinos. China se ha concentrado en acumular inventarios estratégicos de 511 millones de barriles a mediados de 2016 y ya ha cumplido con esa meta por lo cual se espera un descenso de su demanda en septiembre. Aún así, hay dudas pues China que no es muy transparente en cuanto a dejar conocer los datos de inventarios (el mercado trabaja por estimados de ventas, consumo y compras concretas), puede cambiar esos inventarios de estratégicos a comerciales con relativa libertad, por lo que hay estimados de que China podría liberar gradualmente parte de esos crudos o acumular otro tanto, tal como observadores del mercado chino apuntalan pues China está terminando de construir espacios para guardar 150 millones de barriles de petróleos como reserva comercial. Los inventarios chinos junto a los EEUU, Rusia y EEUU siempre juegan un papel importante pues su actividad de llenado son los que han logrado equilibrar positivamente al mercado aún cayendo la producción de Nigeria, Canadá o Venezuela.

[5] Rusia y Arabia Saudita no pueden controlar la producción de EEUU e Irán. La confrontación entre los sauditas e iraníes ha paralizado a la OPEP. Los problemas fiscales de Venezuela, Nigeria, Rusia y en menor medida Arabia Saudita, dificultan la implementación de los recortes de producción. Nadie quiere recortar.

[6] Los precios petroleros continuarán en la misma línea de ligera recuperación manteniéndose entre los 40 y 60 dólares el barril en gran parte por el restablecimiento paulatino del balance entre la oferta y la demanda compensando los retrocesos en países como el Norte de Irak, Canadá, Venezuela, Brasil y Nigeria, el ligero incremento que comenzará registrarse de nuevo en EEUU, así como los incrementos en Arabia Saudita, Rusia e Irán.

[7] ¿Y las empresas petroleras? Al caer los precios del petróleo en el año 2015 y no lograr la recuperación por encima de los 70-80 dólares el barril, las empresas petroleras no han podido generar suficientes ingresos para hacer frente a sus costes por lo cual han tenido que emitir deudas para cubrir parte de los mismos. La no recuperación del precio del crudo a corto plazo, la dificultad financiera para pagar los intereses y la misma deuda será enorme dificultando adicionalmente el pago de dividendos o peor aún acometer proyectos de exploración para elevar la capacidad de producción o reponer reservas. Entre las cuatro principales petroleras privadas del mundo, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, BP y Chevron hay una deuda de 184.000 millones de dólares duplicando la que tenían en el año 2014 (cuando era aún la temporada de vacas gordas con precios de 115 dólares el barril). Aún así, estas gigantes aseguran que están generando suficientes ingresos para afrontar en el 2017 su programa de inversión y sobre todo, lo más importante para los inversionistas, pagar los dividendos prometidos. Desde luego que más allá de las informaciones oficiales de cada empresa, hay dificultades. Ya durante el primer semestre de este año sus planes de desarrollo (ya recortados), sufrieron un recorte adicional de 40.000 millones de dólares. Para estas gigantes un precio que ronde los 70 dólares son buenas noticias, no para algunas estatales o las empresas petroleras medianas. Las empresas medianas si la están pasando mal. Desde las productoras de convencionales como Pacific Rubiales, hasta las más veteranas del fracking en EEUU, pasando por empresas como Repsol, todas ellas en una batalla por mantener saneadas sus finanzas, participar en el agitado juego de las adquisiciones y fusiones y no perder el paso en su tasa de descubrimiento y desarrollo. La posibilidad de impagos casi es un hecho en EEUU y si los precios no se suben a los 70 dólares veremos caras muy tristes en el entorno de los inversionistas. Algunos analistas incluso ya la están comparando con el estallido de la burbuja de las puntocom a principio de siglo.

[8] La tasa de descubrimiento y la realidad del petróleo convencional caro. La actividad exploratoria durante 2015 tan solo ha descubierto una décima parte de las reservas descubiertas en promedio desde 1960. Este año es probable que sea aún menor, pero aún hay varios proyectos que podrían compensar si dan buenos resultados. Este es un dato importante porque implica descubrir como la industria petrolera tendrá reservas suficientes para sustituir las que son extraídas para atender la demanda futura. Los exploradores/perforadores han llevado sus costes al mínimo con el descenso de los precios petroleros durante ese año. El resultado no puede ser más claro: 2.700 millones de barriles de reservas probadas fueron descubiertas durante el año pasado, el monto más chico desde 1947 de acuerdo a datos de Wood Mackenzie. En lo que va de año (julio 2016), tan solo se han descubierto 736 millones de barriles de reservas probadas. La consecuencia más clara de cara a futuro es que más allá del temporal boom del shale que no llegará sino hasta el año 2025 en el caso de EEUU, hay que sumar 10 millones de barriles diarios de producción para satisfacer el crecimiento de la demanda desde los actuales 94,8 millones de barriles diarios a los potenciales 105,3 millones de barriles diarios dentro de 10 años. Es decir, agregar 1 millón de barriles diarios de capacidad de producción partiendo de reservas probadas de calidades comerciales óptimas a la demanda de ese momento. El hecho de que haya inventarios globales basados en la producción rusa o saudita con posibilidades de suplir una caída de la producción, o que la tecnología shale se expanda, si se mantienen las actuales condiciones de consumo, esto no es suficiente. Años de baja inversión en la consecución de reservas convencionales no podrán ser sustituidas por la innovación tecnológica energética en el corto plazo. Lo intentará, pero no será suficiente. Para que eso ocurra debe lograr restituir algo más que 1 de los 20 barriles consumidos durante este año. Parece fácil pero no lo es. Es un constante desafío contra la geología. El gasto global en exploración tanto en estudios sísmicos como en perforación exploratoria ha sufrido un recorte de 60% durante este año respecto al año 2014 pasando de 100.000 millones de dólares a 40.000 millones de dólares y de acuerdo a las proyecciones del sector, es muy posible que se mantenga así hasta por lo menos el año 2018. Esto ocurre porque los presupuestos de exploración son fáciles de reducir en contraste con los de desarrollo por las características de su actividad y porque es fácil de levantar o suspender una vez iniciado hasta una nueva oportunidad. El resultado es menos perforaciones, aún con costes reducidos. En agosto de este año se perforaron solo 209 pozos que comparados con los agostos de 2015 (680), 2014 (1.167) e incluso 1960 (1.500), resulta un descenso sumamente importante. Los efectos se sentirán en aproximadamente 10 años y más vale que para cuando ocurra la demanda inteligente, diversificada o sostenible haga su trabajo y reduzca la presión sobre la de petróleo crudo. Se duda al respecto. Ciertamente no es una situación estática. Es factible que estos números se muevan a la recuperación pues la actividad exploratoria es lo más sencillo de manejar. La puedes paralizar pero la data recogida siempre estará allí y la oportunidad de mercado es el catalizador para reimpulsar el proceso cuando se presente de nuevo la factibilidad de una ganancia clara. Para algunas empresas, la brecha en el descenso de la actividad exploratoria de envergadura se sentirá con fuerza en el año 2040 y este descenso no solo será atribuido a los costes o presupuestos de la industria privada sino a las trabas e ineficiencias derivadas de las políticas o debilidades institucionales de los Estados “poseedores” de las potenciales reservas o con soberanía sobre las cuencas sedimentarias con mejores perspectivas. Este efecto se sentirá sin duda, con más o menor fuerza sobre la capacidad de producción y dependiendo de la demanda, impactará en las cotizaciones elevando así la actividad exploratoria y vuelta a comenzar. La industria petrolera global necesita invertir cerca de 1 billón de dólares al año para poder satisfacer una demanda que va creciendo a una tasa de 1-1,5 millones de barriles diarios y un declive de producción debido a agotamiento de las reservas de 5% al año.