Horas bajas en el mercado del petróleo

Omnipresente es el petróleo. Desde hace más de siglo y medio se ha colado en nuestras vidas en distintas presentaciones: plásticos, cosméticos, prendas de vestir y hasta en los jabones. Sobre todo, se ha convertido en la pieza clave para que el mundo se mueva. El 56% de su producción termina en combustibles: un 12% sirve para mover aviones y barcos, mientras que el 44% va a los tanques de los automóviles, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Por eso, cuando el planeta ha metido el freno por la pandemia del coronavirus, el negocio ha entrado en convulsión. Grandes, medianas y pequeñas empresas de los países productores han luchado contra viento y marea para mantenerse a flote; pero, ante una bajada de la demanda sin precedentes, se han visto forzadas a detener sus operaciones desde la raíz.

En abril, el mundo se detenía y una guerra de precios entre Arabia Saudí y Rusia llevaba al crudo West Texas Intermediate (WTI) —de referencia en EE UU— a terreno negativo por primera vez en la historia. El precio del brent, de referencia en Europa, retrocedía a su nivel más bajo en casi dos décadas. En medio de este apocalipsis energético, un 23% de las plataformas de petróleo y gas (tanto en agua como en tierra) de todo el mundo dejaron de operar, según los datos de Baker Hughes, una consultora que hace un recuento de este tipo de infraestructuras desde 1940.

EE UU, muy perjudicado

El mazazo más fuerte se lo está llevando la industria estadounidense. En tan solo un mes, ha metido el freno a un 26,7% de sus plataformas. La ley de la oferta y la demanda se ha impuesto. De acuerdo con la AIE, el gasto global de capital en exploración y producción se reducirá este año en un 32%, hasta llegar a los 335.000 millones de dólares, el nivel más bajo en 13 años. No es para menos. La pandemia ha eliminado de un plumazo casi un tercio del consumo mundial de crudo y las empresas están sintiendo en carne viva el golpe.

Exxon (la mayor petrolera de EE UU) reducirá a lo largo de este año en un 75% el número de sus plataformas activas en la cuenca Pérmica, el epicentro del boom del fracking (fracturación hidráulica) y considerado como el mayor campo de petróleo de ese país. Por su parte, la también estadounidense Chevron solo mantiene cinco plataformas activas en la región, un 71% menos, aseguró la compañía a Bloomberg. En abril, solo 130 pozos estadounidenses se perforaron a través del fracking: casi un 75% menos con respecto a los niveles de principios de año, de acuerdo con las estimaciones de la consultora Rystad.

La industria estadounidense necesita precios de entre 40 y 45 dólares por barril para evitar la bancarrota de un millar de firmas, destaca un estudio de Rystad. El motivo es que el endeudamiento de las compañías ha crecido en la última década, debido al éxito que ha tenido la fracturación hidráulica. Esto ha posicionado a EE UU como el primer productor de la materia prima en el planeta. Pero si el precio del crudo oscila entre los 10 y 30 dólares, las compañías pequeñas ya no tendrán suficiente flujo de efectivo para pagar su deuda. El resultado probable: una ola de quiebras.

Pero no todo está perdido para estos titanes de los combustibles fósiles. "Las grandes empresas tienen capacidad financiera para hacer frente a esta crisis", comenta Juan Moscoso, director de asuntos globales en Deusto Business School. Serán los participantes medianos y pequeños los más perjudicados. "Los jugadores más robustos pueden contener la reducción de los precios y actuar con agilidad ante un regreso de la demanda", afirma Alexandre Ramos-Peón, analista de Rystad. "Dependiendo de cómo evolucione el mercado, tenemos la flexibilidad de volver a poner en funcionamiento muchos de esos pozos rápidamente", destacó a principios de mayo el presidente y consejero delegado de Exxon, Darren W. Woods, en una llamada telefónica con analistas.

Un sector en concentración

Ya al cierre de 2019, el número de operadores en EE UU se había reducido en un 20%, ante las continuas fusiones del sector. Hoy son 10 las grandes empresas que controlan el 32% de la oferta, según Rystad. "La industria petrolera está en vilo, pero no está muerta", arguye Jorge Piñón, expresidente de la petrolera Amoco en América Latina y ahora investigador en la Universidad de Texas. "Las grandes compañías saben que este negocio es a largo plazo y los accionistas están pensando en el futuro y no en el presente", destaca Mark Lewis, jefe mundial de investigación sobre sostenibilidad de BNP Paribas Asset Management. "Todas están a la espera de que se reabran las economías", comenta.

Pero eso no va a ocurrir pronto. La demanda de petróleo se dirige hacia el mayor colapso anual de la historia. Este año se prevé que caiga un 9%, según las estimaciones de la AIE. El organismo internacional prevé que las compras de la materia prima lleguen a su punto más bajo antes del verano y que se vayan recuperando gradualmente. Los analistas de Goldman ­Sachs afirman que el hambre de crudo se mantendrá débil también a lo largo del próximo año, debido a una posible segunda ola de contagios de covid-19 (como ya ocurre en China y en Corea) y al modesto aumento que se espera de los viajes aéreos. "El queroseno para aviones se ve como un punto particularmente débil", comenta Ed Crooks, vicepresidente para América en Wood Mackenzie, consultora internacional de energía. El experto indica que a medida que el transporte por carretera se ha restablecido en China, donde surgió la pandemia, la recuperación en los viajes aéreos ha sido mucho más tímida. "El gigante asiático marcará la ruta que podría seguir el resto del mundo", asegura.

La crisis está haciendo mella en todo el mundo. Por ejemplo, en Oriente Próximo se han cerrado 8 plataformas, quedando en operación un total de 420, según las cifras de Baker ­Hughes. "Los países de la zona, sobre todo Arabia Saudí, son muy resistentes a los precios débiles", dice Piñón, investigador en la Universidad de Texas. Su fortaleza está en el bajo coste de producción (nueve dólares el barril, en promedio, en el caso saudí) y las reservas de divisas extranjeras que utilizan para paliar en momentos de crisis. "Arabia Saudí puede presumir de su costo de extracción, pero su equilibrio fiscal [el coste por barril que necesitan los países productores para financiar sus presupuestos] es de alrededor de los 80 dólares", asefrgura en un análisis Michael Liebreich, experto en BloombergNEF.

El Reino del Desierto está con el agua al cuello. "En mi opinión, Arabia Saudí puede durar solo dos o tres años", agrega Liebreich. El pasado lunes, su Ministerio de Energía solicitó al gigante petrolero Aramco (del que tiene la mayoría de las acciones) reducir un millón de barriles diarios su producción a partir de junio. Dicho recorte se suma al acordado con los países de la OPEP (los del cartel internacional más otros 10 países, incluidos Rusia y México) el pasado 12 de abril, que comenzó a realizarse este mes. De esa forma, Riad pondrá en el mercado solo 7,4 millones de barriles, la cifra más baja en 18 años.

Rusia se posiciona bien

Rusia, el tercer productor de crudo en el planeta, tiene un equilibrio fiscal de 40 dólares por barril —con un coste de producción entre 10 y 30 dólares— y una economía mucho más diversificada. "Puede sobrevivir a los bajos precios del petróleo durante una década", afirma Liebreich. En países como Venezuela (con las mayores reservas probadas del globo), Angola y Nigeria, la situación es complicada. "Difícilmente podrían superar los próximos 24 meses sin dolor extremo", destaca el experto de la consultora.

En Europa, la mayoría de las grandes compañías ha hecho los deberes de manera razonable para blindarse financieramente ante cualquier eventualidad, pero la situación tampoco es halagüeña, comenta Moscoso. Por ejemplo, la industria de petróleo y gas en el Reino Unido podría perder hasta 30.000 empleos (un tercio del total) en los próximos meses. "Se espera que la reducción de gastos e inversiones de capital sea generalizada entre la mayoría de los participantes de la industria", afirma Diego Morín, analista de la consultora IG.

En España, algunas empresas ya han dado el golpe de timón. "La combinación de bajos precios y caída del consumo ha provocado un cambio radical de estrategia", explica Alberto Martín, socio responsable de Management Consulting y del sector de energía y recursos naturales de KPMG en España. "La primera reacción ha sido un recorte en los presupuestos de inversión, particularmente en exploración y producción", destaca.

La demanda ha cambiado

Pero otro de los efectos adicionales está siendo la reconfiguración de las refinerías debido al impacto asimétrico del confinamiento sobre la demanda, que se ha reducido mucho más, por ejemplo, en gasolinas para uso par­ticu­lar y queroseno de aviación que en gasóleo para transporte industrial. La reducción de inversiones y la parálisis de algunas plataformas de extracción serán el combustible que podría volver a catapultar el precio del barril.

"Cuando las economías estén en funcionamiento, no habrá suficiente petróleo para satisfacer la demanda", indica Piñón. De esta manera, señala el experto, los precios pueden llegar a los 100 dólares nuevamente en los próximos 18 meses. Es por ello por lo que muchas empresas se resisten a desactivar sus plataformas. Tal y como reconoció Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de Argentina: "Si dejamos caer la inversión, corremos el riesgo de que cuando los precios [internacionales] aumenten nuevamente, no produzcamos suficiente petróleo y gas", según recoge el Financial Times. "Cerrar un pozo es muy complicado, pero todavía más volverlo a activar, indica Miriam Grunstein, académica asociada al Centro México de la Universidad de Rice (EE UU). "Es costoso y el proceso tarda meses", subraya. Pero todo está por verse. Mientras las empresas de todo el planeta se aferran a seguir produciendo, el mundo aún puede quedarse sin espacio para almacenar.