El mercado del petróleo

Tras un año 2017 en el que los precios del crudo siguieron una tendencia alcista estable, 2018 resultó ser un año de alta volatilidad e inesperados movimientos del precio. Así, a comienzos de año era difícil prever el aumento de precios que predominó hasta octubre, cuando el precio del barril Brent alcanzó el máximo anual de 86 dólares por barril ($/bl), llegando a situarse un 30% por encima del cierre de 2017 y un 200% por encima de los mínimos de 2016. Del mismo modo, también fue inesperada la corrección a la baja del precio que tuvo lugar en la parte final del año, cayendo más de un 40% desde máximos y perdiendo en los dos últimos meses todo lo ganado durante el año. 

Detrás de este movimiento vertiginoso del precio se encuentran diversos factores, tanto fundamentales, es decir, oferta y demanda de petróleo, como financieros: en primer lugar, las acciones deliberadas de la OPEP; en segundo lugar, la evolución de la producción en algunos países OPEP, como Venezuela y Libia, derivada de dinámicas internas; en tercer lugar, la imposición de sanciones a Irán por parte de EE.UU.; en cuarto lugar, la sorpresa al alza de la producción de petróleo no convencional en EE.UU., y, por último, las expectativas de desaceleración de la economía mundial como consecuencia tanto de la guerra comercial entre EE.UU. y China como de las subidas de los tipos de interés en EE.UU.

La acción de la OPEP ha desempeñado un papel trascendental. A grandes rasgos, cuando a finales de 2016 la OPEP decide recortar producción, alcanzando un acuerdo con otros exportadores no-OPEP, el precio inició una tendencia alcista que lo llevó a superar los 85 $/bl en octubre de 2018.

A la subida del precio contribuyó el anuncio de sanciones por parte de EE.UU. a aquellos que comercializasen con Irán, y también la constatación de que un gran número de países estaba reduciendo sus importaciones de petróleo iraní. La posterior corrección a la baja fue consecuencia de varios factores, entre los que destacan: la aceleración de la producción de Light Tight Oil (petróleo no convencional), la relajación de las sanciones mencionadas anteriormente, y el deterioro en las expectativas de crecimiento económico mundial. Ante esta última corrección del precio, la respuesta de la OPEP+ ha sido promover un nuevo recorte de 1,2 millones de bl/d en 2019 (800 mil bl/d OPEP y 400 mil bl/d no-OPEP), enviando una señal al mercado en la que implícitamente se pone suelo al precio del barril de crudo Brent alrededor de los 60 $/bl. No hay que olvidar que recientemente, entre 2015 y principios de 2017, estos países de la OPEP+ sufrieron los estragos de un periodo largo de bajos precios del crudo que exacerbaron sus problemas económicos y sociales. 

Centrándose en el detalle de 2018, durante la primera mitad del año la OPEP fue más allá de lo pactado con los recortes fijados a finales de 2016. Entre noviembre de 2016 y mayo de 2018 la producción de crudo se redujo en 1,8 millones de barriles diarios. En este periodo, la media del cumplimiento de los recortes pactados se situó alrededor del 120%, siendo en algunos meses superior al 170%. Estos niveles de cumplimiento se alcanzaron en realidad gracias al declino masivo que viene registrando la producción de Venezuela, donde se conjugan la falta de mantenimiento de infraestructuras, la escasa inversión, los severos problemas socioeconómicos, de escasez e inseguridad que atraviesa el país, además de las sanciones impuestas por EE.UU. a mediados de 2017 a una lista de funcionarios del gobierno. Sin embargo, hay que mencionar que, más allá del declino sistemático de Venezuela, muchos países OPEP venían siendo muy rigurosos con el cumplimiento de los recortes.

Por último, las expectativas alcistas comenzaron a exacerbarse ante la reimposición de sanciones de EE.UU. a Irán, tras la salida del primero del acuerdo nuclear a principios de mayo. El gobierno estadounidense dibujó un panorama muy oscuro para aquellos que no cumplieran con las sanciones y prometió reducir las exportaciones de Irán hasta mínimos. Desde el anuncio de las sanciones, a principios de mayo, hasta que se hicieron efectivas el 4 de noviembre, muchos compradores de crudo iraní redujeron sus transacciones anticipadamente, lo que generó una reducción de la producción y, sobre todo, de las exportaciones del país persa a partir de junio/julio, que no habían sido claramente descontadas por el mercado. Casi de repente, las expectativas pasaron de un mercado algo corto de oferta en la segunda parte de 2018 a otro con una situación dramática por el efecto devastador de las sanciones en la oferta global, con una caída masiva de las exportaciones iraníes, que se sumaba a la caída ya estructural de Venezuela. Se comenzó a descontar que Irán reduciría sus exportaciones desde los 1,6 millones de bl/d en octubre hasta apenas 600-700 mil bl/d en los siguientes seis meses. Esto, en líneas generales, fue lo que llevó a los precios hasta el nivel de 86 $/bl mencionado anteriormente.

Evolución reciente del precio del crudo y decisiones de la OPEP

Fuente: Thomson Reuters, OPEP y Dirección de Estudios de Repsol.

Pero el origen de la corrección del precio a partir de finales de noviembre tiene el mismo embrión. Ante la escalada del precio, el presidente de EE.UU., Donald Trump, presionó a través de las redes sociales a los países OPEP, en especial a Arabia Saudí, para aumentar producción y conseguir reducir el nivel de precio de 80 $/bl que se alcanzó como consecuencia de la esperada desaceleración de las exportaciones iraníes. Así sucedió, y la OPEP, especialmente Arabia Saudí, comenzó a aumentar su producción para contrarrestar este escenario. Sin embargo, justo antes de la fecha estipulada para la entrada en vigor de las sanciones, el 4 de noviembre, EE.UU. volvió a sorprender a los mercados concediendo exenciones (waivers) a la prohibición de importar crudo iraní a varios países, que potencialmente afectaban algo más del 65% de las exportaciones iraníes. El mercado anticipó una menor magnitud de la reducción de las exportaciones iraníes en un contexto en el que se estaba produciendo el aumento de producción en otros países de la OPEP –unos 800 mil bl/d más desde junio–, sobre todo por Arabia Saudí, que aumentó más de 600 mil bl/d, volviendo a niveles muy cercanos a sus máximos históricos.

Entre noviembre de 2016 y mayo de 2018 la producción de crudo se redujo en 1,8 millones de barriles diarios

Pero pareciera que la petición de Trump a la OPEP para que aumentase la producción también la realizó a los productores de EE.UU. La producción de crudo en EE.UU. en 2018 aumentó casi 1,6 millones de bl/d y junto con los líquidos asociados a la producción de gas natural, el incremento superó los 2,1 millones de bl/d. Esta cifra supone no solo el mayor ritmo de crecimiento de EE.UU. desde que se tienen registros históricos (1920), sino el mayor crecimiento anual de cualquier país en la historia. Sin duda, la subida que experimentaron los precios desde mediados de 2017 incentivó la inversión de unos operadores del petróleo no convencional que han ganado en eficiencia y productividad, cosechando los frutos especialmente en la segunda mitad de 2018. Según todos los analistas, 2018 sería un año irrepetible y las perspectivas a largo plazo de la propia Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés) descartan un año de crecimiento similar en 2019. 

Pero los precios son consecuencia de la interacción de la oferta y de la demanda y de las expectativas sobre ambas. La volatilidad de la oferta comentada tuvo su contrapartida en una sólida demanda. Después de un año 2017 muy positivo para la economía, las perspectivas para 2018 eran muy halagüeñas. Sin embargo, la economía mundial alcanzó su mayor dinamismo a inicios de 2018, defraudando posteriormente al comenzar una clara desaceleración afectada tanto por los anuncios de “guerra comercial” entre EE.UU. y China como por un endurecimiento de las condiciones financieras globales en un contexto de mayores tasas de interés en EE.UU. y apreciación del dólar. Es este deterioro de las expectativas a futuro lo que contribuyó a la dramática contracción de precios en noviembre/diciembre y no tanto la demanda física de petróleo, que incrementó en 1,3 millones de bl/d en 2018. 

La situación actual a comienzos de 2019 es la de un mercado en relativa sobreoferta, situación que debería ser visualizada como transitoria en vista de la respuesta de la OPEP y sus aliados no-OPEP a finales del año pasado de volver a los recortes de producción. Además, recientemente se ha exacerbado la ya crítica situación política de Venezuela con las severas sanciones que ha impuesto EE.UU., afectando cualquier transacción con Petróleos de Venezuela (PDVSA). Sin embargo, en el mercado pesan mucho los riesgos de una fuerte desaceleración en China que impacte el crecimiento económico mundial, y no se pueden descartar movimientos de precios inesperados en función de los nuevos datos macroeconómicos. 

No se puede dejar de comentar que 2019 es la antesala a la introducción de una nueva regulación a escala mundial sobre combustibles marítimos por parte de la Organización Marítima Internacional (IMO, por sus siglas en inglés), que a partir del 1 de enero de 2020 limitará drásticamente el contenido de azufre en el fuelóleo marítimo, de 3,5% a 0,5%. El mercado tiene que prepararse para dotar al sistema de destilados medios y residual con bajo contenido en azufre, lo que llevará al límite al sistema de refino mundial, ya que se necesitará aumentar sustancialmente la producción de destilados medios a partir de un crudo que, en media, es cada vez más ligero —el nuevo crudo Light Tight Oil— y del que se necesita refinar más cantidad para producir gasóleo que con los crudos medios y pesados. 
En definitiva, buena parte de lo que suceda en 2019 tiene sus raíces en dinámicas que se iniciaron en 2018, particularmente los recortes OPEP y la guerra comercial entre EE.UU. y China. Y, aunque no podemos menospreciar la volatilidad de un mercado como el del petróleo, la interacción de todas estas dinámicas parece llevar a una recuperación con potenciales sobresaltos de los precios del crudo desde los mínimos de principios de año.

El mercado tiene que prepararse para dotar al sistema de destilados medios y residual con bajo contenido en azufre