El mercado del petróleo repuntó con fuerza en el segundo trimestre, cuando los operadores se subieron a una ola alcista que llevó el precio del barril de US$44 a mediados de marzo a más de US$60.

En 2014, los precios del crudo perdieron la mitad de su valor debido a la producción en pleno auge de EE.UU. y la Organización de Países Exportadores de Petróleo, así como una inesperada desaceleración de la demanda. No obstante, después de que los precios cayeron en marzo a mínimos de seis años, los inversionistas apostaron a que el aumento de la demanda y los recortes en la perforación reducirían esa superabundancia mundial de combustible.

Luego el mercado se estancó, frustrando por igual a los que apostaban por un alza y a los que preveían una nueva caída. Los precios de referencia en Estados Unidos han pivoteado en torno a US$60 el barril por varias semanas. Por debajo de ese nivel, dicen observadores del mercado, las empresas pierden mucho dinero en la producción, lo que finalmente las lleva a interrumpirla. Sin embargo, algunos productores estadounidenses dijeron que por encima de ese nivel pueden conseguir buenos retornos y aumentar su producción, lo que agrava la sobreoferta mundial.

¿Qué sigue ahora? El mercado aún tiene un exceso de suministro y los productores han demostrado que son más eficientes que lo que se creía con precios bajos. The Wall Street Journal habló con Ed Morse, director global de investigación de materias primas de Citigroup Inc., y le preguntó por qué piensa que las penurias del mercado petrolero no han concluido.

WSJ: El mercado petrolero se ha estabilizado en las últimas semanas. ¿Es esta recién descubierta calma una señal de que los precios superaron su piso para este año?

Ed Morse: No, no lo es. Nosotros pensamos que los precios van a ser más bajos en el cuarto trimestre que en el segundo trimestre. Gran parte del aumento de los precios del petróleo se basa en datos puntuales que indicaban una demanda mayor a lo que la gente había previsto. (Pero) creemos que parte de la demanda no es sostenible. La demanda china, creemos que no es sostenible. Atribuimos el crecimiento (de la demanda de China) no a un repunte en la economía sino más bien a que hubo una considerable cantidad de combustible que cambió de los vehículos propulsados por gas natural de vuelta al diésel.

WSJ: Después de la caída del año pasado, muchos analistas, incluido usted, dijeron que los precios no se recuperarían sino hasta al menos la segunda mitad del año. Pero el mercado se recuperó en abril y los precios de EE.UU. han subido 12% en el año. ¿A qué se debió este error?

Morse: Yo no anticipé hasta qué punto los flujos financieros iban a ingresar al mercado a través de (los fondos que cotizan en bolsa y otras operaciones de corto plazo). Eso me tomó con la guardia baja. Los flujos financieros reflejaron expectativas de un mercado más fuerte y expectativas de que a finales de año habría una producción considerablemente menor en EE.UU.

WSJ: El número de plataformas de que están perforando en EE.UU. se ha hundido, pero la producción se ha mantenido bastante estable y algunos productores de petróleo de esquisto dicen que pueden aumentar su producción si los precios se mantienen por encima de US$60 el barril. ¿Cuál es su perspectiva para la producción estadounidense?

Morse: La industria es sorprendentemente robusta, reacciona rápido y es eficiente. Alrededor de 70% o más de la producción de crudo proviene de 30% de los pozos perforados. Y las ganancias de eficiencia siguen creciendo. Se podría seguir teniendo el mismo número de plataformas y tener una aceleración de terminaciones de pozos y aun así tener (…) un crecimiento de la producción en el año.

Cuanto más alto sea el precio en el segundo y tercer trimestres, menor será el precio en el futuro, ya que potencialmente habrá más productores que se ajusten al precio. Con el tiempo vamos a ver quiénes sobrevivirán en este juego, los que sean rentables a US$60 o US$65 por barril, y aquellos que tendrán dificultades.

WSJ: Con los precios del petróleo arriba de sus mínimos, ¿siguen teniendo los consumidores un gran beneficio?

Morse: Los consumidores todavía tienen un ahorro que no es insignificante, considerando en qué nivel estaban los precios de la gasolina hace un año. En enero, se podría haber dicho que la familia promedio tenía unos US$700 dólares (de ahorro anual). Hoy, el beneficio anualizado es más bien como de US$500.

Hay muchas personas que argumentan que 90% de ese ahorro ha ido a sus ahorros, no al consumo, pero bien podríamos ver un efecto de retraso de seis meses. Vamos a esperar y ver qué pasa después del fin de semana del 4 de Julio.

WSJ: Usted dijo recientemente que es casi la hora de escribir el obituario de la OPEP. ¿Por qué está el grupo perdiendo relevancia?

Morse: la OPEP, y los sauditas en particular, han demostrado que son relevantes para el mercado. Ellos han hecho un movimiento agresivo en el mercado, que ha sido un factor importante en los precios del petróleo. Pero yo diría que el obituario de la OPEP podría escribirse. El número de países dispuestos y capaces de reducir su producción ha caído, en parte debido a que su producción ha disminuido.

El nuevo petróleo no convencional, como el crudo de esquisto, la producción de arenas bituminosas y la producción en aguas profundas, termina siendo robusta a una cifra cada vez más baja, porque el costo de búsqueda y desarrollo se ha reducido. De modo que aun si (la OPEP) quisiera un precio de US$100, no podría conseguirlo. Van a tener que encontrar maneras de vivir en un entorno de precios más bajos y no van poder seguir disfrutando del poder oligopólico para fijar los precios.

La plataforma Centenario en el Golfo de México. Dario Lopez-Mills/Associated Press

A pesar de que el precio del petróleo ha repuntado, rondando los US$60 el barril, los obituarios se siguen escribiendo. Las grandes petroleras privadas enfrentan grandes interrogantes de sus accionistas, a los que les preocupa que la amenaza del cambio climático implique que algunas de las reservas de las que dependen estas compañías nunca sean extraídas. En un reciente informe, el banco británico HSBC exhortó a los inversionistas a contemplar estrategias para abordar los llamados “activos obsoletos”.

El riesgo es genuino y no tiene solamente que ver con los esfuerzos para frenar el cambio climático.

Una advertencia: la decisión de Arabia Saudita de seguir produciendo petróleo a pesar de la caída de los precios. Aparte de recuperar participación de mercado a costa de los rivales con costos más altos, el ministro de hidrocarburos del país ha manifestado su preocupación acerca de la demanda de largo plazo ante los cambios tecnológicos y regulatorios.

Casi 1.400 políticas vinculadas al clima han entrado en vigor en el mundo desde 2013, según la Agencia Internacional de Energía, un alza frente a las menos de 200 que había en 2005. Mientras tanto, aunque los vehículos eléctricos siguen siendo una diminuta fracción del mercado global de automóviles, su crecimiento desde casi cero hace cinco años ha sido meteórico.

Un argumento que se esgrime en contra de tales preocupaciones es que las valuaciones de las petroleras reflejan, en su mayor parte, el valor comprobado de las reservas de crudo y gas, que probablemente serán extraídas antes de que se produzca una disrupción seria.

Tal razonamiento es sólido únicamente si se asume que los flujos de caja futuros serán distribuidos en lugar de reinvertidos. Pero así no funciona el sector. En los últimos diez años, Exxon Mobil,  Royal Dutch Shell y Chevron reinvirtieron, en conjunto, 66% de su flujo de caja operativo, según los datos de S&P Capital IQ; las recompras de acciones y los dividendos sólo llegaron a 46%. EL flujo de caja de sus operaciones apenas cubrió los gastos de capital de Exxon y Shell en el primer trimestre, mientras que el flujo de caja libre de Chevron fue pronunciadamente negativo.

Además, más de la mitad de los gastos de capital de los últimos 10 años tuvieron lugar después de 2010. Mientras los productores proyectan diferentes escenarios, la mayor parte de esa inversión se realizó en un entorno caracterizado cuando la cotización del petróleo superaba los US$100 el barril y el colapso del precio tomó a la industria por sorpresa.

La dinámica de esta caída, que se produjo en medio de un auge de la inversión, vuelve más inmediata la amenaza de los activos obsoletos. Luego de estudiar 37 grandes petroleras privadas, Citigroup estima que hasta un máximo de 40% del ciclo de inversión actual, unos US$1,4 billones (millones de millones), podría financiar o haber financiado proyectos que tienen problemas para generar retornos aceptables cuando el precio del crudo no supera los US$75 el barril. Las iniciativas de arenas bituminosas y gas natural licuado, que demandan una inversión significativa por adelantado y cronogramas largos antes de que empiecen a generar un flujo de caja positivo, parecen particularmente expuestos. Los contratos a futuro del crudo Brent durante los próximos cinco años promedian US$74 el barril.

En última instancia, la diferencia entre tales precios y las estimaciones de los proyectos, sientan las bases para un nuevo ciclo de caída de la inversión, restricción de la oferta, y una nueva alza de los precios. En el ciclo actual, sin embargo, hay que sumar otros dos riesgos.

En primer lugar, el auge de la energía de esquisto, que ha contribuido a generar un exceso de suministro que afecta los precios, representa una fuerza deflacionaria. Los avances de productividad han reducido los precios en los que el crudo producido en EE.UU. empieza a generar una ganancia, lo que vuelve a algunos yacimientos de esquisto más competitivos que fuentes tradicionales como el Golfo de México, el Mar del Norte y Rusia.

Lo segundo es que la decisión de Arabia Saudita de priorizar su cuota de mercado también es deflacionaria. Si el gobierno del país está verdaderamente preocupado acerca de los mayores obstáculos regulatorios y tecnológicos sobre la demanda petrolera de largo plazo, tiene un incentivo para seguir produciendo en grandes cantidades. El abaratamiento del crudo ayuda a desalentar o dilatar los esfuerzos para limitar el consumo. Lo más importante es que si se sospecha que la materia prima que el país produce tiene los días contados, es mucho más conveniente extraerla ahora en lugar de esperar.

Este es el dilema que aqueja a las grandes petroleras del sector privado. Luego de haber invertido miles de millones de dólares en los últimos años, muchas de ellas apuestan a que los precios pronto regresen pronto a los más de SU$100 el barril. Eso sería un alivio de corto plazo, pero también ayudaría a las empresas de energía de esquisto, que tienen ciclos de producción mucho más cortos. La demanda de crudo no tiene que desvanecerse por completo para dejar a un productor con activos obsoletos, a las empresas les basta con tener activos poco competitivos.

Fuente: The Wall Street Journal, 07/05/15.

Una plataforma petrolera en el Mar del Norte. Zuma Press

NUEVA YORK (EFE Dow Jones) — Los precios del petróleo se desploman el jueves mientras los operadores digieren los niveles en máximos históricos de los inventarios de crudo en Estados Unidos y el fortalecimiento del dólar.

El crudo dulce ligero para entrega en abril perdía un 4,1% a US$42,82 por barril en la New York Mercantile Exchange, camino de cerrar en un mínimo de seis años. El Brent cedía un 2,8% a US$54,32 por barril en Londres.

Los precios del petróleo subieron el miércoles, rompiendo una racha de caídas de seis días, gracias al fuerte descenso del dólar después de que la Reserva Federal indicara que no tiene prisa por incrementar las tasas de interés. Sin embargo, el dólar repunta de nuevo el jueves. El comunicado de la Fed abrió la puerta a un alza de las tasas de interés este año, lo que probablemente impulsará el valor del dólar.

El aumento de la oferta de crudo estadounidense también pesa en el mercado petrolero. Aunque las perforaciones se han reducido desde octubre, la producción y los inventarios aún crecen.

Las reservas de petróleo de Estados Unidos se incrementaron más de lo esperado la semana pasada hasta alcanzar los 458,5 millones de barriles, dijo el Departamento de Energía del país. Los inventarios de crudo estadounidense se encuentran en su nivel más elevado de los últimos 80 años, añadió.

Los inventarios en el centro de distribución de Cushing, Oklahoma, repuntaron en 2,9 millones de barriles hasta su cota más alta en la historia, acercándose a la plena capacidad de almacenamiento.

Fuente: The Wall Street Journal, 19/03/15.

Más información: ¿El precio del Petróleo puede caer a U$S 20?

Si quiere saber qué sucederá con los precios del petróleo en 2015, simplemente observe en qué nivel terminaron las reservas de crudo de Estados Unidos el año pasado.

Los inventarios comerciales de petróleo y productos refinados de EE.UU. —excluyendo los cerca de 700 millones de barriles que se mantienen en la Strategic Petroleum Reserve (la reserva estratégica de crudo del país)— se ubicaban en casi 1.140 millones de barriles al final de diciembre, según datos del Departamento de Energía. De mayor importancia que el nivel absoluto es lo que ocurrió con los inventarios comerciales el mes pasado: aumentaron. Las refinadoras tienden a agotar sus tanques a medida que se acerca el final del año para minimizar sus tarifas impositivas. El hecho que las existencias incrementaron a pesar de eso es una mala señal para aquellos que apuestan a un repunte en el precio del petróleo.

Desde 1980, los inventarios comerciales estadounidenses de petróleo han aumentado en diciembre en sólo dos años: en 2014 y 2008, el año de la crisis financiera. Incluso en ese entonces, conforme la economía global se estancaba, las existencias crecieron en sólo 4,7 millones de barriles, y prácticamente todos estos eran de petróleo crudo. En diciembre, los inventarios se dispararon en 17,9 millones de barriles, y casi dos tercios de esta cantidad se trataban de productos refinados como la gasolina. Excluyendo esos dos años, el promedio en diciembre desde 1980 ha sido una caída de cerca de 32 millones de barriles.

La acumulación de diciembre refleja no sólo el alza de 1,2 millones de barriles diarios en la oferta de EE.UU. sino también la decisión de Arabia Saudita de seguir extrayendo petróleo para mantener su cuota de mercado. Arabia Saudita cotiza su crudo de tal forma que asegure un margen positivo para las empresas refinadoras, siempre y cuando estas puedan vender los productos finales. La alta preponderancia de los productos refinados en la acumulación de existencias de diciembre —junto con el hecho de que las refinerías de EE.UU. están operando a alrededor de 95% de su capacidad— sugiere que los menores precios del petróleo están llevando a las refinadoras a hacer lo que es natural para ellas. También implica que el mercado no puede absorber su producción lo suficientemente rápido.

Esto también se puede ver en la forma de la curva de los futuros del petróleo. Hace un año, los contratos de vencimiento más próximo cotizaban en alrededor de US$91 el barril y los futuros con fechas posteriores cotizaban a menores precios. Por lo tanto, la curva descendía, lo que indicaba que la oferta y la demanda estaban relativamente a la par y motivaba la reducción de los inventarios. Ahora, el petróleo de vencimiento más próximo cuesta menos de US$51 y la curva apunta hacia arriba, lo que lleva a almacenar el excedente de crudo.

El Departamento de Energía de EE.UU. pronostica que el país consumirá alrededor de 28 millones de barriles de sus inventarios, en línea con las normas estacionales. Sin embargo, el alza inusual de diciembre siembra algunas dudas al respecto. Los inventarios estadounidenses estaban previstos a descender en 6,4 millones de barriles en el último trimestre de 2014. Descendieron en menos de 4,9 millones, lo que sugiere que los analistas se han quedado rezagados frente a la cambiante dinámica de la oferta y la demanda. A nivel mundial, la Agencia Internacional de Energía (AIE) anticipa que el consumo de petróleo en el primer trimestre descenderá en casi un millón de barriles diarios comparado con el último trimestre de 2015. Sin embargo, la AIE también contempla que la producción externa a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) crezca en 110.000 barriles diarios.

Ante una OPEP que está manteniendo su producción, las existencias probablemente seguirán acumulándose hasta al menos el final del primer trimestre. El suministro estadounidense responderá a los menores precios contrayéndose con el tiempo, pero eso tomará tiempo. El Departamento de Energía no prevé que los recortes se sientan hasta el segundo semestre y, de cualquier forma, se prevé que la producción para todo el año aumente.

Los trastornos geopolíticos ofrecen una esperanza de último recurso a los optimistas petroleros más imperturbables. No obstante, considere lo siguiente: los inventarios comerciales de EE.UU. se encuentran en este momento lo suficientemente elevados para cubrir alrededor de 164 días de importaciones netas. Se trata de un ligero descenso frente a los 171 días de diciembre de 2013, pero un nivel mucho más alto que los 80 días acumulados al final de 2007. Además, las importaciones netas desde Canadá y México deberían excluirse de estos cálculos, pues EE.UU. es su destino natural. Al tomar esto en cuenta, los inventarios comerciales cubren 279 de importaciones netas de otros sitios. Si agrega las reservas estratégicas, el total salta a casi 450 días.

Se trata de un enorme amortiguador para cualquier trastorno en la oferta, así como otro factor que mantendrá el crudo por debajo de US$50 el barril en las próximas semanas y meses.

Fuente: The Wall Street Journal, 05/01/14.

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