El precio del petróleo colapsó el año pasado a menos de la mitad, de un pico de $115 por barril para el Brent en junio a $55 al cierre del año y a $45 en enero de este año. Desde febrero ha habido una tendencia de recuperación manteniéndose por encima de $60 desde mediados de abril. ¿Puede seguir subiendo?
Una de las primeras lecciones en mi clase de economía petrolera la dedico a explicar por qué es muy difícil predecir el precio del petróleo y lo poco creíbles que son aquéllos que dicen estar seguros de lo que va a pasar en el futuro. La mayoría de las proyecciones de los mejores expertos han estado erradas en el pasado, particularmente cuando ha habido cambios relevantes de tendencias. Los expertos petroleros suelen ser bastante mejores “prediciendo” el pasado que el futuro. Siempre tienen una buena explicación, en retrospectiva, de por qué ocurrió lo que ocurrió. En 2008 las predicciones de los especialistas para el año 2012 iban desde $34 dólares por barril hasta $391 (el promedio ese año terminó siendo $112). El mercado de futuros tampoco ofrece mucha guía, usando el valor de las opciones, el Banco Mundial estimó a principios de este año que se requeriría un intervalo de unos $30 a $120 dólares por barril para tener un 95% de confianza en la estimación del precio del año 2019. El del petróleo es uno de los precios más volátiles en la economía mundial con coeficiente de variación mayor a 0,7. En el año 2008, el precio varió entre $146 y $32 en cuestión de semanas. De hecho, hay destacados estadísticos que plantean que es inútil buscar un patrón en las series de precios petroleros porque se comportan como un camino aleatorio, lo que implicaría que el mejor predictor del precio futuro es el precio de hoy. Se preguntarán entonces por qué escribo un artículo sobre este tema. El primer objetivo ya lo cumplí: tratar de convencerles de que es muy difícil saber qué va a pasar con el precio y que cualquier persona racional tiene que aceptar que hay grandes riesgos de equivocarse y que por tanto hay que prepararse para diferentes escenarios.
Dicho esto, intentaré plantear posibles escenarios dependiendo de cómo evolucionen algunas variables clave que han afectado al mercado recientemente. En primer lugar por el lado de la demanda, es clave entender que el auge de precios de la década anterior al año pasado fue fundamentalmente producto del fuerte incremento de demanda en los mercados emergentes de Asia y en particular de China, como lo demuestra, entre otros, un trabajo reciente de Ramón Espinasa y Carlos Sucre del BID. De hecho todos los commodities subieron sustancialmente durante ese periodo. Sin embargo, en parte por la desaceleración de la demanda asiática, los precios de la mayoría de los otros commodities venían debilitándose desde su pico en 2011, y solo el petróleo se sostenía a niveles históricamente muy elevados. Como el personaje del Coyote en el Correcaminos, el precio del petróleo parecía no saber que estaba en el aire, que el piso se le había terminado. Los eventos geopolíticos en el Medio Oriente y Libia hacían posible el prodigio de levitación. Sin embargo, en 2014 el precio del petróleo cayó significativamente más y a mayor velocidad que el de los demás recursos y eso tiene que ver más con lo que pasó del lado de la oferta que lo que había venido ocurriendo con la demanda.
La revolución del shale, o petróleo de lutitas, en los Estados Unidos ha sido increíblemente vertiginosa, incorporando más de 3 millones de barriles diarios entre 2009 y 2014, más que toda la producción de Venezuela. La mayoría de estos barriles provienen de Texas y Dakota del Norte donde los altos precios indujeron una explosión de inversión usando técnicas de fracturamiento hidráulico y perforación horizontal que permitió extraer petróleo de formaciones compactas. Esta producción tiene características diferentes a la producción convencional. Una de las diferencias es que, mientras en los proyectos convencionales se hacen grandes inversiones iniciales que tardan años en iniciar producción y luego esta se va incrementando y se mantiene a niveles relevantes por años; en el caso de shale la producción se obtiene más rápidamente, requiere limitada inversión inicial, y el pico de producción ocurre al inicio del proyecto, colapsando en dos o tres años a niveles insignificantes. Por tanto, para mantener la producción de shale hay que estar permanentemente perforando nuevos pozos. Se parece más a un proceso manufacturero que a un proyecto petrolero tradicional. La implicación es que la elasticidad de la oferta, es decir que tan rápido y significativamente responde la producción a un cambio en el precio, es mucho mayor en shale que en campos tradicionales. Por otra parte, el costo total de producción y por tanto el break-even del shale es generalmente más alto que el petróleo convencional, aunque ha venido cayendo por incrementos en productividad y la mejor identificación de las áreas geológicamente más productivas.
En este contexto, cuando la sobreoferta estadounidense empezó a tener efecto en los precios, la reacción del principal exportador de petróleo del mundo y líder de la OPEP, Arabia Saudita, fue anunciar que no iba a perder su cuota de mercado y al contrario incrementaría su producción, la cual tiene costos muy inferiores a los del resto de los productores. Una vez que quedó claro que la OPEP no proveería un piso al precio, el mercado terminó de colapsar. El Coyote miró hacia abajo y vio un largo precipicio.
La revista The Economist, simplificando pero con agudeza, lo planteó en su portada como un duelo entre los sauditas y los productores de shale. El colapso del precio ha provocado en los últimos meses un colapso en la inversión en shale y ello se ha traducido en un estancamiento de la producción de Estados Unidos. Se estima que casi un millón de barriles dejaran de entrar en el mercado en 2015 por esta caída en la inversión. Este sin duda es uno de los factores que ha impulsado la reciente recuperación del precio y que ha llevado a los sauditas a cantar victoria, quizás prematuramente. Pero, ¿es sostenible esta tendencia? La gran pregunta es qué tan rápido se podría incrementar la producción de shale si los precios vuelven a superar niveles de $70-80 consistentemente. En 2010 la inversión se recuperó rápidamente con la recuperación de precios y el auge del shale siguió como si nada, pero no sabemos a ciencia cierta si esto se puede repetir de igual manera en un futuro. Lo que pareciera claro es que, al menos por algunos unos años, precios muy elevados no serían sostenibles por mucho tiempo porque casi toda la producción de shale es claramente rentable a precios un poco superiores a los que tenemos hoy. Salvo que ocurra un aumento muy significativo en la demanda que no pueda ser cubierto ni siquiera por el incremento del shale. Por otra parte, los grandes productores de bajo costo, liderados por Arabia Saudita e Iraq, han continuado invirtiendo e incrementando su producción. De manera que la OPEP, lejos de reducir la sobreoferta, está contribuyendo con ella. De hecho, pronto Irán también podría incrementar su producción si las sanciones se flexibilizan. Todo esto hace difícil una recuperación de precios sustancial y sostenida.
Pero muchos factores pueden alterar un escenario de precios entre $50-80 como el que he venido dibujando. Factores que pudieran generar una nueva alza de precios incluyen por el lado de la oferta, los riesgos geopolíticos que siguen latentes siendo que buena parte de las reservas del mundo están concentradas en una región que está en pleno conflicto armado. Por otra parte, los precios bajos de los últimos meses han llevado al retraso o cancelación de muchos grandes proyectos de alto costo en las arenas bituminosas de Canadá y en aguas ultra-profundas, y no sabemos qué tanto impacto a mediano plazo pudiera tener esto. Por supuesto, aunque hoy luce improbable que los sauditas cambien su política, no es descartable que la OPEP llegue en algún momento a un acuerdo con Rusia para estabilizar el mercado al menos temporalmente, si asumen conjuntamente el sacrificio de reducir producción.
Los riesgos a la bajan no son pocos. En el corto plazo la sobreproducción en el Medio Oriente parece el mayor riesgo. Además, los costos operativos —es decir aquellos por debajo de los cuales se hace necesario cerrar pozos— de la mayor parte de la producción mundial están por debajo de $25, por lo que el piso en el corto plazo es bastante bajo. En el mediano plazo, el avance de los sustitutos del petróleo y las políticas de cambio climático podrían tener efectos muy relevantes. Vale enfatizar que aunque los precios de hoy parecen bajos en relación a la década pasada, en términos reales son mayores que los experimentados durante 85% del tiempo transcurrido desde 1860, cuando se empezó a explotar petróleo comercialmente. De modo que en materia de precios del petróleo como decía mi querido Profesor López Casuso: “lo más seguro es que quien sabe”.