Después de que se estabilizó en la primavera, el petróleo crudo experimenta una caída en sus precios en el verano.
El índice de referencia Brent bajó hasta 55 dólares el barril, después de tener un promedio de cerca de 65 durante el segundo trimestre, mientras que el West Texas Intermediate apenas se sostiene en 50 dólares, aproximadamente 10 por debajo de su promedio en el segundo trimestre. Y esta venta no solo afecta el precio fijo, sino que se amplía más allá de la curva: por ejemplo, en diciembre de 2018 cae por debajo de 70 dólares por barril, que es más bajo de lo que jamás estuvo durante la caída de los precios del crudo del año pasado.
Las preocupaciones que hacen caer los precios son fáciles de encontrar, pero más allá de las noticias, es difícil tomarlas demasiado en serio. Revisemos primero la demanda. Los temores macro sobre la salida de Grecia de la zona euro y la turbulencia del mercado bursátil chino ciertamente desempeñaron un papel importante.
Esas dos crisis parecen haber superado sus respectivos tragos amargos, y aunque la economía griega y las acciones en China se hayan desplomado, el golpe a la economía global, y por lo tanto a la demanda del petróleo, será mínima. Grecia no es lo suficientemente grande y la riqueza china no tiene lazos tan fuertes con el mercado de valores. De hecho, la economía china, a pesar de que permanece frágil, en realidad debe mejorar modestamente durante el verano, mientras que los datos más recientes de la actividad de Estados Unidos —que son los que realmente importan— se ven mucho más optimistas.
Sin duda, el panorama de suministro es más complicado. Los inversionistas observan con ansiedad el regreso del flujo de petróleo iraní después de la exitosa firma de un acuerdo nuclear con Occidente, y al mismo tiempo se preocupan sobre la continua fortaleza de la producción del petróleo de esquisto estadunidense. Pero Medley Global Advisors (MGA), un servicio de investigación macro propiedad de Financial Times, afirmó reiteradamente que habrá un espacio de al menos seis meses entre la conclusión del acuerdo con Irán y el momento en que los volúmenes significativos iraníes lleguen a los mercados de petróleo. Antes de que se levanten las sanciones, los iraníes tienen que cumplir con una larga lista de mejoras con difíciles pasos políticos y técnicos para desmantelar o detener su programa de enriquecimiento nuclear. Incluso si el país avanza aceleradamente, llegará la mitad del próximo año antes de que pueda sumar la cantidad prevista de entre 500 mil y 700 mil barriles diarios en las exportaciones, aunque se puede filtrar un poco de petróleo a los clientes asiáticos antes de esa fecha.
La robusta producción petrolera de EU sorprendió a la mayoría de los analistas, ya que los productores de esquisto redujeron los costos para compensar los precios de venta más bajos y para poder mantener bien sus niveles de fracking y bombeo. De hecho, el número de plataformas de EU, un indicador que observan muchas personas en los mercados, aparentemente se estabilizó después de presentar fuertes caídas desde finales del año. Pero los últimos datos mensuales muestran que la producción de los grandes campos de esquisto de Dakota del Norte llegó a su punto máximo en diciembre y desde entonces cae gradualmente, mientras que la producción de petróleo convencional de California (y no el petróleo de esquisto) también se reduce. Lo más probable es que los operadores hayan empezado a ocultar los aplazamientos de proyectos y el impacto de la reducción de gastos de capital, al aprovechar furiosamente al máximo los pozos donde los costos ya cayeron, pero se mostrarán en las cifras con el paso del tiempo.
Mientras tanto, el panorama de oferta en muchos países que no pertenecen a la OPE, sin duda, es débil. La brasileña Petrobras redujo su pronóstico de producción a cinco años de 4 millones 200 mil barriles diarios a 2 millones 800 mil barriles diarios, Colombia experimentó fuertes caídas en su número de plataformas y en los gastos de capital, y la primera licitación petrolera en México — que se realizó la semana pasada— tuvo resultados decepcionantes. Rusia también enfrenta retos para mantener su producción debido a sus sanciones, mientras que se acelera la disminución en la producción del mar del Norte.
MGA propone este sencillo ejercicio mental. Supongamos que la OPEP mantiene su producción constante o ligeramente por encima de su objetivo de 30 millones de barriles diarios. Y, siendo generosos, los suministros que no provienen de la OPEP, de 50 millones de barriles diarios, continúa su caída a un ritmo de 5 por ciento al año, no más rápido de como lo hacía cuando los precios del petróleo se encontraban por encima de 100 dólares por barril. Esto requeriría un suministro nuevo de 2 millones 500 mil barriles diarios al año, o alrededor de 10 millones de barriles diarios para finales de 2018. Además de eso, se espera que la demanda del petróleo aumente alrededor de un millón 200 mil barriles diarios durante los próximos años, así que sumemos otros 5 millones de barriles diarios.
Esto significa que el mundo tiene la necesidad de encontrar una nueva producción de 15 millones de barriles diarios en los próximos cuatro años para justificar los precios actuales de petróleo. Incluso si se reanuda el crecimiento del petróleo de esquisto de EU de un millón de barriles diarios por año y la producción de Irán e Irak agrega otro millón 500 barriles diarios cada uno, y Rusia y Brasil logran llegar a sus proyecciones anteriores, sería difícil alcanzar esa cifra. Una vez que los titulares negativos se desvanezcan, el precio del petróleo debe recuperarse.
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