(Columna de Martín Vauthier y Federico Furiase, economistas de Estudio Bein & Asociados)
Luego del desplome de casi 60% en el precio del petróleo entre junio de 2014 y enero de 2015, el crudo comenzó a cotizar en una banda entre US$ 40 y US$ 60 por barril, presentando una alta volatilidad aunque siempre dentro del rango mencionado.
Aunque no resulta sencillo encontrar explicaciones al timing de la corrección (de hecho, no existe consenso incluso dentro de los analistas especializados en la industria), el desplome en el precio que comenzó a mediados del año pasado estuvo explicado por una combinación de factores financieros y propios del balance de oferta y demanda. En este sentido, una vez que la suba de tasas de la Reserva Federal dejó de ser un suceso esperado en el largo plazo para comenzar a ser evaluado como una expectativa a pocos meses vista, el mercado pareció reaccionar ante el desbalance entre una oferta que crecía fuertemente (impulsada principalmente por el desarrollo de recursos no convencionales en EE.UU.) y una demanda con perspectivas débiles. Desbalance que, vale recordar, ya llevaba varios años gestándose con una producción norteamericana creciendo a razón de un millón de barriles por día por año sin un correlato en un crecimiento de la demanda, a pesar de lo cual el índice WTI cotizó entre un piso de US$ 80 y un techo de US$ 110 por barril entre 2011 y 2014.
Frente a este panorama, la OPEP (con una decisiva influencia de Arabia Saudita) priorizó el sostenimiento de market share frente a la defensa del precio, como tradicionalmente había reaccionado ante episodios de exceso de oferta en el mercado, en parte por voluntad propia y en parte reflejando la cada vez menor relevancia del cartel dentro de la producción global de crudo una vez que las tecnologías de explotación de recursos no convencionales comenzaron a dar sus frutos a escala comercial en otras regiones del mundo.
La estrepitosa caída en los precios generó un fuerte recorte en las inversiones, que se concentró en el segmento no convencional en EE.UU. con una caída de 56% en las torres de perforación activas desde los máximos de 2014, acompañado de un salto en el costo de fondeo para las firmas de servicios petroleros y un deterioro en el perfil crediticio de buena parte de estas compañías, muchas de las cuales quedaron al borde de la quiebra. En los últimos doce meses, el sector recortó 100.000 empleos en EE.UU., equivalente a una reducción en la nómina de 11%. Esta dinámica de caída en la inversión y aumento del costo de capital, derivando en una menor oferta futura esperada, parece ponerle un piso al precio del petróleo.
Sin embargo, la desaceleración en la producción norteamericana de crudo se da a un ritmo mucho menor al esperado, habiéndose registrado una caída de menos de 5% desde fines de junio, en un contexto en el cual los rápidos aumentos de productividad y los recortes de costos permitieron a muchas compañías sostener los niveles de producción.
También debe tenerse en cuenta que en los últimos años la inestabilidad en Oriente Medio redujo fuertemente las exportaciones de países productores como Irak o Libia. Si bien no se espera una vuelta rápida al mercado de la mayoría de estos países, limitando el impacto, el (esperado) retorno de Irán luego del levantamiento de las sanciones de Occidente puede agregar alguna presión en los próximos meses (con un aumento proyectado en las exportaciones de 1,2 millones de barriles diarios, 1,3% del consumo global).
Un dato no menor es que en los últimos meses los inventarios globales alcanzaron nuevos records y continúan en crecimiento, actuando en los hechos como un sostén transitorio de los precios en un contexto donde se sostiene el exceso de oferta. En EE.UU. los inventarios se ubican actualmente 100 millones de barriles por encima de la media de los últimos cinco años, creciendo a razón de 3 millones de barriles por semana, mientras China continúa comprando por encima de sus necesidades para incrementar su reserva estratégica. Las inversiones que vienen realizándose en instalaciones de almacenamiento y embarcaciones petroleras pueden contribuir a mantener en el tiempo este sostén.
Finalmente, no resultan claras las implicancias de los avances en la agenda global de cambio climático, que apuntan a la paulatina pérdida de peso de los hidrocarburos fósiles dentro de la matriz energética global en favor de energías limpias como mecanismo para reducir las emisiones de carbono en las próximas décadas. De todas maneras, el consenso parece apuntar a que las energías limpias comiencen a abastecer la mayor parte de la demanda energética incremental, más que a sustituir rápidamente las fuentes de energía tradicionales, por lo que los efectos esperados sobre el mercado de crudo se registrarían en todo caso en el mediano y largo plazos.
Hacia adelante, y como quedó demostrado en los últimos años, intentar proyectar el precio del petróleo, particularmente luego de la “financierización” de la commodity a mediados de la década pasada, resulta una tarea sumamente compleja y con altísimo margen de error. Lo que resulta claro es que, a juzgar por la estrecha banda de flotación que registra la cotización en los últimos meses, el mercado no encuentra, en un contexto de alta incertidumbre, motivos claros para perforar los pisos o romper los techos.
