DANIEL MONTAMAT*

Para reflexionar sobre lo que puede ocurrir con el petróleo y la energía de la pospandemia hay que entender mejor lo que venía sucediendo antes del coronavirus.

Hasta el 2008, la producción petrolera de Estados Unidos venía declinando. Empieza a revertir la tendencia por el aporte de los líquidos asociados a la revolución del shale gas en el 2009, pero en enero del 2012 apenas superaba los 6.5 MMb/d. Ese año empieza la explotación intensiva del shale oil (Permian) y Estados Unidos termina 2019 siendo el primer productor mundial con poco más de 13 millones b/d.

Los norteamericanos siguen importando petróleo que refinan y exportan derivados. En su balance pasaron de ser los principales importadores mundiales (George W. Bush hablaba de la “adicción al petróleo”) a ser autosuficientes exportando derivados. El shale oil hizo la diferencia entre los 6.5 MMb/d producidos en 2012 y los 13 millones del 2019.

Semejante crecimiento productivo sustituyó importaciones en Estados Unidos y amplió el suministro de petróleo disponible para el resto de los mercados del mundo. Los precios empezaron a caer, cuando habían superado el nivel de 100 dólares hasta la crisis del 2008. La gran recesión los lleva a niveles de menos de 40 dólares y allí viene una pulseada entre los jeques árabes y los frackers del shale.

Entre 2014 y 2016, la OPEP busca recuperar mercado con precios bajos desplazando producción americana pero fracasa. Los costos del shale oil bajan y la producción no se resiente como se esperaba. En el 2016 viene la OPEP+ que suma a los rusos y a otros países productores para acordar cortes y defender precios. Los precios se recomponen en el entorno de los 60/70 dólares por barril.

Pero todos los recortes productivos que hace OPEP+ son compensados por el el aumento sostenido de la producción de shale de Estados Unidos. Es decir, la OPEP y sus nuevos aliados pierden market share.

Así llegamos al 2019, año que permite una gráfica descriptiva simple de la estructura del mercado mundial porque el consumo promedia los 100 millones de barriles día. Había promediado los 99.2 MMb/d en 2018 y los 98.1 en el 2017.

La demanda mundial venía creciendo alrededor de 1 millón b/d promedio año. De esos 100 millones de b/d promedio la OPEP suministró 35.5 MMb/d y la producción No OPEP 65 millones. Los países en desarrollo consumieron 52.4 millones y los países de la OCDE 47.6. Los inventarios mundiales oscilan entre 2600 y 3100 millones de barriles.

Antes de que comenzara el “coma inducido” de la economía mundial, los precios del barril venían cayendo de nuevo y los árabes propusieron a la OPEP+ un recorte adicional de 1.5 millones de barriles días, al recorte de 1.7 millones b/d acordado en diciembre pasado. Los sauditas ya habían reducido voluntariamente la oferta en otros 400.000 b/d y pedían a Rusia y a los otros aliados externos comprometerse con un tercio del corte adicional.

La negativa rusa a acordar fue el disparador del colapso y del lunes negro de marzo. Pero vendría un abril mucho más negro cuando a esa amenaza de guerra de mercado se le agregó el colapso de la economía mundial y la abrupta caída de la demanda planetaria (alrededor de 30 millones de b/d).

El cierre de las posiciones de futuro de mayo en Estados Unidos llevó a los compradores de barriles “financieros” que buscaban deshacerse de sus posiciones a pagar para que los compradores asumieran los riesgos de evacuación y almacenamiento de barriles físicos en instalaciones saturadas.

Las instalaciones en Cushing (ciudad del Estado de Oklahoma), centro neurálgico de storage del crudo americano, acumularon producción hasta el tope. El WTI (precio de referencia para el crudo americano) cotizó el 21 de abril del 2020 en valores negativos (-37.6 dólares). No ocurrió lo mismo con la cotización del crudo Brent porque sus transacciones están más ligadas a la demanda asiática y europea donde todavía se cuenta con cierta capacidad de almacenaje.

De cualquier manera el inventario relevado a nivel mundial de capacidad de almacenamiento disponible registra unos 1200 millones de barriles. Si consideramos un excedente productivo (cortes incluidos) de alrededor de 20 millones de b/d, en dos meses esa capacidad estaría saturada y no es descartable que se repitan cotizaciones negativas al cierre de nuevas posiciones de futuros si la economía mundial sigue en terapia intensiva.

El almacenamiento flotante en barcos por el efecto “contango” (precios spot inferiores a los precios de futuro) es de oportunidad, mucho más especulativo y distorsiona el mercado de fletes.

La OPEP+ con el aval de Donald Trump volvió a acordar un recorte histórico de 9.7 millones de b/d que empezó a tener vigencia en Mayo. La EIA (Agencia Internacional de Energía) estima que en promedio la demanda de petróleo mundial este año va a caer unos 10 millones de b/d promedio respecto al año pasado.

El futuro petrolero de la pospandemia se debate en el ritmo de recuperación de los niveles de demanda, con el hito de recuperar los 100 millones de b/d de la prepandemia lo antes posible. La duda dominante es si el impacto de la pandemia en las preferencias sociales y en los cambios de hábitos de trabajo y de desplazamiento puede anticipar el pico de demanda mundial de petróleo (hace no más de una década atrás que todavía se hablaba del pico de la oferta).

Si se anticipa ese pico de demanda y empieza a vislumbrase un consumo de estable a decreciente en los años que vienen vamos a un escenario de ajuste de oferta donde muchas producciones costosas empezarán a desactivarse. En ese escenario el suministro de Medio Oriente recuperará protagonismo y los recortes productivos de la OPEP+ puede que terminen alineando intereses impensables antes de la pandemia. ¿Sauditas, rusos y frackers unidos?

La Argentina produjo unos 528.000 b/d promedio en 2019, procesó un promedio de 477 mil y exportó 64 mil b/d. Hoy procesa la mitad y no compra afuera. Le sobran más de 250.000 b/d. Esos barriles hay que almacenarlos o exportarlos y se exportaban a un valor FOB que estaba gravado por retenciones.

El decreto del PE 488/20 flexibilizó el régimen de retenciones, eliminándolas para cotizaciones inferiores a 45 dólares. Es correcto. Hoy los barriles exportados enfrentan precios y descuentos de fletes que no permiten recuperar costos. El precio sostén de 45 dólares para la producción interna es un paliativo transitorio (si el precio Brent supera ese valor durante 10 días el régimen queda sin efecto) que, en nuestra opinión debería haber tenido un mecanismo compensador para el caso de que el Brent supere esa cotización (hay reparto de renta en juego).

Si el mercado doméstico de combustibles sigue en cuarentena, con los barriles de productos finales a precios congelados las empresas refinadoras y comercializadoras van a tener resultados adversos. Pero, a no engañarse, si no se vende la nafta y el gasoil procesado (productos principales) por la caída de la demanda interna, el petróleo y/o los productos excedentes habrá que liquidarlos en el mercado mundial a los precios del barril de la pandemia. En tal caso, el juicio sobre el precio sostén devendrá en una cuestión abstracta.

Como son las referencias internacionales de precios las que tarde o temprano se imponen y gobiernan las decisiones de inversión en la industria, en la excepcionalidad de la presente depresión económica mundial, y por lo que nos augura el futuro petrolero, urge la reapertura de una mesa petrolera para negociar entre los actores de la renta reducciones de costos y aumento de productividad. Si no, olvidémonos de Vaca Muerta.

*Ex Secretario de Energía-Ex Presidente de YPF.