EL PRECIO DEL PETRÓLEO – Mercados alterados

La caída del precio del petróleo a sus niveles más bajos de los últimos seis años amenaza con alterar profundamente el mercado energético global. Los nuevos valores del crudo obligan a las empresas del sector a modificar sus estrategias y podrían frenar el boom que han tenido en los últimos años los recursos no convencionales, impulsado por la denominada “revolución del shale” en EE. UU. ¿Quiénes ganan y quiénes pierden en este complejo escenario? ¿Cuáles son los intereses geopolíticos que se juegan en esta coyuntura?

El precio internacional del petróleo tocó en agosto pasado su nivel más bajo desde marzo de 2009 y se ubicó en menos de la mitad del valor con que cotizaba hace apenas catorce meses, en junio de 2014, cuando llegó a tocar los 115 dólares. El barril de crudo Brent (Mar del Norte), de referencia en Europa, acaba de perforar su piso de 45 dólares; en tanto que el WTI (West Texas Intermediate), de referencia en EE. UU., supera apenas los 40 dólares. Las perspectivas no parecen ser muy halagüeñas para los países y empresas productoras: JP Morgan estima que el Brent cerrará el año con un precio promedio de 48,5 dólares por barril, en tanto que el WTI se ubicará en 46,50; mientras que para 2016 esa misma entidad financiera vislumbra un precio del Brent a 54,50 dólares y un valor del WTI a 52,50. Difícilmente regresen los tiempos en los que el barril de petróleo superaba los 100 dólares. Esta nueva coyuntura obliga a los distintos actores de este complejo y cambiante mercado a replantear sus estrategias. Hasta fines de agosto de 2015, el desplome del crudo se había cobrado unos 100.000 puestos de trabajo en el sector, incluyendo recortes en las plantillas de las denominadas big five (ExxonMobil, Chevron, Royal Dutch Shell, BP y ConocoPhillips) y reestructuraciones en las principales compañías prestadoras de servicios petroleros (Schlumberger, Halliburton, Weatherford y Baker Hughes). Los empleos afectados incluyen las actividades de prospección, extracción, servicios y producción de maquinaria. “El escenario que se prevé para 2016 inducirá a las compañías a evitar nuevas inversiones y eso puede acarrear nuevos despidos”, asegura Gareth Lewis-Davis, analista de BNP Paribas especializado en commodities.

Una cuestión de oferta y demanda

Desde un análisis económico básico, el brusco descenso del precio del crudo a partir de mediados del año pasado obedece a un crecimiento de la oferta que ha sido superior a la evolución de la demanda. Por el lado de la demanda, la crisis en la eurozona y la ralentización de las tasas de crecimiento chinas han impulsado el mercado a la baja. Esto se produce justamente cuando la oferta de crudo venía aumentando en forma sostenida como consecuencia de los incentivos generados por un alza sostenida de los precios internacionales durante el trienio anterior (2012-2014). “Estos precios elevados han impulsado la oferta desde países ajenos a la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), especialmente desde EE.UU., al mismo tiempo que desde principios de 2014 habrían causado una contracción en el crecimiento de la demanda”, explica Mariano Marzo, director del Departamento de Estratigrafía, Paleontología y Geociencias Marinas de la Universidad de Barcelona, en un informe publicado por la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental (Funseam). En el mismo sentido, el director del programa de Energía del Real Instituto Elcano de España, Gonzalo Escribano Francés, puntualiza en un artículo publicado por la revista especializada Política Exterior: “Las principales causas de la bajada de los precios han sido el rápido aumento de la producción de petróleo no convencional en Norteamérica (el extraído del fracking en Estados Unidos y el obtenido de las arenas bituminosas canadienses) y la ralentización de la economía mundial, especialmente de la demanda de petróleo de China. El elevado nivel de precios de los últimos años ha fomentado la producción en aguas profundas en Brasil y África Occidental y la no convencional en EE.UU. y Canadá, al tiempo que ha destruido demanda en los países industriales”. Tal como recuerda el ingeniero Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (CEEPyS) y coordinador de la Licenciatura en Energética de la Universidad de Tres de Febrero (UNTreF), solamente en EE. UU. se introdujeron en el mercado en los últimos cinco años 3,5 millones de barriles diarios adicionales de crudo. Esa mayor extracción permitió al país reducir sensiblemente sus importaciones, tal como especifica este experto: “En 2008, cuando se produjo el pico de precio de 147,2 dólares por barril, el país estaba importando entre 11 y 12 millones de barriles diarios; hoy está importando 8 millones”. Si nos remitimos a los dos últimos años, la producción total de crudo estadounidense aumentó de 7,4 a 8,7 millones de barriles diarios entre 2013 y 2014, de los cuales 0,9 millones correspondieron al shale oil o “petróleo de esquisto”, una roca sedimentaria de muy baja permeabilidad para cuya extracción se requiere de técnicas especiales que incluyen la fractura hidráulica (fracking) y la realización de pozos horizontales, que elevan significativamente los costos de las empresas involucradas.

La OPEP y un cambio de estrategia

El aumento de la oferta petrolera de países extra-OPEP, en particular de los EE. UU., llevó al mayor cartel de países productores a un cambio radical en su política de precios, a partir de la decisión adoptada en noviembre del año pasado de mantener inalterada su producción en 30 millones de barriles diarios. Así describe Mariano Marzo la nueva estrategia de la OPEP: “La solución a los bajos precios era, paradójicamente, permitir que éstos continuaran cayendo, para así forzar la retirada del mercado del petróleo de fracking, y de otros con elevados costes de producción. Se trataba, en suma, de retirar la ‘subvención’ que los precios altos suponen para la extracción de los petróleos más caros y de dejar que el mercado se corrigiera por sí solo”. Lo graficó de manera muy ilustrativa la revista británica The Economist en su edición del 6 de diciembre del año pasado, con el título “Sheikhs vs. shale”. De esa forma, añade Marzo, se “lanzaba a los mercados la señal de que la OPEP (en realidad, Arabia Saudita) estaba más interesada en el mantenimiento de su cuota de producción que en la defensa de un determinado precio del barril. El alcance de esta decisión no pasó desapercibido a los mercados, de modo que el desplome de los precios iniciado a mediados de junio (de 2014) se agravó tras la reunión del 27 de noviembre. Quedaba claro que en su esfuerzo por conservar su cuota de mercado, Arabia Saudita estaba dispuesta a renunciar a unos ingresos de miles de millones de dólares y afrontar un importante déficit presupuestario en 2015. Pertrechado en sus copiosas reservas de divisas, el reino apostaba por un período de precios más bajos con el fin de debilitar la competencia de los productores menos eficientes y con costes más altos”. Por otra parte, desde una perspectiva geopolítica, Claudia Canals y Madalen Castells Jauregui, analistas del Área de Planificación Estratégica y Estudios del CaixaBank de Barcelona, consideran en un reciente informe que “unos precios bajos durante un período prolongado de tiempo castigarían seriamente a Irán, rival de Arabia Saudita en una lucha religiosa y política entre chiíes (Irán) y sunníes (Arabia Saudita) que lleva más de 30 años disputándose”. La disputa de estos dos miembros formales de la OPEP por el liderazgo político-religioso en Medio Oriente ha cobrado particular relevancia tras el acuerdo nuclear firmado por el régimen iraní con las principales potencias en Viena en julio pasado, que incluyó como contrapartida el levantamiento de las sanciones comerciales y el fin del embargo petrolero de la Unión Europea contra el gobierno de Teherán. Tengamos en cuenta que Irán redujo en el último trienio el volumen de sus exportaciones petroleras a prácticamente la mitad, al pasar de 2,6 millones de barriles diarios en 2011 a 1,4 millones en 2014.

Un juego con ganadores y perdedores

 En junio pasado, Ernst & Young informó que un total de 200.000 millones de dólares en proyectos petroleros en aguas profundas y complejas instalaciones de gas han sido cancelados o suspendidos a nivel mundial. Para tomar dimensión de este fenómeno, basta considerar que esa cifra es superior al PBI nominal de naciones europeas como República Checa o Rumania, según datos del Fondo Monetario Internacional (FMI). “Existe la expectativa de que la volatilidad estará entre nosotros por un período razonable de tiempo y que las compañías necesitan lidiar con eso”, señaló Andy Brogan, líder de transacciones globales de petróleo y gas de esa consultora internacional, durante una presentación que tuvo lugar en Londres en junio pasado. Lo más preocupante de esta postergación o retraso de inversiones es que se trata de proyectos con un plazo de realización de hasta diez años, que podrían traducirse en el futuro en una oferta insuficiente de hidrocarburos. Por su parte, a la hora de determinar quiénes ganan y quiénes pierden en este nuevo escenario global, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) asegura en su reporte del primer semestre de 2015 que “las economías exportadoras de petróleo, que en años recientes han sido la fuerza motriz detrás del crecimiento de la demanda de crudo, se verán negativamente afectadas por la baja del precio, con la notable excepción de los países del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG), quienes pueden amortiguar y absorber el impacto de la merma de recursos”. Integran ese bloque comercial, además de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Bahrein, Omán, Qatar y Kuwait. El elevado nivel de reservas internacionales con que cuentan estas petromonarquías hace que tengan espaldas más anchas para resistir esta coyuntura y las coloca en una situación privilegiada frente a otros grandes exportadores. Entre los grandes afectados por esta coyuntura se encuentra Venezuela, país al que cada disminución de 10 dólares en los precios del petróleo le acarrea un deterioro de la balanza comercial del orden del 3,5% de su PBI, según estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI). En cuanto al impacto en los bolsillos de los consumidores, el resultado no es tan lineal como podría suponerse. El director adjunto del Departamento de Medio Oriente y Asia Central del FMI, Aasim Husain, explicaba lo siguiente en el Boletín de julio de ese organismo: “La caída de los precios minoristas ha variado mucho según el país y la región del mundo. Y ello se debe a que en muchos países los precios minoristas están regulados y, de hecho, en muchos casos, son fijos. Por lo tanto, no varían cuando varían los precios mundiales del petróleo. Por ejemplo, en Europa el efecto de traspaso, como solemos llamar al grado en que los precios minoristas del petróleo varían en respuesta a las variaciones de los precios internacionales del petróleo crudo, ha sido en promedio de alrededor del 80%. En las Américas -en América del Norte y del Sur- y en Asia, fue de alrededor del 50%. Por lo tanto, cuanto mayor sea el efecto de traspaso, mayores serán los beneficios para el consumidor”.

Hacia un nuevo precio de equilibrio

“Los movimientos en el precio del petróleo están basados en una amplia variedad de elementos, que pueden desglosarse en dos factores dominantes: el balance entre la oferta y la demanda, y el costo marginal de producción”, señalaban Jaap Kalkman, Walter Pfeiffer y Sergio Pereira, en un informe publicado por la consultora Roland Berger en 2013. A la pregunta sobre la viabilidad de un precio menor a los 70 dólares durante un período prolongado de tiempo, respondían negativamente con este razonamiento: “El aumento de la demanda y el suministro, junto con los crecientes costos marginales de producción, hacen que las expectativas apunten a un alza de los precios del crudo en el futuro”. Específicamente, los autores advertían que debido a una mayor dependencia de las fuentes no convencionales, como el shale y las oil sands (en referencia al “petróleo de arenas bituminosas” canadiense), la oferta y la demanda deberían encontrar “naturalmente” un nuevo punto de equilibrio a un precio mayor. ¿Cuál sería ese precio de equilibrio? Los analistas de la firma Roland Berger plantean tres escenarios: uno de referencia, otro de altos precios del petróleo y un tercero de bajos valores del crudo. El primero de ellos, que hoy parece poco factible, se basa en un fuerte aumento de la demanda procedente particularmente de China e India, en respuesta a lo cual los precios deberían oscilar entre los 100 y los 120 dólares. El segundo, que contempla restricciones en la oferta de crudo y bajas inversiones en técnicas de recuperación aplicadas a yacimientos maduros, prevé precios de entre 120 y 170 dólares, muy lejos de los 40/45 dólares actuales. Finalmente, el escenario que parecería ajustarse más a la actual coyuntura del mercado es el que plantea una desaceleración del crecimiento de las economías emergentes y un reducido poder de mercado de los países de la OPEP, lo que conduciría a precios de entre 80 y 100 dólares. Por el momento esas son solo especulaciones, en un mercado signado por la incertidumbre y en el que es difícil hacer previsiones a mediano plazo. Lo que es innegable es que el mercado está viviendo una transformación sin precedentes y que los actores históricamente dominantes ven amenazada su posición por la emergencia de nuevas empresas dedicadas a la explotación de recursos no convencionales. Tal como concluye la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su reporte de enero pasado, “el lugar del petróleo en el mix energético global también está cambiando. Aunque podría haber una luz al final del túnel para los productores en lo que concierne a los precios, los próximos años podrían convertirse en un período de reflexión para un mercado y una industria que, a lo largo de sus 150 años de historia, han debido reinventarse en forma periódica”.