DANIEL MONTAMAT *

Cuando la economía mundial entró en un coma inducido como consecuencia de la pandemia, la industria petrolera mundial tuvo uno de los peores shocks que recordará su historia. Todavía está fresca en la memoria de los productores de petróleo aquel 21 de abril del 2020.

En esa fecha, 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 a sus demandantes para que asumieran los riesgos de evacuación y almacenamiento de barriles físicos en instalaciones saturadas.

El WTI (precio de referencia para el crudo americano) cotizó ese día en valores negativos (-37.6 dólares). La caída de la economía mundial produjo una abrupta reducción de la demanda de petróleo (alrededor de 30 millones de b/d sobre un consumo prepandemia de 100 millones b/d promedio).

Allí reapareció la OPEP+ (que incluye a Rusia y a otros productores no OPEP), esta vez zanjando diferencias entre los sauditas y los rusos, para acordar un recorte draconiano de 9.7 millones de b/d en el suministro que entró en vigencia en mayo del 2020 y que contribuyó a descongestionar inventarios, y a recuperar precios.

En la medida que la economía mundial empezó a recuperarse en el 2021, los recortes se flexibilizaron, pero con una inercia controlada respecto a la recuperación de la demanda.

De hecho, en junio pasado fracasó una reunión de la OPEP+ que tenía en agenda acordar nuevos aumentos de oferta. Como consecuencia, el precio del Brent alcanzó los 77 dólares (6 de julio), por primera vez en dos años, luego de haber perforado el piso de 30 dólares el año pasado.

El futuro petrolero de la pospandemia se debate al ritmo de la recuperación de los niveles de demanda, con el hito de los 100 millones de b/d de la prepandemia.

La duda dominante es si el impacto de la pandemia en las preferencias sociales (cambios de hábitos de trabajo y desplazamiento) y la renovada preocupación política por el cambio climático (compromisos de 0 emisiones netas al 2050) pueden anticipar el pico de demanda mundial de petróleo.

Si se anticipa ese pico y empieza a vislumbrase un consumo de estable a decreciente, en los años futuros vamos a un escenario de ajuste de oferta donde muchas producciones costosas empezarán a desactivarse.

El suministro de Medio Oriente recuperará protagonismo y los recortes productivos para sostener los precios pueden alinear intereses incompatibles antes de la pandemia.

La OPEP primero, y luego la OPEP+, surgieron como acuerdo de productores para gestionar la oferta con un enfoque con eje en la renta del negocio petrolero. La renta petrolera surge como diferencia entre precios y costos de un barril de petróleo.

La competencia para ganar mercado aumenta las cantidades producidas, pero deprime los precios y reduce la renta por barril perjudicando las producciones de mayor costo. Si nuevas tecnologías permiten nueva reducciones de costos, la mayor competencia de precios puede seguir comprimiendo la renta.

El circuito puede derivar en una competencia de precios predatorios que termine concentrando la oferta en los productores de menores costos marginales de corto plazo.

El enfoque del negocio que considera la apropiación y distribución de la renta petrolera privilegia, en cambio, una gestión de precios estables con costos (exploración, desarrollo, producción) que hagan viable una explotación sostenible de largo plazo.

Se trata de una industria capital intensiva que hunde muchas inversiones. Conviene entonces producir cantidades acotadas a la evolución de la demanda con renta más segura, que grandes cantidades para ganar mercado con renta incierta o negativa.

Esta es la lógica de manual con que opera la OPEP y sus nuevos aliados. Antes de la pandemia esa lógica había sido desafiada por los frakers americanos que aprovechaban los cortes productivos de la OPEP+ y los mayores precios para intensificar las perforaciones y aumentar la producción.

Cuando el acuerdo de productores reaccionaba liberando oferta y haciendo bajar los precios, se resentía la producción de shale y se respondía bajando los costos hasta que la caída de oferta volvía a estimular precios con rápida reacción del suministro.

La producción de shale fijaba un techo a los precios internacionales y un piso cada vez más bajo y volátil. Pero estos bandazos afectaban la gestión del negocio de los frakers muy endeudados y con dudas de rentabilidad.

Esto es lo que empezó a cambiar con el derrumbe de la demanda que produjo la pandemia. La producción no convencional americana cayó y ahora se recupera, pero, a diferencia de antes, en esta recuperación los productores privilegian rentabilidad y dividendos, en lugar de cantidades.

El crecimiento productivo de shale oil que se proyectaba antes del Covid, ya no se va a dar. El cambio en la estrategia de los frackers da lugar a una suerte de acuerdo implícito de productores petroleros a nivel mundial para dosificar oferta a las necesidades de la demanda y sostener precios estables y menos volátiles. Una buena noticia para acelerar los planes productivos de Vaca Muerta antes de que sea tarde.

* Exsecretario de Energía y coautor del libro La renta del petróleo en la Argentina-(Eudeba-2021)