lunes, 8 de diciembre de 2014

Petróleo, ¿dónde narices estamos un mes después? Preguntemos a Chevron...

Tras la publicación, el pasado 1 de noviembre, de una entrada en este blog donde reflexionaba sobre los cambios que se estaban produciendo en el mercado global de petróleo (varios años de incremento sostenido de la producción de Estados Unidos, varios meses de descenso sostenido en los precios), han pasado algunas cosas interesantes. Cito tres:
  1. El precio del petróleo ha seguido bajando de forma consistente durante un mes más y ya está por debajo de los 70 dólares el barril.
  2. Arabia Saudí ha hecho pública su intención de combatir mediante el precio al tight oil de Estados Unidos.
  3. Chevron, una de las grandes multinacionales petroleras, ha publicado su presentación anual a los inversores.
Lo del precio (a) se ve claramente en el gráfico 1, que es la actualización del que recogía en la entrada citada. Las razones por la que el petróleo está bajando de precio son las mismas que hace un mes: la demanda flojea y la oferta se mantiene alta. Lo de la demanda viene de que las economías de Europa y Japón siguen estancadas, la de China se ralentiza y la de otros emergentes, como Brasil, se ha frenado. Lo de la oferta tiene que ver con el crecimiento de la producción de Estados Unidos desde hace unos años y con el hecho de que ni Arabia Saudí ni sus socios de la OPEC estén modulando su producción para mantener precios altos.

Gráfico 1. Evolución del precio del petróleo en los últimos 6 meses. Actualizado a 5 de diciembre de 2014. Fuente: nasdaq.com.

Así que lo del precio hila con lo de Arabia Saudí (b). En efecto, en la última reunión de la OPEC (27 de noviembre), Ali al-Naimi, ministro del petróleo saudí, logró convencer a sus colegas del cártel de no recortar la producción y así mantener unos precios suficientemente bajos como para expulsar del mercado al tight oil de Estados Unidos. Este cambio de estrategia tiene enjundia. Significa que los saudíes ven en la nueva producción de crudo de Estados Unidos una amenaza para su posición dominante en el mercado, que saben que esa nueva producción es cara y sólo es viable con precios altos y que además consideran que tienen suficiente margen de maniobra para sostener producciones altas durante suficiente tiempo.

La estrategia podría estar surtiendo efecto ya mismo: en noviembre los permisos para perforar nuevos pozos en Estados Unidos cayeron un 40% respecto al nivel habitual en los meses previos. Esto se va a notar en el número de pozos nuevos en los próximos meses y, teniendo en cuenta el rápido declive del ritmo de producción en los pozos de extracción por fracking, no tardará en notarse también en la producción. En cualquier caso, es posible que el boom del fracking petrolero de Estados Unidos no sea la única victima de esta guerra de precios: Rusia e incluso algunos socios de Arabia Saudí en la OPEC como Venezuela, que por diversos motivos necesitan precios altos, pueden verse en serias dificultades si la situación actual de precios se prolonga lo suficiente.

En realidad nadie sabe a ciencia cierta con cuántas reservas cuenta Arabia Saudí pero parece que los saudíes consideran que tienen suficientes como para seguir mandando en el mercado durante una temporada. Esto hila con lo de Chevron (c). En su presentación anual a los inversores publicada este mes de noviembre incluyen el gráfico que reproduzco más abajo como gráfico 2. En él se muestra una proyección de la demanda de petróleo esperable de aquí a 2030 comparada con la evolución previsible de la "producción base existente", es decir, la producción de los campos petrolíferos que se están explotando actualmente. La proyección de la demanda equivale a un crecimiento anual del 0,8% hasta los 92 millones de barriles diarios. En cambio, la producción base existente se prevé que decrezca a un ritmo de un 5,2% anual, hasta unos 32 Mbd.


Gráfico 2. Proyección de la demanda de petróleo y la producción base existente hasta 2030. Fuente: Chevron 2014 Investor Presentation

La previsión de crecimiento de la demanda del 0.8% no es demasiado optimista. Ese ha sido más o menos el crecimiento experimentado entre 2008 y 2013 y todos sabemos que no han sido años económicamente muy boyantes. Si contamos con que las cosas vayan mejor de aquí a 2030 y nos atenemos a esta previsión de demanda, el margen de mejora queda restringido a lo que seamos capaces de reducir nuestra actual dependencia del petróleo. Por otra parte, la previsión de disminución de la producción base existente de un 5,2% anual no es discordante con la de los estudios serios sobre el asunto. El resultado es que para cubrir la demanda de aquí a 2030 nos harán falta unos 200.000 millones de barriles procedentes de campos petrolíferos nuevos, y que en 2030 la producción nueva tendrá que ser capaz de proporcionar 60 millones de barriles por día. Es decir, que necesitamos poner en producción algo así como 6 "arabias saudíes" entre hoy y 2030: una nueva "arabia saudí" cada 3 años. 

Yo tengo muchas dudas de que realmente sea posible poner en producción una nueva "arabia saudí" cada 3 años si nos ceñimos a los recursos naturales de este planeta y a los recursos económicos y tecnológicos de esta civilización. Por ejemplo: si lo tuviéramos que hacer a base de yacimientos como el que Repsol está explorando en Canarias, tendríamos que poner en producción uno nuevo cada mes. Si lo tuviéramos que hacer a base de yacimientos como Bakken, el principal protagonista del boom del fracking petrolero en Estados Unidos, necesitaríamos uno nuevo cada ocho meses.

Pero aunque a mí me pueda parecer una batalla perdida, para los ejecutivos de Chevron no lo es. En la diapositiva 5 de la misma presentación nos muestran de dónde piensan que va a salir toda esa producción nueva (gráfico 3, panel de la izquierda). Y resulta que casi tres cuartas partes vendrá de yacimientos de alta mar, de tight oil y de las arenas bituminosas de Canadá. Puede que estos recursos lleguen a dar de sí lo que Chevron espera de ellos, o puede que no, pero lo que está claro es que este nuevo petróleo va a ser caro. Y en esto los ejecutivos de Chevron también están de acuerdo: en la misma diapositiva (gráfico 3, panel de la derecha) se indica el rango estimado del "break even" o umbral de rentabilidad de cada tipo de recurso, es decir, el precio mínimo que permite cubrir todos los costes de inversión y explotación. En la mayoría de los casos ese precio mínimo ronda los 75 dólares por barril. Moraleja: a los precios actuales la producción nueva prevista es inviable. 
Gráfico 3. Composición de la producción nueva de petróleo entre 2013 y 2030 por tipo de recurso (izquierda) y umbral de rentabilidad de cada tipo de recurso (derecha). Fuente: Chevron 2014 Investor Presentation. 

Pero entre tanto, dejémonos llevar y disfrutemos de las ventajas que para los importadores de petróleo como nosotros representa la nueva coyuntura de precios. Un barril a 70 dólares en lugar de a 100 abarata la factura del petróleo de España en unos 10.000 millones de euros anuales, es decir, en algo así como un 1% del PIB (*). Cuando las previsiones de crecimiento para los próximos años vienen siendo del uno y pico por ciento, un ahorro del 1% en la importación de petróleo es muy significativo. Si al final crecemos en el entorno del 1% o del 2% ya veremos qué parte hay que atribuir al abaratamiento del petróleo y qué parte a las tan cacareadas "reformas".

Notas:
(*) España consumió petróleo en 2013 a un ritmo de 1,2 millones de barriles diarios (BP Statistical Review of World Energy 2014). Multiplicado por 365 días y 30 dólares por barril supone 13.140 millones de dólares. El PIB de España en 2012 fue de 1,32 billones de dólares (World Data Bank) 

Fuentes:
El gráfico 1 se ha obtenido en www.nasdaq.com