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 con el petróleo en la prepandemia. Hasta 2008 la producción petrolera de Estados Unidos venía declinando. Empieza a revertir la tendencia por los líquidos asociados a la revolución del shale gas en 2009, pero en enero de 2012 apenas superaba los 6,5 millones de barriles día (mm b/d).
Ese año empieza la explotación intensiva del shale oil (Permian) y los Estados Unidos terminan 2019 siendo el primer productor mundial con poco más de 13 mm b/d. Los americanos siguen importando petróleo, pero exportan derivados. En su balance pasaron de ser los principales importadores mundiales a ser autosuficientes si se contabilizan las exportaciones de productos derivados.
El 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; habían superado el nivel de u$s 100 hasta la crisis de 2008. La "gran recesión" los llevó a niveles de u$s 40 y precipitó una primera pulseada productiva entre los jeques árabes y los frackers americanos.
Entre 2014 y 2016, la OPEP buscó recuperar mercado con precios bajos para desplazar producción de shale oil y fracasó. La curva de aprendizaje les había enseñado a los frackers a reducir costos y a aumentar productividad. En 2016 la OPEP suma a los rusos y a otros países, y, como OPEP+ (incluye un treintena de países) vuelve a la política de cortes acordados para elevar los precios. Los precios se recomponen en el entorno de los u$s 60/70 por barril. Pero de nuevo, todos los recortes productivos que hace la ahora OPEP+ son compensados por el aumento sostenido de la producción de shale de Estados Unidos.
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 mm b/d acordado en diciembre pasado. Rusia se negó a acordar alegando que los recortes favorecían a los productores americanos de shale. La nueva pulseada que los rusos plantearon con los frackers, y la inmediata reacción saudita de aumentar la producción fueron el disparador del colapso de precios y del lunes negro del 9 de marzo. Pero vendría un abril más negro cuando a esa amenaza de guerra de precios se le iba a sumar el parate de la economía mundial y la abrupta caída que hubo de la demanda (alrededor de 30 millones de b/d sobre un consumo prepandemia de 100 millones 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. El WTI (precio de referencia para el crudo americano) cotizó el 21 de abril de 2020 en valores negativos (-37,6 dólares). Reapareció la OPEP+, esta vez con el aval del presidente estadounidense Donald Trump, para acordar un recorte histórico de 9,7 millones de b/d que ya entró en vigencia en mayo y que ha contribuido a atenuar la caída de precios. La EIA (Agencia Internacional de Energía) estima que en promedio la demanda de petróleo mundial en 2020 va a caer unos 10 millones de b/d respecto a 2019.
El futuro petrolero de la pospandemia se debate al ritmo de recuperación de los niveles de demanda, con el hito de los 100 millones de b/d que se consumían antes del coronavirus. Como será el nivel de consumo el que establezca el sendero de la nueva "normalidad" petrolera, habrá que ir evaluando sobre la marcha si el impacto de la pandemia cambia hábitos de trabajo y desplazamiento con una reducción sostenida en la demanda de combustibles. También habrá que evaluar cómo la pandemia afecta el proceso de globalización reduciendo el comercio mundial y afectando los flujos de transporte (aéreo, marítimo, terrestre).
Ambos efectos combinados pueden anticipar el pico de demanda mundial de petróleo. Si se anticipa ese pico y empieza a vislumbrase un consumo petrolero de estable a decreciente en los años futuros, el mercado mundial irá a escenarios de ajuste de oferta donde muchas producciones costosas empezarán a desactivarse. En esos escenarios los productores pueden responder defendiendo market share en un nuevo round de todos contra todos (sauditas, rusos, y frackers compitiendo por precios), o negociando nuevos acuerdos productivos que terminen alineando intereses impensables antes de la pandemia.
Se dirá que los americanos tienen restricciones legales (ley anti-trust) para sumarse a un acuerdo entre productores, pero pueden exhumar intervenciones domésticas a través de entes reguladores ya existentes como la Texas Railroad Comission, u otros a crearse. Una OPEP++ puede arbitrar un esquema de precios internacionales "administrados", menos volátiles, pero más caros que los anticipaba el pico de demanda petrolera. Poderosos intereses en juego convergen en esta dirección.
