La OPEP se encuentra actualmente en una situación difícil. ¿Cómo debería reaccionar ante el exceso de oferta de petróleo que siguió a la aparición de la tecnología del petróleo de esquisto? En nuestra opinión, la situación actual es comparable al exceso de oferta de petróleo de la década de 1980. Entonces, la OPEP intentó sin éxito sostener los precios reduciendo la oferta, y el resultado fue que los miembros principales de la OPEP mantuvieron enormes cantidades de capacidad ociosa durante casi dos décadas. Por eso, consideramos que los recientes recortes de producción son un intento de acelerar la reducción del exceso de inventarios mundiales, más que una señal de que la OPEP haya vuelto a una política de equilibrio del mercado. Si, en adelante, la OPEP deja de verdad que las fuerzas del mercado actúen sin mantener una gran capacidad de reserva, los déficits imprevistos podrían provocar fuertes oscilaciones de los precios.
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Operar con petróleo ha sido complicado en los últimos meses. Para ser justos, lleva siendo complicado desde hace tiempo, pero quienes intentan predecir los movimientos de los precios a partir de los fundamentos lo han tenido especialmente difícil últimamente. En lugar de moverse según la mejora de los fundamentos, el mercado del petróleo ha estado pendiente de cada palabra de los responsables de la OPEP, lo que ha enviado los precios del petróleo a una montaña rusa. En las dos últimas semanas, los fundamentos siguieron mejorando, con unos inventarios de petróleo de EE. UU. que mostraban descensos contrarios a la estacionalidad, pero los precios se desplomaron el 25 de mayo después de que la OPEP anunciara que prorrogaría los recortes de producción nueve meses. La evolución de los precios indica que los participantes del mercado esperaban un recorte aún mayor y se decepcionaron al ver que los recortes actuales simplemente se prorrogaban. Sin embargo, los recortes actuales ya han tenido un efecto profundo en los inventarios (hemos visto, y seguimos viendo, grandes descensos contrarios a la estacionalidad en los datos de alta frecuencia), que es lo que sospechamos que la OPEP pretendía.
La OPEP se encuentra actualmente en una situación difícil. ¿Cómo debería reaccionar ante el exceso de oferta de petróleo que siguió a la aparición de la tecnología del petróleo de esquisto? En nuestra opinión, las opciones de la OPEP y su influencia sobre los precios del petróleo son limitadas. Para entenderlo, debemos remontarnos a la década de 1980, la última vez que la OPEP se enfrentó a un cambio tecnológico radical que dio lugar a un exceso de oferta de petróleo procedente de productores no pertenecientes a la OPEP.
La OPEP fue fundada en 1960 por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y Venezuela. Más tarde se incorporaron a los miembros fundadores Catar (1961), Indonesia (1962–2008; se reincorporó en 2016), Libia (1962), Emiratos Árabes Unidos (1967), Argelia (1969), Nigeria (1971), Ecuador (1973–1992; se reincorporó en 2007) y Gabón (1975–1994; se reincorporó en 2016). En 1973, la OPEP había aumentado su producción hasta unos 30 millones de b/d, algo más del 50 % de la producción mundial. Con el apoyo de Egipto y Siria, los miembros árabes de la OPEP impusieron un embargo petrolero contra Estados Unidos y otros países que apoyaron a Israel durante la guerra de Yom Kipur, en octubre de 1973. La producción de la OPEP descendió posteriormente en cerca de 4 millones de b/d, aproximadamente el 7 % de la producción mundial. Como consecuencia, se produjo escasez de petróleo en Occidente y los precios se dispararon de 3,29 USD/barril en 1973 a 11,58 USD/barril en 1974, y se mantuvieron altos incluso después de que el embargo terminara en marzo de 1974. En 1979, los precios del petróleo volvieron a subir con fuerza, hasta alcanzar los 40 USD/barril. En nuestra opinión, la subida de precios de 1979 debe atribuirse a varios factores; la revolución iraní y la posterior guerra entre Irán e Irak sin duda influyeron, pero la inflación general de precios en dólares era desbordante, con un 20 % anual. Podría decirse que parte de la razón por la que la inflación era tan alta fue que los precios del petróleo ya habían subido a raíz del embargo, lo que se filtró a la inflación general de precios. Pero incluso sin la tensión en los fundamentos del petróleo, la inflación en dólares habría sido alta dado el entorno monetario de la época; sin embargo, la inflación de precios del petróleo fue varios órdenes de magnitud superior a la inflación general, lo que sugiere que la tensión en el propio mercado del petróleo fue la causa principal de la fuerte subida de su precio. Lo más importante es que este periodo prolongado de precios del petróleo extremadamente altos y el efecto paralizante que la escasez de petróleo tuvo en las economías occidentales provocaron cambios profundos en los mercados del petróleo y de la energía.
Impacto en la demanda
Las empresas eléctricas occidentales empezaron a eliminar rápidamente el petróleo del sector eléctrico y lo sustituyeron por centrales de gas y nucleares. Además, los países occidentales, en particular Estados Unidos, endurecieron la regulación del sector del transporte, lo que se tradujo en motores de coche más pequeños y un menor consumo. El consumo de petróleo de EE. UU. pasó de un máximo de 18,4 mb/d en 1979 a 15,3 mb/d en 1983. No fue hasta 1997 cuando el consumo estadounidense volvió a su máximo anterior. El consumo de Europa Occidental cayó de 14,4 mb/d en 1979 a 11,7 mb/d en 1983 y nunca recuperó su máximo anterior. Incluso el consumo de petróleo de Japón, a pesar del periodo de extraordinaria expansión económica del país en la década de 1980, alcanzó su máximo de 5,5 mb/d en 1979 y bajó a 4,4 mb/d en 1983. Volvió a sus máximos anteriores en 1994, ya que Japón nunca eliminó por completo el petróleo del sector eléctrico.
Impacto en la oferta
Aunque los efectos sobre la demanda (en particular, la eliminación progresiva del petróleo en el sector eléctrico) fueron principalmente un efecto puntual que alcanzó su punto máximo en 1983, el impacto de los precios elevados se prolongó mucho más en la oferta. Incentivadas por unos precios altos y sostenidos, las grandes petroleras mundiales empezaron a explorar fuentes de petróleo hasta entonces sin explotar. En Europa, esto dio lugar a la industria petrolera del Mar del Norte; en Norteamérica, las compañías petroleras comenzaron a producir en el golfo de México (GoM) y en Alaska. Una vez que las petroleras descubrieron cómo aprovechar estos recursos, ya no hubo manera de detenerlas. En la época del embargo petrolero de 1963, Europa Occidental producía apenas 67 000 b/d de petróleo. En 1979, la cifra había aumentado a 2 mb/d. Diez años después ya rondaba los 4 mb/d, y alcanzó su máximo de 6,5 mb/d en 2000. La producción de petróleo en Norteamérica era de 13,6 mb/d en 1973, pero las perspectivas no eran especialmente buenas; los precios altos provocaron un fuerte aumento de la inversión en el GoM, no solo en petróleo sino también en gas. La producción de petróleo aumentó hasta los 15,3 mb/d en 1985 antes de estabilizarse; sin embargo, sin las enormes inversiones en la producción del GoM y de Alaska, la producción norteamericana habría caído de forma acusada durante toda la década de 1980.
La reacción de la OPEP y el impacto en la capacidad excedentaria
Cuando la OPEP recortó su producción en 1973, sus ingresos se dispararon. Mientras que la producción bajó un 7 %, los precios subieron un 400 %, lo que dejó a los miembros de la OPEP con unos ingresos mucho más altos, sobre todo cuando los precios se triplicaron de nuevo en 1979. La reacción inicial ante el aumento de la oferta y el hundimiento de la demanda fue volver a recortar la producción para sostener los precios. Esta vez, la OPEP tuvo que reducir drásticamente la producción para equilibrar de nuevo el mercado. La producción de la OPEP pasó de 30 mb/d en 1979 a 17 mb/d en 1983; no obstante, al principio esto ayudó a estabilizar los precios. El Brent promedió 31 USD/barril en 1979 y todavía promediaba 29 USD/barril en 1983. Sobre el papel, parecía que la OPEP seguía estando mucho mejor que diez años antes, ya que las exportaciones se habían reducido a la mitad pero los precios seguían multiplicados por diez, lo que significaba que los ingresos habían aumentado un 400 % en diez años. El problema era que, aunque los ingresos totales por exportaciones de la OPEP habían subido un 400 % en diez años, el dólar estadounidense había perdido un valor considerable en ese período. Medidos en oro (que creemos que es la mejor referencia para evaluar los aumentos reales de precios a lo largo del tiempo), los ingresos por exportaciones de petróleo solo habían aumentado un 40 %. Lo peor era que la OPEP, y lo que llamamos la OPEP central (Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Catar), tenía inactiva casi el 50 % de su capacidad de producción. La OPEP central intentó sostener los precios equilibrando de forma continua el mercado del petróleo durante casi dos décadas, pero la inversión fuera de la OPEP siguió siendo sólida debido a los precios elevados. La producción de los países no miembros de la OPEP no dejó de aumentar, lo que generó una presión a la baja constante sobre los precios. La OPEP habría tenido que recortar aún más su producción para contrarrestar el efecto, pero la mayoría de los Estados miembros ya no podían reducir sus exportaciones, ya que la combinación de una producción estancada, unos precios a la baja y una mayor depreciación del dólar estadounidense habría provocado una caída gradual de los ingresos. Los miembros de la OPEP empezaron a notar el coste de mantener toda esa capacidad excedentaria, pues la caída de los ingresos coincidía con un gasto público cada vez mayor en la mayoría de los países de la organización. Los miembros no centrales de la OPEP empezaron a recuperar producción, lo que obligó a los miembros de la OPEP central a dejar aún más producción inactiva. Por mucho que la OPEP, en especial la OPEP central, intentara ir contracorriente, los precios acabaron bajando hasta cerca de 10 USD/barril en 1998.
¿Qué aprendió la OPEP de dos décadas de capacidad excedentaria costosa?
Lo que aprendió la OPEP es que simplemente pierde cuota de mercado si intenta sostener los precios recortando el suministro: si mantiene capacidad excedentaria durante décadas, los precios acabarán yendo adonde habrían ido de todos modos en un mercado libre. Así, cuando empezó a ser evidente que la tecnología del petróleo de esquisto podía provocar un resurgimiento masivo de la producción de petróleo en EE. UU. (y potencialmente en el mundo), los miembros de la OPEP central cambiaron de táctica. A pesar de las reiteradas peticiones de los miembros no centrales de la OPEP para que se recortara la producción y se sostuvieran los precios, Arabia Saudí, Kuwait, Catar y los Emiratos Árabes Unidos empezaron a aumentar la producción cuando los precios al contado del petróleo comenzaron a desplomarse en 2014. De hecho, estos países llevaban aumentando su producción mucho antes del máximo de 2014 en los precios al contado del petróleo, lo que afectó a los precios a plazos más largos desde 2011. Para asegurarse de que los productores de petróleo supieran lo que se proponían, los responsables saudíes afirmaron repetidamente que creían que las fuerzas del mercado, es decir, los precios, acabarían llevando a un mercado equilibrado. Al principio, el mercado no estaba convencido de que la OPEP fuera a quedarse de brazos cruzados y dejar que los precios se hundieran.
Al fin y al cabo, cuando los precios se desplomaron a raíz de la crisis crediticia mundial de 2008, la OPEP intervino y recortó la producción de forma agresiva. Para sorpresa del mercado, el cumplimiento entre los miembros de la OPEP fue excepcionalmente bueno, pero la OPEP se enfrentaba a un problema distinto en 2008-2009. La oferta no era el problema. A pesar de un periodo de 10 años de precios en constante ascenso, la industria petrolera no había logrado acceder a nuevos recursos de forma significativa. Las grandes petroleras siguieron empujando los límites de lo posible en el ámbito del petróleo convencional, pasando de perforar en aguas poco profundas del golfo de México a proyectos en aguas ultraprofundas (tecnológicamente muy impresionantes, pero también muy caros), a las arenas bituminosas de Canadá (tecnológicamente menos impresionantes, pero aún más caras) y a regiones políticamente muy inestables (en última instancia, las fuentes más caras), pero no encontraron una solución tecnológica que cambiara la tendencia. La producción de los países no miembros de la OPEP crecía, pero más como un goteo que como una inundación, y las perspectivas de la oferta futura eran sombrías; por eso, el desplome de los precios del petróleo en 2008-2009 se debió a que la demanda mundial se había hundido. Al recortar la oferta, la OPEP equilibró el mercado sin correr el riesgo de que una tecnología aspirante le quitara cuota de mercado. Cuando la demanda empezó a recuperarse, la oferta de la OPEP volvió rápidamente al mercado.
En cambio, con el petróleo de esquisto las cosas cambiaron de forma permanente. En 2011, la tecnología ya había transformado por completo el mercado estadounidense de gas natural y empezaba a hacer lo mismo con el petróleo. A pesar de miles de millones invertidos en proyectos cada vez más complejos en el golfo de México, la producción de EE. UU. se mantuvo prácticamente plana entre 2000 y 2010. Después, la producción creció 0,3 mb/d interanual en 2011; un año más tarde, creció 1 mb/d interanual. En 2014, la producción de esquisto de EE. UU. aumentó nada menos que 1,7 mb/d interanual, incluso cuando los precios se desplomaron un 50 % a finales de año. En cambio, el crecimiento de la demanda mundial ronda el 1,1-1,5 % con un crecimiento del PIB mundial del 3 %. Se hizo evidente que la tecnología del petróleo de esquisto escalaba extraordinariamente bien y la OPEP se enfrentó a una decisión difícil. Podía reducir la producción para frenar la rápida caída de los precios, pero eso significaría simplemente perder cuota de mercado frente al petróleo de esquisto a largo plazo, así que decidió dejar que actuara el mercado.
Los principales productores de la OPEP tienen costes de producción extremadamente bajos y, económicamente, no tienen problema para competir con los productores de petróleo de esquisto, pero se habían vuelto dependientes de precios más altos para sostener su enorme gasto público. Podían soportar precios más bajos durante bastante tiempo, pero la esperanza era que muchos productores de esquisto acabaran siendo expulsados del mercado por los precios bajos. Fuera cual fuera el precio una vez que el mercado se equilibrara, tendrían que convivir con él.
Esa estrategia pareció funcionar al principio: los precios del petróleo cayeron hasta 45 USD/barril a principios de 2015, pero fueron recuperándose poco a poco y alcanzaron los 60 USD/barril a mediados de 2015. Parecía que la estrategia de la OPEP había tenido éxito y que 60 USD/barril eran los nuevos 100 USD/barril, pero la recuperación inicial no era coherente con los fundamentales. Los fundamentales subyacentes seguían deteriorándose y los inventarios marcaban nuevos máximos cada mes. Como resultado, los precios del petróleo volvieron a bajar en el segundo semestre de 2015 y cayeron hasta 27 USD/barril a principios de 2016. Los precios se recuperaron, pero les está costando mantenerse por encima de 50 USD/barril de forma sostenida. Con precios superiores a 50 USD/barril, la actividad de perforación en el sector del esquisto de EE. UU. empezó a repuntar. Al principio, la fuerte caída hizo que el crecimiento de la producción se convirtiera de nuevo en descensos. La producción de EE. UU. bajó 0,5 mb/d en 2016, pero volvió a acelerarse con fuerza en los últimos meses, y en mayo la producción estadounidense era 0,5 mb/d superior a la del año anterior y seguía acelerándose.
En noviembre de 2016, la OPEP anunció que limitaría la producción a 32,5 mb/d, lo que implicaba un recorte de unos 1,3 mb/d respecto a la producción real. La cuota debía aplicarse a partir de enero de 2017, pero lograr el pleno cumplimiento llevó más tiempo. Libia y Nigeria produjeron inicialmente por debajo de la cuota y siguieron haciéndolo durante algún tiempo debido a los problemas de seguridad existentes, pero ambos países acabaron aumentando su producción de forma acusada (y siguen haciéndolo). Los precios del petróleo subieron al principio tras el anuncio de los recortes y, desde un punto de vista fundamental, funcionó. Los inventarios mundiales de petróleo ya se habían estabilizado y estaban a punto de empezar a bajar, y el recorte de producción aceleró mucho el proceso (hemos escrito sobre ello varias veces en nuestro análisis de las estadísticas semanales de petróleo del Departamento de Energía de EE. UU. (lee nuestros comentarios sobre los gráficos semanales del DOE sobre el petróleo aquí); sin embargo, después de que los precios se recuperaran de 45 USD/barril a más de 53 USD/barril, empezaron a bajar.
A pesar de que la situación de los inventarios mejora con rapidez, la decisión que tomó la OPEP la semana pasada de prorrogar los recortes de producción nueve meses se encontró con una nueva oleada de ventas. Parece que el mercado había descontado recortes aún mayores, pero ¿hasta qué punto cree el mercado que la OPEP recortará la oferta a largo plazo?
La OPEP se encuentra de nuevo en una encrucijada. ¿Debería intentar sostener los precios equilibrando la oferta y la demanda o dejarlo en manos del mercado? La OPEP ha comprobado que la recuperación de los precios de los últimos meses ya ha provocado un fuerte repunte de la producción estadounidense. El número de plataformas de perforación en EE. UU. aumenta desde junio de 2016 y, dado el desfase entre el despliegue de las plataformas y la salida del petróleo del subsuelo, es probable que veamos una mayor aceleración del crecimiento de la producción. Si la OPEP lograra impulsar los precios con fuerza al alza mediante nuevos recortes de producción, las plataformas se volverían a desplegar aún más rápido y el crecimiento de la producción estadounidense se aceleraría más todavía unos meses después.
En nuestra opinión, lo mejor que puede aspirar a lograr la OPEP es una aceleración de la reducción de los inventarios en los próximos meses. El recorte de noviembre parece conseguirlo, y por eso hemos sido optimistas con respecto a los diferenciales temporales, pero más allá de eso la OPEP se enfrenta al mismo dilema que en la década de 1980. Cualquier intento de elevar los precios de forma significativa solo hará que el petróleo de esquisto le arrebate cuota de mercado, y los miembros de la OPEP acabarán con más capacidad excedentaria.
Hay una diferencia entre lo que ocurre ahora y lo que ocurrió en la década de 1980: entonces, la capacidad excedentaria de la OPEP ofrecía un amplio colchón ante acontecimientos imprevistos. Prácticamente cualquier déficit de producción, salvo el de la propia Arabia Saudí, podía compensarse reactivando capacidad excedentaria. Como resultado, los precios del petróleo registraron una volatilidad muy baja durante unos 15 años. Muchos participantes del mercado, incluidos algunos miembros destacados de la OPEP, creen que esa capacidad excedentaria ya no es necesaria, porque el petróleo de esquisto puede incorporarse muy rápidamente. El papel de equilibrar el mercado recaería en los productores de petróleo de esquisto y no en la OPEP; sin embargo, aunque la producción de petróleo de esquisto es muy flexible, aun así se necesitarían varios meses para aumentar la oferta de forma considerable. Para mitigar este riesgo, los inventarios podrían mantenerse de forma permanente en niveles más altos. El problema es que alguien tiene que pagar por almacenar esos inventarios, lo que exigiría un contango permanente, al menos en el tramo corto de la curva. Esta sería una situación fundamentalmente distinta a la de la década de 1980, ya que entonces casi siempre cotizaba en backwardation.
Sin embargo, si se permite que los inventarios se normalicen y la OPEP sigue manteniendo una capacidad excedentaria mínima, lo que parece lo razonable (desde el punto de vista económico), esto crearía un riesgo completamente nuevo. Las pequeñas fluctuaciones de la oferta y la demanda podrían absorberse aumentando o reduciendo la oferta de petróleo de esquisto, pero un déficit imprevisto de un gran productor podría disparar los precios del petróleo, al más puro estilo de la década de 1970.
Preguntas frecuentes
¿QUÉ ES LA INFLACIÓN?
La definición original de inflación es un aumento de la cantidad de dinero en circulación. Hoy en día, el término inflación se usa sobre todo para referirse al ritmo al que sube el nivel de precios, como quiera que se defina. Por ejemplo, un bien que cuesta 100 $ hoy y 110 $ un año después ha experimentado una inflación del 10 %. Cuando se refieren al significado original, los economistas suelen usar por ello el término «inflación monetaria» para distinguirlo de la «inflación de precios». Los economistas crean cestas ponderadas de bienes y servicios para estimar la inflación general de los precios al consumo. Por ejemplo, el índice de precios al consumo (IPC) refleja la evolución de los precios de una cesta de bienes y servicios que pretende reproducir el coste de vida del consumidor típico.
¿CUÁL ES LA TASA DE INFLACIÓN ACTUAL?
No hay una respuesta sencilla. La inflación de precios puede estimarse de muchas maneras distintas. Los dos índices de inflación de precios más aceptados son el PCE (gasto en consumo personal) y el IPC (índice de precios al consumidor). El primero lo utiliza la Reserva Federal al fijar la política monetaria estadounidense, y el segundo se aplica a los ajustes por coste de la vida de la Seguridad Social de EE. UU. y de otras prestaciones del Gobierno federal. Consideramos que las expectativas de inflación medida por el IPC han sido un factor clave para el precio del oro. Además, la inflación medida por el IPC suele ser más alta que la medida por el PCE. La inflación del IPC (consumidores urbanos) en febrero de 2017 fue del 2,7 % interanual, un fuerte repunte frente a apenas el 1 % de hace seis meses.
¿QUÉ ES EL TIPO DE INTERÉS NOMINAL?
Los tipos de interés nominales son simplemente el interés que paga una inversión expresado en porcentaje. Por ejemplo, un bono que se vendió por 100 $ y paga un cupón de 2 $ al año tiene un tipo de interés del 2 %. Sin embargo, el valor de un bono se aleja con el tiempo de su valor nominal cuando cambian los tipos de interés generales. Cuando los tipos de interés bajan (manteniéndose todo lo demás igual), el bono anterior aumentaría de valor, ya que paga un interés mayor que los bonos que se emiten hoy. Por ello, en los mercados financieros se suele hablar del rendimiento de un bono (que es simplemente la rentabilidad del bono: cupón / precio) a efectos de comparación. Si el bono cotiza a la par (el precio es igual al valor nominal), el tipo de interés y el rendimiento coinciden. Lo que complica las cosas es que los dos términos se usan a menudo indistintamente. En ese caso, el término tipo de interés suele emplearse para describir el rendimiento de un instrumento de renta fija. La mayoría de las personas no son inversores activos en bonos (aunque puedan serlo a través de sus fondos de pensiones) y solo conocen los tipos de interés por su cuenta bancaria. El interés que paga una cuenta de ahorro equivale a su rendimiento y es un tipo de interés nominal.
¿QUÉ ES EL TIPO DE INTERÉS REAL?
A diferencia de los tipos de interés nominales, los tipos de interés reales tienen en cuenta también el nivel de inflación de precios. En términos generales, tipos de interés reales = tipos de interés nominales + inflación de precios. Por tanto, los tipos de interés reales miden la rentabilidad de una inversión en poder adquisitivo real. ¿Por qué importan los tipos de interés reales? Por ejemplo, cuando los tipos de interés están al 5 % anual pero la inflación es del 10 % anual, al cabo de un año el prestamista ha ganado un 5 % en términos nominales, pero en realidad ha perdido valor. Más concretamente, con una inversión inicial de 100 $ tendría 105 $ tras un año. Pero esos 105 $ solo le permitirían comprar el 95 % de los bienes y servicios que compraban los 100 $ originales un año antes. Así, cuando la inflación de precios es superior al tipo de interés nominal de las cuentas de ahorro, los ahorradores pagan de facto por prestar su dinero al banco. Actualmente, el tipo medio nacional de las cuentas del mercado monetario es del 0,27 % mientras que la inflación es del 2,7 %, por lo que los ahorradores pierden un 2,4 % de su poder adquisitivo al año si la inflación se mantiene en estos niveles.
¿QUÉ ES LA FED?
La Fed es la abreviatura de la Reserva Federal de EE. UU., que fue creada en 1913 por el Congreso de EE. UU. La Fed está dirigida por la Junta de Gobernadores de la Reserva Federal, formada por 7 miembros designados por el presidente que cumplen mandatos de 14 años. Sin embargo, su órgano más importante es el Comité Federal de Mercado Abierto (FOMC). La actual presidenta de la Fed y del FOMC es Janet Yellen.
La Fed tiene varias funciones. Actúa como prestamista de última instancia para las instituciones financieras que pierden temporalmente el acceso a los mercados de capitales en una crisis. Desempeña otras funciones bancarias, como la compensación de transferencias de fondos de un banco a otro. También actúa como banco del Gobierno de EE. UU. y vende y amortiza valores públicos. Sin embargo, lo que más atención recibe es que la Fed determina la política monetaria, es decir, el nivel de los tipos de interés nominales. Las decisiones de política monetaria de la Fed, como la fijación de los tipos de interés, las toma el FOMC.
¿QUÉ ES EL FOMC?
El FOMC cuenta con 12 miembros con derecho a voto: los siete miembros de la Junta de Gobernadores, el presidente del Banco de la Reserva Federal de Nueva York y los presidentes de otros cuatro bancos regionales de la Reserva (con carácter rotatorio anual). Hay ocho reuniones programadas del FOMC al año. Cuando el FOMC fija los tipos de interés, en realidad fija los límites inferior y superior del tipo de los fondos federales, el tipo al que los bancos prestan o toman prestadas reservas para cumplir los requisitos legales de reservas.
¿QUÉ ES EL TIPO DE LOS FONDOS FEDERALES?
El tipo de los fondos federales es el tipo de interés a un día al que una entidad de depósito (un banco) presta fondos a otra entidad de depósito. La Fed solo fija una banda objetivo; en teoría, los bancos pueden cobrarse entre sí lo que quieran. Sin embargo, en la práctica el tipo al que los bancos se prestan entre sí siempre se sitúa dentro de esta banda. La Fed utiliza operaciones de mercado abierto para asegurarse de que el tipo de los fondos federales se mantenga dentro de la banda objetivo. Esto significa que compra y vende valores (normalmente bonos del Tesoro de EE. UU.) a los bancos miembros y los sustituye por crédito de la Reserva Federal. El límite superior se denomina tipo de descuento. Aunque la Fed prefiere que los bancos se presten entre sí, en teoría el tipo de los fondos federales no debería poder superar el tipo de descuento, ya que de lo contrario los bancos podrían simplemente pedir prestado directamente a la propia Fed. Lo que hace tan importante el tipo de los fondos federales es que influye necesariamente en todos los demás tipos de interés. Por tanto, al fijar el objetivo del tipo de los fondos federales, la Fed puede influir en las condiciones de crédito de toda la economía.
¿QUÉ ES LA ORIENTACIÓN PROSPECTIVA (FORWARD GUIDANCE)?
Al final de una reunión del FOMC, la Fed anuncia su decisión y publica un comunicado cuyo objetivo es ofrecer al público información sobre las opiniones de los miembros del FOMC respecto a la situación macroeconómica actual, así como sobre sus expectativas al respecto. Entre otros datos, la Fed publica el llamado «dot plot» (gráfico de puntos), que muestra dónde creen los miembros del FOMC que estará el tipo de los fondos federales a finales de cada año durante los próximos años y a largo plazo. La proyección mediana se considera la orientación a futuro («forward guidance») de la Fed sobre la trayectoria de los tipos de interés. A menudo, el mercado está más interesado en esa orientación que en la propia decisión de política monetaria más reciente. Por ejemplo, cuando la Fed anunció su tercera subida de tipos en 11 años el 15 de marzo de 2017, la reacción del mercado dio a entender que la Fed se había vuelto más «dovish» (partidaria de una política más laxa) que «hawkish» (partidaria de una política más restrictiva). El motivo fue que la Fed dejó sus proyecciones de tipos de interés prácticamente sin cambios, mientras que el mercado esperaba la adopción de una perspectiva más restrictiva.
¿SUBIRÁ LA FED LOS TIPOS DE INTERÉS?
De momento parece probable que la Fed siga subiendo los tipos. Desde que empezó a alejarse de los tipos de interés cero en diciembre de 2015, los ha subido tres veces, en 25 puntos básicos (0,25 %) cada una. Según las propias proyecciones del gráfico de puntos (dot plot) de la Fed, esta prevé subir los tipos hasta el 3 % a finales de 2019. Sin embargo, el mercado no espera que la Fed pueda subirlos tan rápido como sugiere su orientación sobre políticas futuras (forward guidance).
¿SUBIRÁN LOS TIPOS DE INTERÉS REALES?
Es poco probable. Creemos que la Fed solo seguirá subiendo los tipos de interés nominales mientras la economía estadounidense siga expandiéndose y la inflación se mantenga por encima del objetivo del 2 %. Esto sugiere que, al final del actual ciclo de subidas, los tipos de interés reales realizados no superarán el 1 %. Sin embargo, ya nos encontramos en el segundo periodo de expansión económica más largo de la historia de EE. UU. Si la economía estadounidense se ralentizara o incluso entrara en recesión, en nuestra opinión la Fed tendría que recortar los tipos más probablemente que subirlos. En ese escenario, esperaríamos que los tipos de interés reales bajaran bruscamente.
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