LA PERSPECTIVA A LARGO PLAZO PARA EL PETRÓLEO CRUDO ES CADA VEZ MÁS ALCISTA
En 2016, la OPEP volvió a su antigua estrategia, lo que ha provocado un fuerte descenso de los inventarios mundiales y un repunte de los precios al contado. También ha reavivado el problema de que la capacidad excedentaria de la OPEP disuade a las petroleras globales de invertir en producción futura. Este problema se ve ahora agravado por el aumento de la actividad de cobertura de los productores de petróleo de esquisto. Como resultado, la producción no OPEP, excluido el esquisto, empezará a descender en unos 2-3 años, justo cuando la producción de petróleo de esquisto empiece a tener dificultades para compensar unas tasas de declive cada vez mayores. Creemos que el próximo gran movimiento del petróleo se producirá en los precios a más largo plazo, que tendrán que subir para asegurar el suministro futuro.
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La OPEP volvió a cambiar de estrategia...
En 2016 publicamos una nota titulada «La OPEP en la encrucijada» (6 de junio de 2016). En ella describíamos la difícil decisión que debía tomar la OPEP: dejar que el mercado siguiera su curso, como en los últimos años, con la esperanza de que los precios bajos expulsaran o al menos limitaran a los productores de petróleo de esquisto a largo plazo; o volver a su antigua estrategia e intentar equilibrar el mercado. Aunque al principio la OPEP parecía reacia a lo segundo, a finales de 2016 sus miembros cambiaron de opinión y acordaron reducir la producción. La nueva estrategia declarada se parecía mucho a la antigua: la OPEP recortaría la producción hasta que los inventarios mundiales se normalizaran.
...lo que provocó un descenso drástico de los inventarios...
Como hemos explicado antes, la OPEP no puede influir directamente en el precio del petróleo. Solo puede gestionar los inventarios. ¿Qué queremos decir con esto? Los precios del petróleo a más largo plazo vienen determinados por el coste marginal del suministro futuro; es decir, ¿qué precio a largo plazo se necesita para asegurar el suministro futuro? Los precios al contado pueden fluctuar mucho en torno a ese precio a más largo plazo, según el nivel de inventarios1. Por tanto, al dejar que los inventarios desciendan, la OPEP puede llevar la curva a backwardation, que es exactamente lo que ha ocurrido desde los recortes de producción. Es importante señalar que, cuando la OPEP decidió recortar la producción, el mercado ya estaba equilibrado y los inventarios descendían conforme a los patrones estacionales. El recorte puso de inmediato al mercado en déficit. Como resultado, desde mediados de 2016 los inventarios mundiales han descendido en más de 300 millones de barriles por encima de lo normal, y los días de cobertura de suministro han vuelto a niveles normales.
...llevando la curva de precios del crudo a backwardation y los precios al contado con fuerza al alza
Esto provocó un repunte de 30 USD/barril en los precios al contado del crudo. Para entender bien este movimiento, es importante destacar la fuerte relación inversa entre los inventarios y los diferenciales temporales. La curva de precios de una materia prima tiende a cotizar en contango cuando los inventarios son altos y en backwardation2 cuando son bajos (véase el Gráfico 2). La razón es que, con inventarios bajos, los consumidores de una materia prima están dispuestos a pagar una prima por la entrega inmediata. Por ejemplo, una aerolínea está dispuesta a pagar una prima por el combustible de aviación entregado hoy en lugar de dentro de seis meses si los inventarios de ese combustible son bajos. Si se queda sin combustible, los aviones no podrán volar, lo que resultará mucho más costoso que pagar una prima por la entrega inmediata. En cambio, cuando los inventarios son muy altos, los consumidores no temen quedarse sin ese insumo. Como almacenar materias primas cuesta dinero (costes de almacenamiento y de seguro) y el dinero tiene un valor temporal, los consumidores prefieren recibir la entrega solo cuando realmente la necesitan. Como resultado, en ese entorno los precios al contado cotizarán por debajo de los precios a plazo.
El fuerte descenso de los inventarios de petróleo en los últimos dos años ha provocado un cambio enorme en los diferenciales temporales. A principios de 2016, la curva del Brent estaba en un contango pronunciado: los precios del mes más próximo cotizaban 15 USD por debajo del precio a 5 años. A día de hoy, cotiza 15 USD/barril por encima del precio a 5 años (véase el Gráfico 3). El precio a más largo plazo se ha mantenido prácticamente sin cambios durante los últimos dos años. Por tanto, todo el movimiento del precio al contado se debió al cambio en la curva, impulsado por el descenso de los inventarios. Es importante señalar que el cambio en los precios al contado no implica que el mercado haya modificado de algún modo su opinión sobre cuánto cuesta producir petróleo. Los precios a más largo plazo, determinados por el coste marginal del suministro futuro, siguen por debajo de 60 USD/barril. Esto significa que el mercado sigue creyendo que 55-60 USD/barril ofrecen incentivos suficientes a los productores para realizar las inversiones necesarias y satisfacer la demanda futura. El repunte del precio al contado se debió, por tanto, simplemente al descenso de los inventarios.
EQUILIBRAR EL MERCADO: ANTES Y AHORA
La decisión de la OPEP de volver a una estrategia de equilibrio del mercado tiene enormes implicaciones para los inventarios, los precios, la volatilidad y la estructura temporal. Para entenderlo mejor, tenemos que ver cómo han operado históricamente los productores de la OPEP y los ajenos a ella, y cómo ha cambiado esto con el petróleo de esquisto.
En el pasado, la OPEP mantenía una gran capacidad excedentaria que podía poner en marcha en cuestión de meses, a veces solo semanas, cuando se producía un déficit de oferta, por ejemplo durante la primera guerra del Golfo. En cambio, los productores ajenos a la OPEP han producido casi siempre a plena capacidad. Las grandes petroleras mundiales no tienen ningún incentivo para mantener capacidad inactiva, salvo que los costes de explotación superen el precio del petróleo (lo que ocurrió, por ejemplo, en 2008-2009 y de nuevo en 2014-2015). Esto significa que, a corto y medio plazo (<5 años), la producción de los países ajenos a la OPEP sigue una trayectoria fija y es casi totalmente inelástica al precio3.
La llegada del petróleo de esquisto cambió esto en cierta medida. Los productores de petróleo de esquisto siguen produciendo a plena capacidad, pero hay mucha más elasticidad al precio. Ahora bien, aunque pueden aumentar la producción mucho más rápido que los productores convencionales ajenos a la OPEP, aun así se tardarían años en compensar grandes déficits de oferta. Además, hay un desfase considerable entre los cambios en el precio y los cambios en la producción. Por ejemplo, cuando la producción de esquisto de EE. UU. alcanzó por fin su máximo en abril de 2015, los precios al contado llevaban cayendo casi un año. Y cuando la producción tocó fondo en septiembre de 2016, los precios también llevaban casi un año recuperándose.
Por eso, en nuestra nota anterior sobre el tema concluimos que, si la OPEP seguía dejando que el mercado se ajustara por sí solo en lugar de intentar equilibrarlo, probablemente harían falta inventarios permanentemente elevados como colchón ante interrupciones imprevistas, ya que no quedaría capacidad excedentaria. Unos inventarios permanentemente altos implicarían que la curva del crudo estaría en contango todo el tiempo. También sostuvimos que, si la OPEP deja de equilibrar el mercado, esto podría provocar más volatilidad en el precio al contado, ya que en un mundo en el que la OPEP ya no tiene capacidad excedentaria, la escasez de oferta daría lugar a fuertes descensos de los inventarios y el mercado tendría que equilibrarse sobre todo mediante la destrucción de demanda a corto plazo. Esto implicaría que los cambios en la estructura temporal y en los precios serían mucho más extremos.
Sin embargo, como hemos señalado antes, tras dejar que las fuerzas del mercado actuaran durante un tiempo, la OPEP decidió en 2016 volver a su estrategia anterior e intentó reducir los inventarios recortando la oferta. En consecuencia, la OPEP vuelve a mantener parte de su capacidad inactiva, aunque mucho menos que en el pasado. Aunque volver a la estrategia anterior podría significar menos volatilidad del precio al contado en adelante, reintroduce un viejo problema. La última vez que la OPEP intentó equilibrar el mercado, en los años 80, pasó a tener después una enorme capacidad excedentaria durante más de 15 años (véase el Gráfico 5). Aunque esto resultó costoso para los propios miembros de la OPEP, también provocó un período de grave infrainversión por parte de los productores ajenos a la organización. Ante una capacidad ociosa aparentemente ilimitada, los precios del petróleo a más largo plazo se mantuvieron por debajo de 20 USD/barril durante más de 10 años4. Fue una señal de precios muy potente para las grandes petroleras mundiales de que no invirtieran en nueva capacidad. Como resultado, cuando la capacidad de la OPEP empezó a agotarse hacia finales de los años 90, el mercado petrolero se dio cuenta demasiado tarde de que se necesitarían inversiones significativas para satisfacer la demanda futura.
A principios de la década de 2000, los precios del petróleo a más largo plazo empezaron por fin a subir, lo que dio a los productores el incentivo económico para invertir. Al principio, los precios al contado subieron más que los precios a más largo plazo, lo que indicaba que el mercado creía que la subida de estos últimos daba a las grandes petroleras incentivo suficiente para poner en marcha nueva oferta a medio plazo, mientras que se necesitaban precios al contado más altos para garantizar que la demanda no creciera demasiado rápido entretanto. Así, a mediados de 2004, cuando el mundo afrontó la interrupción de una capacidad significativa en Venezuela, los precios del Brent a cinco años vista habían subido un 70 % respecto a sus niveles de los años 90, mientras que los precios al contado habían aumentado un 130 %.
Pero resultó que ya se había recogido todo el fruto fácil. Los nuevos proyectos tenían costes sustancialmente más altos que en el pasado y los plazos de ejecución eran mucho más largos. En consecuencia, los precios a más largo plazo subieron sin descanso de 2004 a 2008, hasta que la crisis financiera mundial paralizó el crecimiento económico global y la demanda de petróleo cayó. Para entonces, los precios del petróleo a cinco años vista se habían multiplicado casi por siete5.
¿CUÁNTA CAPACIDAD EXCEDENTARIA TIENE ACTUALMENTE LA OPEP?
Sobre el papel, la OPEP cuenta actualmente con unos 2,8 millones de b/d de capacidad excedentaria. Sin embargo, la capacidad excedentaria real de la OPEP depende de lo que se incluya. Libia, por ejemplo, produce actualmente 0,5 millones de b/d por debajo de su capacidad teórica, debido al conflicto en curso entre las distintas facciones del país. Aunque existe la posibilidad de que la producción se reanude por completo con el tiempo, no puede contabilizarse como capacidad excedentaria, ya que no se puede activar a voluntad para compensar un déficit inesperado6. Además, hay otros 0,5 millones de b/d de capacidad en la zona neutral entre Arabia Saudí y Kuwait que están inactivos desde 2015. Oficialmente, Arabia Saudí, que gestiona la producción de estos campos, la suspendió por motivos medioambientales, pero la disputa entre ambos países es más probablemente de naturaleza política. Los dos países acordaron en 2017 reanudar la producción, pero desde entonces esos esfuerzos han sufrido contratiempos y la producción sigue siendo nula. Es posible que haya más probabilidades de que esta capacidad se recupere en caso de un déficit global, pero por ahora está fuera de servicio. Por si fuera poco, la producción de Venezuela ha caído en picado: de media, 0,4 mb/d menos interanual en los últimos 6 meses (y a un ritmo cada vez mayor). Debido a esta fuerte caída de la producción venezolana, la producción de la OPEP ha bajado hasta los 31,8 millones de b/d, 0,7 mb/d por debajo del límite de producción actual. Aunque esto no afecta directamente a la capacidad excedentaria, porque Venezuela nunca tuvo capacidad excedentaria, otros miembros de la OPEP tendrán que acabar interviniendo para sustituir esos barriles. En términos netos, la capacidad excedentaria de la OPEP se sitúa de forma realista más cerca de 1,5 mb/d (véase el Gráfico 6).
¿VEREMOS UNA REPETICIÓN DE LOS AÑOS 90?
Es discutible que la capacidad excedentaria de la OPEP, de 1,5-2,8 millones de b/d, sea comparable a los 10 millones de b/d de principios de los años 90. Por sí sola, lo más probable es que no disuadiera a las grandes petroleras globales de invertir en capacidad futura. Pero hay otras fuerzas en juego que mantienen deprimidos los precios del petróleo a largo plazo, lo que de nuevo frena a las grandes petroleras globales a la hora de invertir en nueva capacidad a largo plazo:
Por ello, a pesar de que los precios al contado han subido más de un 100 % desde el mínimo, los precios a plazos más largos siguen estancados en un rango estrecho de 50-60 USD/barril. Como resultado, la cartera de nuevos proyectos convencionales fuera de la OPEP se agota con bastante rapidez. Según Wood Mackenzie (WoodMac), una consultora del sector de gran prestigio, el gasto de capital mundial en exploración y producción alcanzó su máximo en 2014, con unos 700 000 millones de USD, y el año pasado descendió a solo 400 000 millones de USD. WoodMac estima que se han recortado cerca de 1 billón de USD de inversión en exploración y producción para el período 2015-2020. Esto solo se notará dentro de unos años. Todos los proyectos nuevos de los últimos años y todos los que entrarán en funcionamiento en los próximos se aprobaron hace mucho tiempo, algunos incluso antes de la crisis financiera. Sin embargo, a pesar del enorme gasto de capital anterior a 2015, los nuevos proyectos que entran en producción apenas tienen impacto. En 2017 solo vimos 0,2 mb/d de crecimiento de la producción fuera de la OPEP sin contar el esquisto (véase el Gráfico 7). Y no se vislumbra ninguna mejora. 2018 y 2019 serán similares y, más allá, la producción fuera de la OPEP sin el esquisto descenderá claramente.
WoodMac ha informado recientemente de que el gasto de capital parece haber tocado fondo y de que veremos un ligero aumento del gasto el próximo año. Sin embargo, parte de ese aumento se debe a la inflación de costes y, además, se destina íntegramente al petróleo de esquisto. WoodMac prevé que el gasto convencional caiga un 7 % hasta 2020.
En términos netos, esperamos que la oferta de los países no pertenecientes a la OPEP crezca 0,2 mb/d este año y el próximo; después, el crecimiento se ralentizará hasta menos de 0,1 mb/d en 2020. A partir de 2021, la oferta de los países no OPEP comenzará a disminuir de forma clara (véase el Gráfico 8). Es importante señalar que las probabilidades de una sorpresa al alza respecto a esta previsión son extremadamente reducidas, con independencia de cómo evolucionen los precios durante los próximos cinco años, ya que todo esto se puso en marcha hace muchos años. Prácticamente ninguno de los grandes proyectos que se aprueban ahora entrará en producción antes de 2022. Pero si hoy no se aprueba ningún proyecto nuevo, la producción de los países no OPEP, excluido el shale, corre el riesgo de desplomarse dentro de cinco años.
CON EL PETRÓLEO DE ESQUISTO, ¿IMPORTA REALMENTE QUE NO HAYA INVERSIÓN EN GRANDES PROYECTOS CONVENCIONALES?
En 2004, las grandes petroleras se enfrentaban a la perspectiva de que todo el crecimiento futuro de la producción debía cubrirse con petróleo convencional. Hoy existe el petróleo de esquisto y coincidimos en que la producción estadounidense de petróleo de esquisto seguirá creciendo a un ritmo rápido. Sin embargo, con la producción convencional de los países no OPEP en descenso y con la OPEP siendo cautelosa con las inversiones, la responsabilidad de asegurar el crecimiento de la oferta durante los próximos cinco, si no diez años, recae casi por completo en los productores estadounidenses de petróleo de esquisto.
Lo cierto es que los productores de esquisto han demostrado una capacidad asombrosa para aumentar la producción y una resiliencia aún más asombrosa ante los precios bajos. En su punto máximo, la producción de petróleo de EE. UU. creció 1,5 millones de b/d, casi toda procedente de productores de esquisto. Este rápido crecimiento de la producción acabó provocando en 2014 un desplome de los precios, de 110 USD/barril a un mínimo de 30 USD/barril. Como consecuencia, el crecimiento de la producción estadounidense se ralentizó hasta 1 mb/d en 2015 y cayó 0,4 mb/d en 2016. Pero con los precios ahora por encima de los 60 USD/barril en 2018, la producción de EE. UU. vuelve a crecer a un ritmo de en torno a 1,2 mb/d interanual. Aunque el crecimiento de la producción se ha estabilizado ligeramente en los últimos meses, creemos que se acelerará hasta aproximadamente 1,5 mb/d durante el resto del año.
¿Puede el petróleo de esquisto estadounidense crecer de forma sostenible al ritmo máximo de 1,5 millones de b/d? Uno de los argumentos que oímos con frecuencia es que los productores de gas de esquisto han demostrado claramente que la tecnología les permite aumentar la producción a voluntad. Sin embargo, el petróleo de esquisto y el gas de esquisto difieren en aspectos clave:
En primer lugar, la producción de petróleo de esquisto alcanzará su techo mucho antes que la de gas de esquisto: tanto la producción de gas de esquisto como la de petróleo de esquisto se caracterizan por tasas de declive muy elevadas. En consecuencia, cuanto mayor es la producción base, más oferta incremental se necesita solo para compensar los declives naturales. Aunque esto es cierto para ambos, el petróleo de esquisto tiene tasas de declive mucho más altas. En un informe reciente, Goldman Sachs constató que los pozos de petróleo de esquisto muestran tasas de declive de hasta el 70 % en el primer año. Los analistas compararon los declives de la producción base en Eagle Ford (mayoritariamente petróleo) y en el esquisto de Marcellus (mayoritariamente gas) y comprobaron que la producción base de petróleo en Eagle Ford había caído un 70 % desde 2015, frente a solo un 40 % del gas en Marcellus. Además, mientras que los perforadores de gas de esquisto han logrado desplazar con los años su perfil de producción hacia una producción inicial más baja y tasas de declive más lentas, en el petróleo hemos visto justo lo contrario: la producción inicial media por pozo pasó de menos de 300 b/d en 2010 a 700 b/d en 2017, pero las curvas de producción convergen todas en el tercer año, lo que implica tasas de declive mucho más pronunciadas en los pozos más recientes.
A finales de 2017, la producción estadounidense de petróleo de esquisto ya se situaba en 5 millones de b/d y, a este nivel, el declive anual de la producción base supera 1 millón de b/d. Esta cifra aumenta a 1,5 millones de b/d en 2018. Estimamos que, con un crecimiento continuado de la producción de 1,5 millones de b/d al año, el declive alcanzará los 4 millones de b/d en 2022. Esto significa que, para mantener un crecimiento de la producción de 1,5 millones de b/d en 2022, los perforadores tendrían que poner en marcha ese año 5,5 millones de b/d de nueva oferta, más que toda la producción actual.
En segundo lugar, el hundimiento de los precios del gas natural en EE. UU. se debió principalmente al tamaño relativamente reducido del mercado y no a un crecimiento incesante de la producción: podría decirse que la aparición del gas de esquisto tuvo un impacto devastador y permanente en los precios del gas estadounidense. En 2008, los precios del Henry Hub llegaron a alcanzar los 15 USD/MMbtu. En los últimos años, el gas natural estadounidense se ha negociado en un rango de 2-4 USD/MMbtu, a pesar de los inviernos fríos récord. Esto puede dar la impresión de que la producción de gas natural en EE. UU., impulsada por el gas de esquisto, ha crecido sin cesar durante los últimos 10 años. Sin embargo, la producción estadounidense de gas seco creció de media solo un 3,4 % anual desde 2009 y nunca superó el 7,5 % en un solo año. A diferencia del mercado estadounidense del petróleo, el del gas natural es un mercado nacional relativamente aislado, con muy pocas importaciones y exportaciones. Por eso, ese crecimiento de la producción bastó para deprimir de forma permanente los precios del gas en EE. UU. En cambio, el mercado estadounidense del petróleo forma parte de un mercado global, con enormes flujos de importación y exportación. La producción estadounidense de crudo representa solo alrededor del 11 % de la oferta mundial, y el petróleo de esquisto, alrededor del 6 %. Por tanto, si se espera que los productores de petróleo estadounidenses cubran el 100 % del crecimiento de la demanda mundial y compensen los descensos en otros lugares, la tarea es mucho mayor. Para ponerlo en perspectiva, la producción total de crudo de EE. UU. tendría que crecer más de un 10 % anual de media durante los próximos cinco años, lo que significa que la producción de petróleo de esquisto tendría que crecer cerca de un 20 % anual. Teniendo en cuenta las tasas de declive, el crecimiento de la producción de los nuevos pozos tendría que rondar el 60 % anual.
Por lo tanto, en nuestra opinión, es muy poco probable un crecimiento sostenido de la producción de 1,5 millones de b/d.
La única vez que la producción estadounidense creció tan rápido fue durante un periodo muy breve en 2015. Es importante señalar que la producción de EE. UU. ya chocaba entonces con límites físicos: a pesar de miles de millones de dólares invertidos en infraestructuras, los oleoductos, la capacidad de almacenamiento y la capacidad de arena para fracturación apenas lograban seguir el ritmo del crecimiento de la producción regional de crudo, lo que provocó reiteradamente fuertes descuentos en los precios locales del crudo y una inflación de costes masiva.
Además de todo esto, hay un desajuste creciente entre la calidad del crudo y la demanda de las refinerías. Antes del auge del petróleo de esquisto, las refinerías estadounidenses invirtieron decenas de miles de millones de dólares en modernizar sus instalaciones para procesar crudo pesado y azufroso. La producción mundial de crudo ligero y dulce estaba disminuyendo y la mayoría de los nuevos proyectos en cartera producirían crudo pesado. Todo el nuevo crudo procedente de Canadá, que se suponía que sería la tabla de salvación de la industria de refino estadounidense, era crudo pesado de arenas bituminosas. Sin embargo, el petróleo de esquisto suele ser extremadamente ligero. De hecho, una gran parte de la producción ni siquiera es crudo, sino NGL (líquidos del gas natural), que se procesan en plantas petroquímicas y no en refinerías8. A pesar del auge del petróleo de esquisto, no hay en cartera grandes ampliaciones de refinerías en EE. UU. que aumenten la demanda de crudo ligero y dulce, y mucho menos una refinería nueva. De hecho, la única forma de que la producción estadounidense pudiera seguir creciendo fue levantar la prohibición de exportar crudo, vigente desde hacía 40 años, algo que ocurrió en 2015. Pero el problema simplemente se desplazó a otro punto. Debido a esa ley, había muy poca capacidad de exportación cuando se levantó la prohibición. La capacidad de exportación se está ampliando ahora, pero hay un límite en la rapidez con que puede hacerse. Además, los productores estadounidenses competirán con los canadienses, que también dependerán cada vez más de los puertos de EE. UU. para exportar su crudo.
Además, prácticamente todas las refinerías nuevas construidas fuera de EE. UU. también están diseñadas para procesar crudo pesado y azufroso. Por ahora, hay capacidad mundial suficiente de crudo ligero y dulce para absorber el aumento de las exportaciones estadounidenses, pero si más del 100 % del crecimiento de la producción mundial va a ser de crudo ligero y dulce y de NGL, en algún momento el problema ya no podrá resolverse exportándolo.
En conjunto, hay una serie de factores limitantes que plantearán grandes desafíos para el crecimiento de la producción estadounidense de crudo en los próximos años. No creemos que la producción de EE. UU. pueda crecer a 1,5 millones de b/d, o incluso más, más allá de 2019. Sin embargo, creemos que eso es lo que actualmente se refleja en los precios a más largo plazo.
JUNTANDO TODAS LAS PIEZAS: LOS PRÓXIMOS 12-18 MESES
Tras tres años de inventarios extremadamente altos, las existencias mundiales de petróleo han vuelto ahora a niveles normales. Las existencias de EE. UU. han bajado más que las de otros países, y los inventarios de Cushing cayeron por debajo de los niveles de 2014 a principios de este año. Dado el recorte de la OPEP, era algo que esperábamos, aunque no a un ritmo tan rápido. El motivo es que las tasas de declive globales también se han acelerado. Los productores no OPEP sin contar el esquisto han reaccionado claramente a la fuerte caída de los precios, y esta reacción llegó con cierto retraso. En 2017 entraron en producción 1,4 millones de b/d de nuevos proyectos no OPEP sin esquisto, pero la producción creció solo 100 kb/d, lo que implica una tasa de declive base cercana al 3 % ese año. Datos más recientes en tiempo real sugieren que las tasas de declive se han acelerado aún más a comienzos de 2018. Podría decirse que los precios se han recuperado bastante desde el año pasado y hay motivos para pensar que la tendencia a la baja de las tasas de declive se revertirá en parte. Esto permitirá que la producción no OPEP sin esquisto crezca 0,2 mb/d en 2018 y 2019. La producción de esquisto de EE. UU. creció 0,7 mb/d en 2017 y esperamos que aumente a 1,5 mb/d en 2018 y 2019. En total, esperamos que la oferta total no OPEP crezca 1,7 millones de b/d en los próximos 2 años.
Este crecimiento de la oferta se enfrenta a un crecimiento de la demanda de 1,5 millones de b/d, igual que el año pasado9. Sin embargo, en 2017 el balance mundial de petróleo registró un déficit de 0,5 millones de b/d. Los inventarios comerciales se encuentran ahora en el extremo bajo del rango, lo que significa que las existencias no pueden disminuir mucho más sin que las refinerías tengan problemas. En consecuencia, para devolver el mercado al equilibrio, la oferta mundial debe crecer 2 millones de b/d en 2018. Por tanto, la OPEP tendrá que aumentar su producción en 0,3 mb/d este año, lo que significa que, en lugar de crear más capacidad excedentaria, la OPEP tendrá que recurrir a parte de la que ya tiene (véase la Tabla 1). Creemos que el mercado no es consciente de ello en este momento. En nuestra opinión, la visión predominante en el mercado es que la OPEP debe mantener, al menos, sus actuales recortes de producción durante el periodo 2018-2019 para evitar una nueva acumulación de inventarios.
En nuestra opinión, el problema se agrava por el hecho de que algunos productores de la OPEP están en pleno declive. La producción de Venezuela, por ejemplo, ha caído 0,4 mb/d interanual durante los últimos seis meses, y las caídas se están acelerando y se sitúan actualmente más cerca de 0,6 mb/d. Esto significa que los productores principales de la OPEP (Arabia Saudí, Kuwait, Catar y Emiratos Árabes Unidos) tendrán que recuperar una cantidad sustancial de capacidad excedentaria solo para compensar a Venezuela.
A esto se suma la incierta perspectiva de las exportaciones iraníes. El presidente Trump anunció el martes 8 de mayo de 2018 que EE. UU. se retirará del acuerdo nuclear de 2015, que describió como «defectuoso en su esencia». Las sanciones vigentes antes del acuerdo se restablecerán gradualmente. Aunque las sanciones a las entidades que importan crudo no entrarán en vigor hasta el 2 de noviembre de 2018, el Departamento del Tesoro ha publicado un aviso en el que indica que las entidades que busquen una exención (práctica habitual con el antiguo régimen de sanciones) deberían empezar a reducir ya las importaciones para demostrar buena fe. Por tanto, es probable que las exportaciones iraníes caigan de forma inmediata. Aunque el presidente Trump dejó la puerta abierta a un nuevo acuerdo, esta caída de las exportaciones iraníes (y, por tanto, de su producción) afectará a la producción de la OPEP en los próximos meses. Sin embargo, la última vez que EE. UU. y sus aliados impusieron sanciones a las exportaciones iraníes, le siguió de inmediato una liberación coordinada de petróleo de las reservas estratégicas de petróleo (SPR), en la que EE. UU. aportó la mayor parte.
Sin embargo, históricamente, la liberación mundial de las SPR para compensar la pérdida de producción causada por las sanciones a Irán fue mucho menor que el suministro perdido. La producción iraní se vio afectada en 1 millón de b/d desde mediados de 2012 hasta principios de 2016, lo que supuso una pérdida total de más de 1.000 millones de barriles de producción iraní. En cambio, solo se aprobó vender al mercado 60 millones de barriles de petróleo de las SPR, y finalmente solo se utilizó aproximadamente la mitad. Podría decirse que entonces el mundo no necesitaba más petróleo de las SPR. Los miembros principales de la OPEP aumentaron la producción casi de inmediato, compensando la pérdida. Por ello, no está claro cuánto crudo más se habría liberado si hubiera sido necesario. Es importante señalar que hoy sería un problema mucho mayor si el mundo tuviera que depender de la capacidad excedentaria de la OPEP para compensar una pérdida de exportaciones iraníes de la misma magnitud. No obstante, creemos que EE. UU. probablemente estaría dispuesto a liberar más crudo de las SPR esta vez. El rápido crecimiento de la producción estadounidense y la consiguiente expansión de los inventarios comerciales nacionales han reducido drásticamente la necesidad de las SPR en los últimos años, lo que llevó a la decisión estratégica de vender parte de los inventarios en manos del Gobierno bajo la administración Obama. La administración Trump ha continuado con esta estrategia y ya hay más barriles programados para su liberación a finales de este año. Además, en 2017, la administración Trump propuso vender 270 millones de barriles a lo largo de 10 años, algo totalmente ajeno a la situación iraní. Por tanto, la administración actual claramente no se opone a liberar las SPR si es necesario. En nuestra opinión, cualquier pérdida a corto plazo de producción de crudo iraní, a medida que las refinerías reduzcan las importaciones a nivel mundial para obtener exenciones, puede compensarse, y lo más probable es que se compense, con una liberación de las SPR de EE. UU. Sin embargo, eso requiere que se alcance un nuevo acuerdo relativamente pronto. Un regreso a las sanciones plenas que reduzca las exportaciones en 1 millón de b/d no podría cubrirse con la liberación de las SPR y exigiría recurrir a la capacidad excedentaria de la OPEP, que es mucho menor que en 2012.
Por tanto, desde una perspectiva fundamental, esperamos que los inventarios se mantengan en estos niveles bajos durante 2018 y 2019. Esto implica que el mercado seguirá en backwardation. También pensamos que hay muy poco margen de caída para los precios a más largo plazo desde aquí. De hecho, creemos que el próximo movimiento del petróleo será que los precios a más largo plazo empiecen a subir, como explicamos con más detalle a continuación. Con un suelo en el tramo largo de la curva y diferenciales temporales sólidos, no creemos que los precios al contado (Brent) tengan mucho recorrido a la baja desde aquí, y el riesgo se inclina al alza.
El principal riesgo para este escenario es el crecimiento económico. Se puede decir que los datos de crecimiento de EE. UU. han sido sólidos en general durante los últimos meses. Pero a escala global vemos grietas, e incluso en EE. UU. los últimos datos del PMI de Chicago no han sido nada brillantes. Actualmente esperamos un crecimiento económico mundial del 4,1 % en 2018, frente al 3,8 % de 2017. Debido a los vientos en contra que supone el aumento de los precios del petróleo, esto se traduce en un crecimiento de la demanda de solo 1,5 millones de b/d, igual que el año pasado. Una variación del 1 % en el crecimiento económico mundial equivale aproximadamente a 850 mil b/d de crecimiento de la demanda. Por tanto, una desaceleración moderada del crecimiento económico solo retrasaría el momento en que la capacidad ociosa de la OPEP tuviera que volver a ponerse en funcionamiento. En nuestra opinión, haría falta una perturbación económica global más grave, similar a la de 2008, para cambiar de forma significativa este escenario.
El otro riesgo para el precio proviene del posicionamiento. La posición neta larga especulativa combinada de Brent y WTI se sitúa cerca de máximos históricos. En el Brent está apenas un poco por debajo del récord de enero. Hay varias razones. En primer lugar, las estrategias CTA de seguimiento de tendencia han comprado en un mercado al alza, ya que los precios al contado del petróleo llevan 2 años seguidos subiendo y los fundamentales siguen siendo extremadamente sólidos. En segundo lugar, las posiciones en futuros son un juego de suma cero. Toda posición corta de un productor necesita una posición larga equivalente de un no productor. Con la producción de EE. UU. acelerándose rápidamente por los precios más altos, los productores necesitan vender más producción a futuro, y el hecho de que los productores necesiten vender más no significa que los consumidores quieran comprar más; ahí es donde entran los especuladores. Sin embargo, esto afectaría sobre todo al WTI, y vemos una posición neta larga especulativa aún mayor en el Brent. En tercer lugar, la amenaza de nuevas sanciones a las exportaciones iraníes ha contribuido claramente a llevar las posiciones especulativas a estos niveles. Resulta interesante que los precios del crudo cayeron con fuerza tras el anuncio del presidente Trump de que EE. UU. abandonaría el acuerdo nuclear con Irán. En nuestra opinión, el anuncio, y en particular la nota del Tesoro de EE. UU. que aconsejaba a los importadores reducir ya las compras a Irán para poder obtener exenciones más adelante, fue más duro de lo que esperaba el mercado. La opinión de consenso era que el acuerdo se suspendería de algún modo, pero dejando la puerta abierta a renegociaciones. Muy pocos esperaban un impacto inmediato en las exportaciones. Por ello, el hecho de que los precios cayeran de inmediato a pesar de un resultado claramente alcista sugiere que la actual posición larga del mercado es inestable y podría ponerse a prueba de nuevo cuando se anuncie una liberación de la SPR. Sea cual sea la causa, una reducción de la posición neta larga especulativa tendría un efecto significativo en la estructura de plazos. Nuestro modelo de diferenciales temporales indica que aproximadamente la mitad del diferencial de 1 a 60 meses del Brent se debe a la posición especulativa extrema. Es decir, con una posición especulativa neutral, nuestro modelo predeciría precios al contado del Brent aproximadamente un 10 % más bajos. Creemos que una caída provocada por la liquidación de la posición neta larga especulativa récord ofrecería una gran oportunidad de entrada, ya que, desde el punto de vista de los fundamentales, el mercado se ve sólido para los próximos 18 meses.
JUNTANDO TODAS LAS PIEZAS: LOS PRÓXIMOS CINCO AÑOS Y MÁS ALLÁ
El periodo de 2020 a 2022 estará marcado por el descenso de la producción no OPEP excluyendo el shale y por una desaceleración de la producción estadounidense de petróleo de esquisto. Esto significa que la OPEP no solo tendrá que reactivar toda su capacidad ociosa, sino que deberá construir nueva capacidad, y hacerlo rápido. Creemos que esto será difícil y que existe un riesgo muy alto de que, dentro de unos años, el mercado tenga que equilibrarse de nuevo mediante la destrucción de demanda, lo que se logrará con precios al contado más altos.
Sin embargo, creemos que antes de que eso ocurra, los precios a plazos más largos tendrán que empezar a subir para desencadenar inversiones a gran escala en la futura producción convencional no OPEP. A 55 USD/bbl, claramente esto no está sucediendo. Un precio a largo plazo de 55 USD/bbl indica que el mercado cree que los productores de petróleo de esquisto aportarán todo el crecimiento futuro de la producción. Como hemos señalado antes, eso simplemente no es posible. Necesitamos grandes inversiones en proyectos convencionales y también nuevas inversiones de la OPEP para 2022 y más allá.
Por tanto, independientemente de hacia dónde vayan los precios al contado a corto plazo, creemos que el próximo gran movimiento tiene que producirse en los precios a plazos más largos. Creemos que se necesita una subida de precios de al menos el 35 % para conseguir inversiones suficientes que permitan, con el tiempo, alcanzar la demanda. Y eso sin tener en cuenta la inflación de costes. Cuanto más tiempo permanezca deprimido el tramo largo de la curva, peor será el problema dentro de unos años. Es importante señalar que, a diferencia del repunte de los precios al contado, que no tuvo ningún efecto en el precio del oro, cabe esperar que un repunte de los precios del petróleo a plazos más largos impulse el oro con fuerza al alza. Lo analizaremos con más detalle en un próximo informe, en las próximas semanas.
1. La backwardation describe un mercado en el que el precio al contado y los futuros a corto plazo cotizan por encima de los futuros a plazos más largos. La estructura de plazos tiene pendiente descendente. Una estructura de plazos con pendiente ascendente se denomina contango. A veces, una parte de la curva cotiza en contango y otra parte en backwardation. En un entorno de inventarios bajos, el mercado suele cotizar en backwardation, y viceversa.
2. El contango describe una curva de precios de materias primas en la que los precios spot y los futuros a corto plazo cotizan por debajo de los futuros a más largo plazo. Lo contrario se denomina backwardation, situación en la que los precios spot y los futuros a corto plazo cotizan por encima de los futuros a más largo plazo. El Gráfico 4 muestra una estructura temporal en contango (curva negra) y una estructura temporal en backwardation (curva dorada).
3. Siempre que los precios se mantengan por encima de los costes operativos. No existe elasticidad de precios al alza. La producción solo reacciona ante descensos extremos de los precios.
4. De media, tanto los precios spot como los precios a plazo a 5 años cotizaron en torno a 17 USD/barril entre 1992 y 2000. A finales de 1998, los precios del petróleo crudo Brent tocaron fondo. Los precios spot cotizaban a 10 USD/barril y los precios a plazo a 5 años, a 15 USD/barril.
6. Es importante señalar que, como ya hemos mostrado antes, este fuerte aumento de los precios de la energía a más largo plazo fue el principal impulsor del repunte del precio del oro durante ese período.
7. Existe un riesgo igualmente alto de que la producción libia vuelva a colapsar si se reactivan los conflictos.
8. Aunque, por razones históricas, los NGL se contabilizan como petróleo crudo en los balances de crudo (porque las plantas petroquímicas alternaban entre productos derivados del petróleo y NGL como materia prima), en este momento los NGL no se pueden convertir en gasolina ni en diésel, solo en plásticos. Si bien es técnicamente posible convertir casi cualquier fuente de hidrocarburos en combustible para el transporte (por ejemplo, mediante plantas de conversión de gas en líquidos), no solo supone un desafío técnico, sino que todos los intentos realizados hasta ahora han resultado extremadamente costosos. Que sepamos, no hay ningún proyecto de tamaño comercial en marcha diseñado para utilizar los NGL como materia prima para producir combustibles para el transporte.
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