EE. UU., la OPEP y Rusia: impacto sobre los precios durante el 2018

Observando el panorama que describimos más abajo: los precios para el año 2018 se ubicarían entre los 50 y 70 dólares el barril, pero con más probabilidad entre los 55 y 65 dólares el barril en promedio anual para luego subir a partir de noviembre del año entrante al nivel de 70 dólares el barril. El repunte más allá de los 80 dólares lo podemos esperar a finales del 2019.

¿Por qué?

Todos en la industria petrolera quieren un precio ideal que no distorsione el equilibrio de mercados y que garantice que la demande se mantenga fuerte.

Luego de la crisis financiera de 2008, Arabia Saudita consideró que el preció adecuado era de 75 dólares por barril y trató de focalizarse en esa meta entre 2009 y 2010. 

Luego apareció el impacto de la llamada Primavera Árabe y sus riesgos sobre el resto de los países árabes, especialmente los del Golfo Pérsico. 

En ese momento, los sauditas revisaron su meta y la llevaron a 100 dólares por barril. El logro de dicha meta y la permanencia por varios meses de esas cotas de cotización como piso, estimuló la oferta no convencional de hidrocarburos.

En el primer semestre de 2014, el impacto se reflejó en la oferta de EEUU superando su tasa de crecimiento al promedio mundial[1]. A partir de ese momento el techo ya no era sostenible y comenzaron a caer los precios sin conocerse todavía el piso deseado en el marco de una guerra de precios liderada por los sauditas. 

A principios de 2016, las cotizaciones bajaron de la cota de los 30 dólares el barril provocando la reacción de los sauditas. Su primera señal de rendimiento. Comenzaba así el esfuerzo por recuperar las cotizaciones para llevarlas ligeramente por encima de los 70 dólares el barril. La guerra no podía llegar tan lejos.

Por el lado del consumo, gran parte del intento de reequilibrio se basó en un crecimiento de la demanda de petróleo más fuerte de lo esperado en un contexto de desempeño económico mundial más sólido. En gran parte la caída de los precios entre 2014 y 2015 tuvo sus efectos en el crecimiento de dicha demanda y eso impactó en el repunte de 2017.

Aún con precios por encima de los 60-65 dólares el barril, es factible que la demanda se mantenga si el desempeño económico sigue sólido. Igualmente, durante los próximos 3-5 años el impacto de la entrada de coches eléctricos no será tan elevado, aunque si ligeramente creciente para luego despuntar y afectar al mercado de los combustibles para automotores con mucha fuerza. 

Los problemas para la demanda se podrían presentar a partir de los 80 dólares por barril aún con desempeño económico sólido.

Por el lado de la producción, el enfoque principal está en la resistencia del shale americano a determinadas cotizaciones. Mientras más suba la cotización más oferta americana petrolera hay. El shale es el que está poniendo piso y techo en el precio del petróleo por varias razones. La principal está en que el ciclo de inversión del shale americano es relativamente corto pues el espacio entre la decisión de inversión final y el primer barril de producción es apenas equivalente a una fracción de los campos offshore convencionales o de aguas profundas. Dichos proyectos tienen una baja intensidad de capital en la medida que la inversión requerida para incorporar nuevos yacimientos de shale en la oferta es una fracción del coste de pozos convencionales en tierra. Los productores de shale dependen en gran medida de los mercados financieros estando muy apalancados por lo cual están muy expuestos a los cambios en las condiciones del mercado crediticio y esa en parte es una desventaja.

Aún así, estas características permiten a los productores de shale ser más flexibles a los movimientos de precios, pero desde hace un tiempo el sector financiero y logístico americano viene haciendo ajustes que van reduciendo dicha flexibilidad. 

El sector por su misma flexibilidad apenas se está acomodando y se dan múltiples casos de destrucción de capital, fusiones y adquisiciones que tienden en ocasiones a la reconcentración o difuminación de empresas. 

Al ser el del shale un grupo de productores tan diversos resulta difícil que puedan actuar como actores racionales más allá del libre mercado en el contexto americano. 

Esto es lo que hace difícil para los productores OPEP y no OPEP, ajenos a Norteamérica, la conducción de una estrategia que sepa medir el impacto del precio sobre la producción shale. El precio es la clave, pero el shale ha reaccionado de distintas formas con distintos precios.

El precio que más suena como piso para una creciente y floreciente industria del shale es 50 dólares el barril, pero el óptimo está precisamente hacia donde se prefiere dirigir las cotizaciones desde la OPEP y Rusia, es decir, la banda de 60-70 dólares el barril llevando a crecer la producción anual entre 700.000 y 1 millón de barriles diarios para el año 2018-2019. 

El consenso, no obstante, es que aún a esos precios se inicie la ralentización de este crecimiento a partir de finales del año 2019 y comience el declive en algunos campos shale en el año 2020 fortaleciendo así la posición de productores de crudos convencionales en el campo de la oferta de hidrocarburos.

Ese es precisamente el juego de la OPEP. Permitir esta aceleración del crecimiento, dejarle jugar el rol de swing producer pero sin afectar demasiado el precio de tal forma que las finanzas de los principales exportadores OPEP e incluso las de la economía global no se vean afectadas de un lado y otro. Está claro que necesita una compensación entre el aumento de la cuota de mercado y el logro de mayores ingresos. 

Aún sin más shale, la oferta petrolera tendrá un crecimiento de más de 2 millones de barriles diarios de los productores no OPEP, mucho más que el crecimiento de la demanda proyectada

No hay que olvidar que existen otros productores no convencionales que también saben aprovechar la subida de los precios, como las arenas de Canadá, Venezuela (si estuviera bien en términos corporativos y de inversión), la producción agua profunda en México o el subsal de Brasil que también podrían encontrar formas de reactivar su producción más costosa. 

No todo es el shale. La única diferencia respecto al shale de esos otros tipos de producción es que el ciclo de inversión es mucho más amplio en el tiempo y por eso el impacto es previsible. 

No todas estas capacidades de producción son controladas por la OPEP, así que va más allá de sus fuerzas y capacidades, pero sin duda con el tiempo, a pesar del avance del coche eléctrico, tiene a su favor junto a Rusia, la masa crítica de las reservas y el crudo menos costoso.

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[1] Los EE. UU tienen un mensaje para los productores de petróleo que están preparados para tomar una decisión clave sobre la producción de crudo el jueves: el mayor consumidor de petróleo del mundo ya no te necesita tanto. Las importaciones netas de petróleo de EE. UU., Incluidos los productos crudos y refinados, cayeron la semana pasada a solo 1,77 millones de barriles por día, el nivel más bajo en datos que datan de 1990, informó el miércoles la Administración de Información de Energía de EE. UU. Eso coloca al país en camino hacia sus importaciones mensuales más bajas desde antes del embargo petrolero árabe de 1973. Las importaciones netas semanales alcanzaron un máximo en noviembre de 2005 en más de 14 millones de barriles por día.