El precio está que arde

En los albores del año 2002 todos los analistas del mercado petrolero pronosticaban un nivel promedio de precios del crudo WTI (West Texas Intermediate) de 21-22 $/B. Al mismo tiempo, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) acordaba un techo de producción de 21,7 millones de barriles por día (BD).

La cifra, que sumada a 2 millones de BD de Iraq, país que no estaba sometido a una cuota de producción, representaba 33% del mercado, la participación más baja de la organización desde 1980.

El mencionado techo de producción y el consenso de los analistas, anticipaban un mercado petrolero flojo para el año, pero la realidad habría de ser muy diferente.

A principios de 2002 comenzaron a sentirse las amenazas de un paro nacional en Venezuela, como resultado de la aprobación unilateral de un paquete de leyes que afectaban significativamente la vida nacional. También comenzaron los rumores de una posible invasión a Iraq por Estados Unidos. Las tensiones resultantes generaron un "premium" de precios que los analistas ubicaban entre 5 y 10 $/B.

Hacia finales del año se disparó el paro en Venezuela, el cual habría de durar 10 semanas y afectar significativamente la producción petrolera. A principios de 2003 Estados Unidos invadió Iraq. Esos dos acontecimientos continuaron impulsando los precios hacia arriba. Aunque la acción bélica de la invasión a Iraq fue de corta duración, la restitución de la producción fue muy difícil debido a extensivo sabotaje de las instalaciones petroleras, mientras que en Venezuela, una vez concluido el paro, la producción nunca volvió a subir a su anterior nivel, habiéndose perdido unos 800.000 BD.

Luego siguió una cadena de diversos acontecimientos que continuaron presionando los precios hacia el alza, entre ellos, ataques terroristas en Arabia Saudita, disturbios civiles en Nigeria que afectaron la producción en el delta del Níger, y una severa temporada de huracanes en el Golfo de México. Como resultado, los precios petroleros continuaron en ascenso, con el "premium" aumentado hasta 15-20 $/B.

La percepción de que los precios eran artificialmente altos debido a factores psicológicos, hizo que el extremo frontal de la curva del mercado de futuros se ubicara en lo que se denomina "backwardation". Este término define la condición bajo la cual el precio futuro es más bajo que el precio presente. Lo contrario, o sea precio futuro más alto que el precio presente, se denomina "contango".

Cuando el mercado está en "backwardation" se pierde el incentivo para acumular inventarios. El ciclo normal del mercado es que cuando aumenta la demanda, bajan los inventarios, el precio sube y eso promueve un mayor suministro. Pero a veces puede darse una condición en la cual el "backwardation" es tan marcado, que se hace casi imposible aumentar los inventarios, lo cual profundiza más el "backwardation", o sea, que el ciclo se retroalimenta en una especie de vórtice.

Lo paradójico de esa situación, es que los precios siguen en aumento. El vórtice solamente puede romperse con un gran aumento del suministro o una gran caída de la demanda o una combinación de ambas cosas. El mercado continuó en esa condición durante 2003 y 2004, con los precios en continuo ascenso.

A finales de 2004 el mundo había concluido que los altos precios no afectaban significativamente la actividad económica global ni la demanda petrolera, lo cual hizo que la curva de futuros se invirtiera y cambiara a "contango". Así comenzó la restitución de los niveles de inventarios, pero para entonces había aparecido un nuevo factor de gran importancia para la psicología del mercado: había desaparecido la abundante capacidad excedente de producción. Habiendo estado en 9 millones de BD a principios de 2002, a principios de 2005 se ubicaba en apenas 2 millones de BD.

Ante la aparición en escena de la controversia de Irán con la Organización de las Naciones Unidas por el enriquecimiento de uranio, comenzaron especulaciones de posibles sanciones a ese país, incluyendo la posibilidad de un embargo petrolero. Siendo la capacidad excedente global menor que las exportaciones de 2,6 millones de BD que salen de Irán, la presión alcista sobre los precios continuó, también en gran medida, debido a que durante 2004 la demanda petrolera había aumentado en 3,7% (3 millones de BD).

Sin embargo, durante los años 2005 y 2006 comenzó a registrarse un cambio en la relación entre actividad económica y demanda petrolera. Durante varios años, para un crecimiento económico anual de 4% PIB, la demanda aumentaba en 2%, pero en 2005 y 2006 para ese nivel de actividad económica, el aumento de la demanda estuvo alrededor de apenas 1%, presentándose las primeras señales de que los altos precios estaban provocando ajustes importantes en el modus vivendi global.

Los recortes de la OPEP

De hecho, entre agosto y noviembre de 2006, los precios petroleros cayeron en 30 $/B, desde un pico de casi 80 $/B. Esa caída hizo entrar en pánico a la OPEP, la cual anunció que recortaría la producción en 1,2 millones de BD a partir del 1º de noviembre pasado. El recorte fue seguido por un segundo recorte de 500.000 BD durante el primer trimestre de este año.

El recorte fue liderado por Arabia Saudita, país que ya adelantaba su recorte particular antes de producirse el acuerdo de la organización. La decisión se tomó después de que los saudíes determinaran que eran sus crudos pesados los que más estaban sufriendo las consecuencias de la abundancia de residuos pesados en el mercado.

Esos residuos se derivaron de un sistema de refinación operando a máxima capacidad para abastecer la demanda veraniega de gasolina, y con los trenes de conversión profunda copados. El segundo recorte, sin embargo, no fue necesario para arrestar la caída de los precios, debido a que se presentó, inesperadamente, un invierno muy frío durante el primer trimestre de este año, con lo que se reinició el ascenso de los precios.

Cuando el hemisferio norte se aproximaba al invierno de este año con inventarios relativamente bajos (la cobertura se redujo de 76 a 70 días durante los pasados 6 meses), se hacía imperativo que la OPEP abriera los grifos y aumentara el suministro, pero la organización no atendió los llamados en tal sentido, atribuyendo los precios a otros factores, entre ellos las tensiones geopolíticas y las restricciones en el sistema global de refinación. El aumento anunciado finalmente por la OPEP de 500.000 BD a partir del 1° de noviembre, no solamente fue muy poco sino que llegó demasiado tarde.

Petróleo a 100 dólares

Con ese telón de fondo, se anticiparon precios de entre 75 y 78 $/B durante el invierno. ¿Pero cómo puede explicarse que los precios hayan escalado desde ese nivel hasta casi 100 $/B en cuestión de tres semanas? La explicación está en que esta última escalada ha sido impulsada financieramente. Miles de inversionistas, a fin de protegerse de la progresiva pérdida de valor del dólar estadounidense, se han posicionado masivamente en el mercado de futuros petroleros. Esto se ha sumado al problema de inventarios muy ajustados.

Asimismo, ha intervenido el impacto de otros factores, que aunque no tienen gran significación física, han generado tensiones psicológicas. Se trata del problema fronterizo de Turquía con los rebeldes Kurdos en el norte de Iraq, y de la escasez de crudo WTI en el punto de referencia del NYMEX (New York Mercantile Exchange), un lugar de recolección llamado Cushing, en Oklahoma, Estados Unidos.

El impacto del problema en el norte de Iraq es insignificante, pues más del 90% de la producción del país sale por el sur y el oleoducto hacia el puerto de Ceihan en Turquía lleva meses fuera de servicio.

En cuanto al WTI, se trata de un crudo que ha ido perdiendo vigencia como marcador, debido a su progresiva pérdida de liquidez. De hecho, hace seis meses el WTI se cotizaba 5 $/B por debajo del crudo Brent y actualmente se cotiza 5 $/B por encima del Brent, indicando su anormal volatilidad.

Finalmente, en días recientes se ha agravado la controversia del posible arsenal nuclear en Irán, lo cual ha contribuido a perturbar aún más el mercado petrolero.

Una consideración final de relevancia tiene que ver con el hecho de que la demanda de derivados de alta calidad para el sector del transporte viene creciendo sostenidamente a razón de 2,4% por año, una demanda que es inelástica por falta de sustitutos.

Por su parte, la demanda de combustibles pesados de calefacción se viene contrayendo sostenidamente a razón de 5,8% por año, una demanda elástica sujeta a sustitución. Esta evolución apunta hacia la necesidad y las oportunidades de invertir en plantas de conversión profunda, lo cual contribuirá a balancear el mercado petrolero.

¿Qué podemos esperar?

Al menos unos 12-15 $/B del actual precio son vaporosos, responden a posiciones financieras en el mercado de futuros, podrían desaparecer en poco tiempo y no parecen sostenibles más allá del corto plazo.

Otros 10-12 dólares por barril tienen un piso inestable y dependerán de la crudeza del invierno, de las decisiones de suministro por parte de la OPEP, y muy especialmente de la evolución de la actividad económica mundial, en particular de la economía de Estados Unidos.

En el corto plazo la actividad económica se ve amenazada en buena parte por la incertidumbre acerca de cuán profunda es la crisis del mercado hipotecario "subprime" y hasta dónde puede haber llegado el contagio, el cual ya ha hecho colapsar a varias importantes instituciones financieras. Vale la pena señalar que mientras los precios petroleros han aumentado en 30%, el valor de las acciones de las empresas petroleras en el mercado ha aumentado apenas 6% en promedio.

En el mediano plazo se puede considerar un piso para precios petroleros alrededor de 60 a 68 $/B.

En el largo plazo, los precios dependerán de los programas de inversión no solamente en producir más petróleo y gas natural, sino en instalaciones de refinación y conversión.