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PETROLEO: ¿REGRESO A 1986?

El precio del petróleo no encuentra piso. Desde junio cuando llegó a USD105 el barril acumula una caída de casi el 40%. Sacando la debacle del 70% que tuvo durante la crisis financiera de 2008 (cayó 70% en apenas seis meses), hay que remontarse hasta el año 1986 para encontrar una caída tan significativa. Entre noviembre de 1985 y marzo de 1986, el precio del crudo cayó 67%, hasta alcanzar los 10 dólares el barril. La industria norteamericana colapsó, induciendo a una caída prolongada de casi 25 años en la producción. En paralelo, Arabia Saudita recuperó su liderazgo en el mercado internacional durante estas décadas.

 No se espera por el momento que los saudíes vuelvan a abrir el grifo como entonces. Y las “majors” del shale en Estados Unidos prometen mantener sus planes de inversión y producción. Pero la pregunta es si los miembros de la OPEP reducirán la producción para permitir el alza de los precios o si, por el contrario, la sostendrán en estos niveles para frenar el avance del shale norteamericano. La OPEP genera cerca de 40% de la producción mundial de petróleo.

 La visión saudí es diferente: argumentan la búsqueda de un “precio estable” del petróleo, negando cualquier batalla contra la producción no convencional de hidrocarburos. Se sostiene también que existen distintas visiones dentro de la OPEP, prevaleciendo por ahora la intención de Arabia Saudita de establecer un régimen creíble de administración de cuotas en todos los países miembros.

 En rigor, la persistente baja de precios responde a fundamentals que están provocando un exceso de oferta. Un crecimiento débil en la OCDE y China, más competencia desde el gas natural y un uso más eficiente de la energía en el mundo emergente son responsables. Pero el factor más relevante resulta el propio aumento de la producción no convencional en los Estados Unidos, que desde mediados de año está agregando unos 700 mil barriles/día a la oferta global. En realidad, dentro de la OPEP, no es Arabia Saudita la que impulsó la producción en más de un millón de barriles diarios desde junio, sino Libia e Irak. Si se tiene en cuenta que, de acuerdo a la International Energy Agency, la demanda mundial es de 1.1 millón de bd, la sobreoferta actual alcanzaría los 600 mil barriles al día.

 Con el fortalecimiento del dólar en el mundo, además, se configura un nuevo contexto para las commodities que indica que el “superciclo” de precios que predominó desde comienzos de los 2000 (con el interregno de la Gran Recesión global) ya ha concluido.

 Al momento, sin embargo, en particular las grandes compañías norteamericanas especializadas en shale no recortan sustancialmente sus planes de inversión. Incluso algunas de ellas todavía mantienen sus proyecciones de aumentos de doble dígito para el año próximo. Sin embargo, gran parte del financiamiento de los proyectos shale depende del crédito que, en un contexto incierto de precios, por lógica será más escaso.

 El riesgo de un credit crunch está a la vuelta de la esquina. Ingresos declinantes dejan poco margen para invertir en pozos, pero los servicios de deuda deben afrontarse. La deuda total de las 61 empresas del sector listadas en el Bloomberg Intelligence North America Independent E&P Valuation Peers alcanzó los usd 200.000 millones en el tercer trimestre, por encima de los usd 184MM del año anterior. Muchos productores, además, compraron derivados financieros para protegerse de escenarios como el actual; pero estos seguros tienen límites, que en algunos casos no van más allá de la primera mitad de 2015. Quizá no los “majors” del negocio, pero sí seguramente los pequeños y medianos emprendedores, que hicieron global el modelo shale norteamericano, sufrirán la contracción del crédito en los próximos meses.

 Si este cuadro de caída de precios reencarnará en el crash de 1986 depende de su duración. Están los que sostienen, como Martin Feldstein, que “las expectativas de mercado reflejadas en el precio actual muestran una menor demanda y mayor oferta en el futuro. (…) El incremento en la potencial oferta futura de petróleo refleja los efectos del fracking, el desarrollo de las arenas bituminosas (tar sands) en Canadá o la reciente decisión de México de permitir a las empresas extranjeras explotar petróleo nacional. Estos cambios (…) sugieren que el precio futuro del petróleo será menor del que los participantes de la industria esperaban hasta hace unos meses. (…) El precio también depende de las tasas futuras de interés. (…) Una tasa baja incentiva a mantener el petróleo en el yacimiento. Cuando las tasas suban, será más atractivo incrementar la producción e invertir en activos financieros. Pero esto hará que los precios vuelvan a caer.” (texto completo en http://www.project-syndicate.org/commentary/oil-prices-geopolitical-stability-by-martin-feldstein-2014-11#JY7uvtI3Ofmiz5Bp.99).

 Las proyecciones de Economist Intelligence Unit (EIU) van en esa dirección. Si bien observan precios declinantes al menos por los próximos dos años, para 2015 en promedio se ubicarían ligeramente por encima de los mínimos actuales. A pesar de la decisión de mantener estable la producción, EIU estima que Arabia Saudita se verá forzada por los mercados a tomar alguna decisión, aunque sea unilateral, para subir los precios. “Esto probablemente ocurra antes de la próxima reunión de la OPEP, en junio, presionado además por los pequeños y medianos productores de shale norteamericanos”, señalan.

 A estos niveles de precios, la producción no convencional de gas y petróleo enfrenta problemas. El consenso del fracking dice que es difícil producir a menos de 90 dólares. Por supuesto, cada proyecto tiene diferentes costos y retornos, pero en el negocio bancario se trabaja bajo la hipótesis de que 10 dólares son necesarios para pagar los servicios de deuda, y 80 dólares para hacer rentable la operación.

 Sin embargo, en Eagle Ford y en Permian Basin (Texas) la rentabilidad se genera a 53 dólares el barril, porque existen adecuadas distancias a los puntos de distribución, capacidad suficiente de hospedaje en el field, redes de transporte eficientes y disponibilidad de mano de obra.

 En el próximo Analytico discutiremos las implicancias del nuevo escenario de precios sobre las perspectivas de la industria del gas y el petróleo local, con énfasis puntual en los desarrollos de Vaca Muerta.

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