Una de las incertidumbres que nos depara el año 2018 es cómo evolucionará el mercado de petróleo. Su evolución es importante porque influirá sobre la inflación y saldo exterior en los países importadores y sobre las economías de los países exportadores.
Según el informe de la Energy Information Administration (EIA) en el Short Term Energy Outlook (STEO) de diciembre de este año, el petróleo Brent spot ha alcanzado un precio de 63$/barril en noviembre (figura siguiente), un 8,6% superior al de octubre. Previendo la EIA que la demanda se incremente en más de 1,6 millones de barriles día (mbd) en 2018, por encima de los 1,4 mbd de 2017. A pesar de lo cual, la EIA prevé que los inventarios aumenten y el Brent alcance un precio medio de 57$ en 2018, 3$ superior al de 2017, lo que supone un incremento del 5,7%, y que el West Texas Intermediate (WTI) permanecerá en 2018 unos 4$ por debajo del Brent.
Figura.- Evolución del precio del barril brent y WTI. Datos EIA brent y WTI .
El gráfico permite observar una tendencia alcista desde inicios del año 2016, lo que técnicamente parece indicar mayores subidas a lo largo del 2018 si se supera el máximo anterior de unos 65$. Esta tendencia podría verse apoyada políticamente a través del acuerdo de la OPEP y otros países no-OPEP liderados por Rusia, que el 30 de noviembre anunciaron la extensión de acuerdo de reducción de la oferta hasta finales de 2018.
La OPEP y sus socios han cumplido, e incluso superado, los recortes de producción programados en conjunto, pero el cumplimiento por países ha sido desigual, y quizá lo más importante, involuntario, como los casos de Angola y Venezuela , lo que muestra como el mercado de petróleo está sujeto a cierta incertidumbre derivada de posibles contracciones de la oferta consecuencia de la inestabilidad política de países como Iraq, Nigeria, Libia y Venezuela.
En cualquier caso, tanto la OPEP como la International Energy Agency (IEA) coinciden en que los recortes de la alianza están funcionando. La OPEP y Rusia han reducido en casi 2/3 el exceso de inventaros este año, recayendo la incertidumbre sobre la probabilidad de que la alianza pueda eliminar totalmente dicho exceso de inventarios sin desencadenar la inundación del mercado con el shale oil estadounidense.
La evolución de la producción estadounidense es una incógnita, ya que si bien el precio del crudo es un factor importante que determina la producción, aunque esta también se encuentra condicionada por factores técnicos y costes. En este sentido, la EIA estima que se producirá un incremento de producción estadounidense inducida por una mayor eficiencia lograda a partir del desarrollo tecnológico, asumiendo que este, basado en la mayor longitud de los pozos o cantidad de agua y arena utilizados en el fracking, incrementarán la eficiencia y la producción de cada pozo del orden del 10% anual.
Sin embargo, esta previsión puede ser demasiado optimista, existiendo análisis alternativos que discrepan poniendo en cuestión dichos incrementos, ya que la producción actual se lleva a cabo a partir de “sweet spots” o puntos en que la extracción es más fácil y barata. Pero que la extracción a partir de estos se agotará y una mayor producción se encontrará condicionada porque el precio del barril sea superior al breakeven de extracción (coste de extracción, a partir del cual se generan beneficios), estando la reducción de este a su vez condicionada por mayores incrementos de eficiencia y/o reducción de costes.
En el año 2017, la producción media de la OPEP ha sido de 32,5 mbd, 0,2 mbd menos que en 2016, previendo la EIA que la producción alcance los 32,7 mbd en 2018, al mismo tiempo que estima que la producción media de petróleo estadounidense pasará de 9,2 mbd en 2017 a 10 mbd en 2018, sobrepasando el anterior máximo histórico de producción de 9,7 mbd del año 1970.
En cuanto a los posibles cambios en la política de producción de la OPEP y sus socios será importante observar la evolución de la variable que estos utilizan como referencia para diseñar sus políticas de producción, que es el nivel de los inventarios de la OCDE con respecto a su media de cinco años.
El mayor registro de inventarios se logró en julio de 2016 con 3.090 mill de barriles, reduciéndose posteriormente hasta los 2.950 mill en noviembre de 2017, manteniéndose un superávit sobre la media de cinco años de 174 mill de barriles (figura siguiente). Sin embargo, la media de cinco años es móvil, por lo que en el futuro próximo al incluir meses de 2015-17 con mayor stock, la diferencia entre el stock y su media de cinco años se reducirá sin implicar una reducción real de inventarios, atribuyendo Bloomberg a este hecho el 60% de la reducción observada.
Figura.- Short Term Energy Outlook (STEO)
Otro factor a tener en cuenta que afecta al nivel de stock es la evolución de los futuros, ya que cuando los precios están en backwardation (precio de contado superior al de futuro) se induce la venta de stock al no ser rentable el almacenamiento a futuro, contribuyendo a la reducción del stock. Cuando además, esta situación evita comprar coberturas a los productores de shale oil dependiendo su producción de los precios del mercado.
EVOLUCIÓN FUTURA DEL MERCADO DE PETRÓLEO
Por el lado de la oferta, el Banco Mundial, en el Commodity Markets Outlook (CMO) , indica que esta se elevará 0,4 mbd en 2017, un incremento muy inferior a los 1,9 mbd de incremento anual experimentado entre 2010-2015. Y la IEA, con respecto a 2018, prevé que la producción no-OPEP se incremente en 1,5mbd en 2018, por lo que si los recortes de la OPEP se mantienen y el crecimiento de la demanda se ajusta al previsto 1,4mbd, se podría limitar el incremento de precio del barril.
Sin embargo, por el lado de la demanda también existe incertidumbre, indicando Bloomberg que esta ha crecido en 2017 como resultado de la reducción de precio del barril, siendo por tanto la cuestión si esta demanda se mantendrá si se elevan los precios.
En este sentido, el Informe del Banco Mundial Commodity Markets Outlook (CMO) prevé un incremento de la demanda de petróleo para 2017 de 1,6mbd (1,6%), fundamentalmente a partir de países no-OCDE (1,2mbd, el 75% del incremento de la demanda). Mientras que para 2018 prevé que la demanda llegue a los 99,1mbd, incrementándose en 1,4mbd (1,4%) con respecto al año anterior, suponiendo el crecimiento no-OCDE 1,3mbd (92,75% del incremento) y el de China 0,3 mbd (figura siguiente), siendo de destacar que China es el mayor importador mundial, y que sus importaciones se incrementarán como resultado de una menor producción doméstica y del crecimiento económico.
Figura.- Banco Mundial. Commodity Markets Outlook (CMO)
La oferta y la demanda afectarán al indicador clave que determinará la producción por la OPEP y sus socios, la evolución de los inventarios. Y en este sentido, la OPEP y la IEA no se ponen totalmente de acuerdo. Las previsiones sobre la evolución de inventarios difieren entre ambas, estimando la primera una caída de 130 mb, lo que permitirá alcanzar el equilibrio; y la segunda un incremento de 72 mb en 2018. Siendo la diferencia fundamental entre ambas previsiones la evolución de la oferta, ya que mientras la OPEP espera que la oferta rival se incremente en 1 mbd, la IEA estima un mayor incremento de la producción no-OPEP del orden de 1,6 mbd, superando el crecimiento de la oferta al de la demanda, radicando las diferencias en las estimaciones en el shale oil estadounidense, ya que mientras la OPEP estima un incremento de producción de 720.000 bd, la IEA la estima un 20% superior.
En cuanto a los niveles de producción, tanto la OPEP como la IEA prevén que la de la OPEP se mantenga en 32,3 mbd en la primera mitad de 2018, divergiendo las proyecciones para el segundo semestre, en que la OPEP prevé producir 34 mbd mientras que la IEA lo reduce a 32,7 mbd, debido a que la OPEP prevé un fuerte incremento de la demanda y la IEA un fuerte crecimiento de la oferta no-OPEP.
RESUMEN Y CONCLUSIONES
El precio del petróleo ha llevado desde inicios del año 2016 una senda ascendente, tanto debido a la evolución de la demanda, como de la oferta, esta última como resultado del pacto de la OPEP y de sus socios sobre recortes en la producción de crudo.
El indicador tomado como referencia para evaluar el exceso de oferta en el mercado es el nivel medio de cinco años de inventarios de la OCDE, que se ha visto reducido, pero en parte de forma artificial debido al incremento del stock. Aunque sobre este también influye la evolución de los futuros, ya que la situación de backwardation hace no rentable la acumulación de stock.
Las previsiones sobre el futuro del precio del barril son inciertas debido al elevado número de variables que afectan a demanda y oferta. Por el lado de la demanda, la evolución de la actividad económica, sobre todo de los emergentes asiáticos y principalmente China. Mientras que por el lado de la oferta influye la evolución de los acuerdos de la OPEP y sus socios, el grado de adherencia al acuerdo, y la evolución de la producción no-OPEP, fundamentalmente el shale oil estadounidense, que depende del precio y de las posibles mejoras de eficiencia en la explotación y su evolución de costes.
Sin embargo, la oferta también se puede ver afectada por otro factor poco valorado, la posible inestabilidad política que afecte a la producción o al transporte de crudo. Entre ellos cabe destacar la incertidumbre geopolítica, principalmente la inestabilidad en Oriente Medio, que aunque parece improbable, no excluye un posible agravamiento de las tensiones entre Arabia Saudí e Irán intensificando o creando nuevos conflictos bélicos que pueden llegar a afectar a la producción o al transporte del crudo producido en la zona a través de los estrechos de Bab el Mandeb y Hormuz, por los que pasan respectivamente a diario del orden de 3,8 y 17 mb. aproximadamente el 21% de la demanda mundial.
