Cuando la demanda de crudo tiende a superar a la oferta en un momento dado, ese petróleo ya extraído y de entrega inmediata o a corto plazo se vuelve más valioso
VICENTE NIEVES
Los futuros del petróleo Brent, de referencia en Europa, y del West Texas, referencia en EEUU, están cerca de terminar un largo y arduo viaje desde la estructura de contango a la de backwardation. Este cambio de estructura es el reflejo del equilibrio que está alcanzando el mercado: la demanda y la oferta se igualan tras meses de desequilibrio que han llevado a que el petróleo (el Texas llegó a marcar precios negativos) se acumule en tanques y buques, impulsando los inventarios hasta máximos. Ahora, probablemente, existe incluso un pequeño déficit en el mercado (más demanda que oferta) que sin embargo no termina de reflejarse en el precio (43 dólares el barril de Brent), precisamente, por ese elevado nivel de inventarios o reservas de petróleo acumuladas entre marzo, abril y parte de mayo.
No obstante, la parte más dura parece haberse superado. Por un lado, la demanda de petróleo ha rebotado con fuerza desde mínimos (mostró datos no vistos desde 1995), aunque no tocará los niveles previos a la pandemia hasta al menos 2022. Algunos tipos de derivados del crudo, como el queroseno de aviación, podrían tardar años en recuperar la demanda vista en 2019. Sin embargo, la reapertura de las economías desarrolladas y China (son los mayores consumidores de crudo) ha permitido que el mercado alcance el equilibrio, con la inestimable ayuda del histórico recorte de la producción de la OPEP, sus aliados y la caída de la producción en EEUU y Canadá. Sin este recorte por el lado de la oferta, hubiera sido casi imposible lograr un mercado en equilibrio que está llegando hacia la estructura de backwardation, que es la contraria al contango que se ha vivido en los últimos meses.
Esta estructura de backwardation llega (está muy cerca producirse en la actualidad) cuando el petróleo al contado (petróleo físico para entrega inmediata) y los futuros de menor plazo (en este caso el de agosto) son más caros que los futuros a más largo plazo (petróleo para entrega en otros meses del año o 2021).
¿Por qué sucede esto? Cuando la demanda de crudo tiende a superar a la oferta en un momento dado, ese petróleo ya extraído y de entrega inmediata o a corto plazo se vuelve más valioso, mientras que el crudo a futuro puede presentar un precio menor porque se estime, por ejemplo, que en los próximos meses la OPEP terminará con los recortes (algo bastante factible) y habrá de nuevo petróleo de sobra en el mercado. Esta es una explicación, pero son muchos los factores que generan una u otra estructura de mercado, y no siempre indican que el precio del crudo vaya a subir o bajar. Normalmente se asocia el backwardation con más subidas de precios y el contango con una tendencia bajista del crudo.
Los analistas de Bank of America Merryll Lynch explican en una nota para clientes que "esta combinación de un mayor consumo frente a las perspectivas de la oferta deberían poner en marcha las ruedas para una recuperación continua en el precio del petróleo en 2021. Es cierto que tanto los diferenciales del Brent como del WTI entre el primer el tercer mes (futuros) ya se han reducido a un ritmo bastante rápido en los últimos días, coqueteando con la estructura de backwardation. El aumento de los inventarios a nivel global se ha desacelerado considerablemente en el último mes y las existencias incluso han comenzado a caer en algunos lugares específicos, como en Cushing (almacén que llegó casi al límite de su capacidad en mayo). Debería surgir un patrón de caídas de inventarios en la mayoría de las regiones a medida que avanzamos hacia el segundo semestre. Como resultado, esperamos que la curva completa del crudo Brent regrese a la forma de backwardation a finales de año", sentencian estos expertos.
La curva entera de la que hablan los analistas de BofAML está formada por el primer futuro de petróleo, que en este caso es el de agosto de este año, y por el mismo del año siguiente, el de agosto de 2021. De este modo se conforma la curva a un año del crudo, formada por todos los precios de los futuros de petróleo mes a mes hasta que se completa el año. Ahora mismo, con datos de Bloomberg, el futuro de agosto de este año es todavía un 3% más barato que el mismo futuro del año que viene. Sin embargo, si se analiza el gráfico se puede ver como esta diferencia llegó a ser hasta de un 80% en los peores momentos de la crisis del covid-19, cuando surgieron serias dudas sobre la capacidad de la infraestructura petrolera para almacenar todo el crudo que se seguía produciendo, pero que nadie consumía durante los confinamientos.
En ese momento, la estructura del mercado era radicalmente opuesta al backwardation del que hablamos. Esa estructura se conoce como súper-contango, y evidencia que en ese momento concreto había un exceso de petróleo abrumador respecto a la demanda, algo lógico, pues miles de millones de personas se encontraban confinadas en sus casas sin coger el coche, aviones... Mientras que el precio de los futuros más lejanos de petróleo era mucho más elevado, pues el mercado esperaba que la pandemia del covid-19 fuese algo pasajero o al menos confiaba en que se encontrase una solución.
A medida que las economías han reabierto, junto con la puesta en marcha de los recortes de producción, el petróleo ha subido con fuerza, alcanzando los 43 dólares por barril en el caso del Brent, un rebote del 175% desde mínimos que aún puede tener recorrido.
El viaje ha sido largo, desde caer por debajo de los 20 dólares hasta superar los 40 y buscar la estructura de backwardation. Este tour aún no ha terminado y podría tener algo de continuidad. "Los fundamentales del mercado mundial del petróleo han cambiado significativamente desde la última vez que ajustamos las previsiones del precio del petróleo el 8 de marzo", explican los analistas de BofAML. Dadas las mejores perspectivas, han elevado previsión del precio Brent 2020 a 43,70 dólares de media anual el barril frente a los 37 anteriores.
"A medida que avanzamos el próximo año, la demanda de movilidad podría recuperarse a un ritmo más rápido de lo que inicialmente habíamos anticipado. Además, la OPEP + probablemente retendrá mayores volúmenes de suministro de los que creíamos hace tres meses. Por lo tanto, también aumentamos nuestro pronóstico de precios Brent para 2021 hasta los 50 dólares, siete dólares más que en la anterior previsión", sentencian estos expertos.
Sin embargo, el crudo, al igual que la economía en su conjunto, se enfrenta a serias amenazas: la vuelta del covid-19 a los países desarrollados en otoño, por un lado, y el elevado nivel de inventarios que aún persiste, por otro. Ambos factores pueden suponer un serio lastre para los precios del oro negro en el medio plazo.
El Economista
PABLO MAAS
Desde que estalló la pandemia del coronavirus y la economía internacional entró en régimen de terapia intensiva, pocos mercados como el petrolero han sido menos aptos para cardíacos. No solo porque en un momento los precios se tornaron negativos a causa del colapso de la demanda, sino también porque desde hace tiempo que desde el lado de la oferta subyace una guerra de todos contra todos en la que se han enfrentado los tres principales productores mundiales: Estados Unidos, Arabia Saudita y Rusia.
Después del susto de los precios negativos, el petróleo Brent se niveló a un valor de US$ 23 por barril a fines de abril. Desde entonces ha aumentado 80% hasta US$ 42 en junio. El repunte obedeció en parte a una leve recuperación de la demanda, en la medida en que la economía de los países más ricos ha comenzado a normalizarse. Pero, sobre todo, la mejora en los precios refleja un brutal recorte en la oferta dispuesto por la OPEP y Rusia, de unos 10 millones de barriles diarios, equivalentes al 10% del volumen del comercio internacional. Nunca antes el mercado petrolero internacional había experimentado un cambio tan violento en tan poco tiempo en los volúmenes ofertados.
A esto hay que sumarle el desplome en la producción de petróleo shale que produce el mismo Estados Unidos, que pasó de un máximo de 13,5 millones de barriles diarios en marzo a 10,5 millones al 15 de junio. Esta era justamente la idea de Arabia Saudita, dejar fuera del mercado a las decenas de productores de petróleo no convencional de Estados Unidos. Según un informe de la auditora Deloitte, estas compañías se verán obligadas a pasar a pérdida unos US$ 300.000 millones de sus activos durante el segundo trimestre de este año como consecuencia del impacto de los bajísimos precios del petróleo en sus balances. Esta suma equivale a la mitad del valor neto de todas sus propiedades, plantas y equipos. El aumento de los pasivos llevará a una ola de insolvencias y reestructuraciones en este sector, agrega el informe.
Misión cumplida, podrán haberse felicitado en Ryad. De hecho, Estados Unidos volvió a importar un mayor volumen petróleo saudita en estos últimos días, en parte para compensar una caída temporaria en la producción de crudo convencional que le provocó una tormenta tropical sobre el Golfo de México. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), Washington compró 1,4 millones de barriles en la segunda semana de junio. Esto es tres veces más de lo que importaba en febrero, antes de que se desatara la guerra de precios.
Ante tamaña reducción de la oferta, los precios se mantienen relativamente bajos debido a los inusualmente elevados stocks de Estados Unidos. Para darse una idea de cuán altos, considérese que este país mantuvo durante décadas unos inventarios de alrededor de 250 a 300 millones de barriles, que ahora mismo ascienden a más de 500 millones. Pero estos excedentes podrían consumirse en relativamente poco tiempo si la demanda repunta. Por ahora esto no está ocurriendo. La mayor parte de los aviones del mundo, grandes consumidores de petróleo, siguen en tierra. Pero si los automovilistas estadounidenses aprovechan los bajos precios de la gasolina y salen masivamente a las rutas durante este verano del hemisferio norte, el balance de oferta y demanda puede volver a experimentar cambios.
Lo que ya comienza a verse en forma de un cambio de más largo plazo es el nivel de inversión de la industria petrolera de Estados Unidos. Ni las pequeñas y medianas compañías que se lanzaron a la explotación del petróleo shale, ni las grandes operadoras, que constituyen el 60% del mercado petrolero (la OPEP representa el otro 40%) tienen previsto aumentar sus niveles de inversión para reemplazar reservas. Están previendo que la demanda, como lo informó la AIE, seguirá reflejando el golpe que sufrió con la pandemia hasta por los menos fines de 2021 e incluso más allá de esa fecha. “Tenemos que suponer que la demanda de petróleo no vuelve a los 100 millones de barriles diarios hasta algún momento de 2022”, dijo Neil Atkinson, jefe de mercados petroleros de la AIE, citado por el Financial Times. “Pero incluso esta proyección supone un fuerte crecimiento económico ese año y que no vuelva a resurgir el Covid-19, de modo que no estamos seguros. Podría tal vez ocurrir bien entrado el 2023”, agregó.
En este contexto, no sorprende que la industria petrolera esté abandonando planes de exploración. De hecho, el volumen de los recursos petroleros “recuperables” en el mundo ha caído desde 2019 en 282.000 barriles, a 1,9 billones de barriles. Este es probablemente el más importante cambio estructural que ha traído la pandemia: acelerar la llegada del “peak oil” (pico petrolero), es decir el momento en el cual se alcanza la tasa máxima de extracción de crudo y tras la cual la oferta entra en un declive. Rystad Energy, una consultora noruega muy respetada, publicó recientemente en su informe anual que, según sus cálculos, el momento del peak oil se ha adelantado al menos en dos años, a 2027 o 2028.
Los precios, pronostica el informe de Rystad, podrían tener un fuerte repunte entre 2023 y 2025, pero para entonces también se espera que los vehículos eléctricos se tornen competitivos con los de motores de combustión interna. Si el mercado petrolero ha sido históricamente complejo y no ha habido experto que seriamente se haya animado a pronosticar nada, las complejidades añadidas por la pandemia lo tornan directamente un misterio inescrutable. Si el teletrabajo se impone, por ejemplo, los viajes en automóvil a la oficina de millones de trabajadores podrían reducirse drásticamente. Si las empresas cambian sus cadenas de abastecimiento para reubicar las fábricas más cerca de sus principales mercados, el transporte marítimo de cargas (un fuerte consumidor) también podría caer sustancialmente, contribuyendo a una meseta en la demanda de petróleo el mediano plazo. De lo que no hay dudas entre los analistas es que esta crisis para la economía del petróleo es diferente a cualquier otra del pasado y que no se resolverá con un recorte en la producción, aunque sea de proporciones históricas, mientras se aguarda una rápida recuperación de la actividad económica.
