La crisis del petróleo se desarrolla a cámara lenta

"El mundo ya ha superado el 'pico de demanda de petróleo', según el análisis de Carbon Brief de las últimas perspectivas energéticas de la petrolera BP."

Carbon Brief, septiembre de 2020

"La AIE eleva la previsión de demanda de crudo para 2022 y dice que el consumo podría alcanzar un nivel récord."

Natural Gas Intelligence, febrero de 2022

"Algunos analistas han dicho que a mediados de año podría agotarse la capacidad no utilizada."

Reuters, enero de 2022

¿Cómo ha podido tanta gente equivocarse durante tanto tiempo?

Recientemente, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) acaba de anunciar la mayor serie de revisiones al alza de la demanda de su historia. Durante varios años, hemos hablado de cómo la AIE subestima crónicamente la demanda; estas revisiones sugieren que teníamos razón. A pesar de la importancia del cambio, la mayoría de la gente ni siquiera sabía que se había producido. Después de toda una década de apatía de los inversores (o de franca hostilidad), es difícil hacer cambiar de opinión a la gente.

Lo que sigue es un estudio de las consecuencias imprevistas y los impactos de las distorsiones masivas de capital. Durante casi una década, la industria energética ha invertido poco en su negocio ascendente; era ingenuo pensar que esto no tendría ningún impacto.

Los precios del petróleo se sitúan en máximos de ocho años, y creemos que van a subir. ¿Hasta dónde podría subir el crudo en este ciclo? No nos sorprendería que los precios acabaran subiendo a entre 150 y 200 dólares por barril. Los precios del gas natural alcanzaron los 300 dólares por barril equivalente de petróleo en el cuarto trimestre, y los fundamentales de los mercados del petróleo son igual de alcistas, si no más.

También es probable que aumente la volatilidad. Los inventarios mundiales se encuentran en los niveles estacionales más bajos de la historia, lo que nos hace extremadamente vulnerables a cualquier interrupción del suministro, justo cuando la agitación geopolítica parece acelerarse. Los inventarios de la OCDE alcanzaron su punto máximo en el verano de 2020, en el momento álgido de los cierres COVID, con 4.800 millones de barriles, 245 millones de barriles más de lo normal para esa época del año. Actualmente, los inventarios han descendido a 4.100 millones de barriles, 327 millones de barriles menos de lo normal para esta época del año. En relación con las medias estacionales, los inventarios de petróleo nunca han sido más bajos en nuestro conjunto de datos que se remontan a 1995.

Los titulares hacen parecer que la situación actual era totalmente imprevisible, pero nuestros lectores saben lo contrario. De hecho, lo más sorprendente para nosotros es cómo el déficit actual se ha desarrollado en cámara lenta durante dos años, sin recibir atención ni de los inversores ni de los responsables políticos en el camino. Los precios del petróleo han subido de forma constante desde abril de 2020, con sólo mínimos retrocesos a corto plazo. Casi todo ese tiempo, el mercado ha permanecido en una "backwardation" (precios futuros por debajo de los precios al contado) casi récord; una pista clave de que los mercados físicos estaban extremadamente ajustados. Los inventarios llevan casi dos años disminuyendo de forma acusada y constante. Estimamos que el mercado del petróleo ha sido deficitario desde 2020 en más de 1 millón b/d, el déficit más pronunciado y sostenido de la historia. Los fundamentos que condujeron al déficit actual (fuerte demanda y falta de gasto de capital) han estado presentes durante más de una década.

¿Por qué había tan poca gente preparada? Incluso ahora no creemos que la mayoría de los inversores entiendan la gravedad de la situación. Las cosas están a punto de ir de mal en peor y, sin embargo, la ponderación de la energía en el S&P 500 es menor hoy que cuando COVID se difundió por primera vez a principios de 2020. Los valores energéticos representan el 3,4% del S&P 500, frente al 11% de 2014 (la última vez que los precios del petróleo fueron tan altos) y el récord del 33% de 1980.

Tanto si se observan los precios absolutos como la retroalimentación, los precios de las acciones de los productores o los niveles de inventario, todas las señales normales del mercado están pidiendo a gritos más petróleo. Esto, a su vez, requiere más gasto de capital en las fases iniciales. Desgraciadamente, las presiones ESG están sirviendo de bloqueo, impidiendo que el capital entre en el mercado del petróleo y que éste se equilibre. Hay poco alivio a la vista. El gasto de capital de las 100 mayores empresas energéticas del S&P 500 alcanzó un máximo de 228.000 millones de dólares en 2014 y ya había caído un tercio, hasta los 155.000 millones de dólares en 2019. La pandemia del COVID-19 hizo que los presupuestos de gastos de capital se redujeran otro 40% en un solo año, hasta los 91.000 millones de dólares en 2020. Con los precios del petróleo cercanos a los 100 dólares por barril, se espera que el gasto de capital en energía solo alcance los 98.000 millones de dólares en 2022 y los 110.000 millones en 2023, la mitad de los niveles de 2014, la última vez que el petróleo superó los 90 dólares por barril. Las empresas hablan de que están escuchando a sus inversores y de que no están invirtiendo capital en su negocio upstream. Está claro que el mercado no está actuando como si hubiera una escasez aguda de petróleo.

La situación actual es el resultado de años de retórica vehemente contra la industria energética. Los expertos han declarado que las acciones petrolíferas son las nuevas acciones del tabaco, sin la más mínima comprensión de los complejos mercados energéticos mundiales.

Para empeorar las cosas, las agencias encargadas de proporcionar datos fiables y oportunos sobre el mercado del petróleo han hecho cualquier cosa menos eso. Como venimos comentando en nuestras cartas desde hace años, la AIE subestima de forma crónica la demanda mundial de petróleo, sobre todo de los países no pertenecientes a la OCDE. Sus estimaciones de oferta y demanda rara vez coinciden con el comportamiento observado de los inventarios, a menudo en 1 millón de barriles diarios o más. Nos referimos a esta discrepancia como los "barriles que faltan", y hemos explicado que, en cambio, creemos que representan una demanda subestimada de los mercados emergentes. El informe sobre el mercado del petróleo de la AIE de febrero de 2022 demuestra que nuestro análisis era correcto.

En su informe, la AIE revisó al alza la demanda de los países no pertenecientes a la OCDE en casi 1 millón de barriles al día cada año desde 2018. A partir de 2010, la AIE ha subestimado la demanda mundial de petróleo en 10 de los 12 años (dejando de lado el año 2020) en casi 1 millón b/d cada año en promedio. Se trata de un problema sistemático de su metodología y, sin embargo, pocos reconocen abiertamente los continuos errores. Hace tan sólo 18 meses, la opinión generalizada era que 2019 marcaría el máximo histórico de la demanda mundial de petróleo. En cambio, es probable que la demanda de 2022 supere el récord anterior sin que haya señales de que se vaya a ralentizar pronto. La AIE prevé ahora que la demanda mundial alcanzará casi 102 millones de b/d en el tercer trimestre de 2022, tres meses antes de lo que habíamos previsto. Dada la propensión de la AIE a subestimar la demanda, la cifra final podría ser aún mayor. La demanda de gasolina y gasóleo está estableciendo nuevos récords en todo el mundo, e incluso el combustible de aviación ha vuelto a los niveles anteriores a la pandemia, a pesar de las restricciones de viaje aún vigentes (sobre todo en Asia).

Muchos de nuestros clientes quieren saber sobre la destrucción de la demanda de petróleo. Quieren saber qué precio del petróleo perjudicará la actividad económica mundial. Se trata de una pregunta muy difícil de responder, pero tanto la historia como la teoría pueden indicarnos la dirección correcta. Hemos trabajado mucho en la historia de la energía. A lo largo de la mayor parte de la historia de la humanidad, la energía era suministrada por la biomasa con un EROEI de 10:1. Esta eficiencia energética relativamente baja no dejó ningún excedente de energía para el crecimiento. Ni el PIB ni la población crecieron hasta que se desarrollaron depósitos comerciales de carbón en el siglo XVII. Si una EROEI de 10:1 dio lugar a un crecimiento económico mínimo, ¿qué podemos deducir de esta cifra de 10:1 sobre lo alto que puede llegar a ser el precio del petróleo hoy en día? Una EROEI de 10:1 significa que el 10% de toda la energía se destina a mantener el suministro energético. Si la energía es un buen indicador de la actividad económica general, una economía debería estancarse cuando el 10% de su PIB se destine a producir (y por extensión a consumir) energía. Las pruebas lo corroboran. Muchos estudios académicos sugieren que una economía entrará en recesión una vez que la energía ocupe el 10% del PIB total, un resultado empírico que concuerda con nuestra teoría.

En 2008, los precios de la energía representaban aproximadamente el 10% del PIB justo antes de la crisis financiera mundial. Si el petróleo representa aproximadamente la mitad de toda la energía consumida, esto significa que una economía se paralizará cuando el petróleo represente aproximadamente el 5% del PIB. En 2008, Estados Unidos consumió 18,8 millones de barriles diarios. A 120 dólares por barril, esto equivalía a 823.000 millones de dólares, o el 5,6% de los 14,7 billones de dólares del PIB estadounidense. La economía cayó en recesión poco después. En 2012-14, el consumo de petróleo nunca superó el 3,5% del PIB de EE.UU. y los precios se mantuvieron entre 90 y 100 dólares por barril, sin impacto en la demanda ni en la actividad económica.

Hoy en día, el petróleo representa menos del 3,3% del PIB estadounidense y tendría que subir a 140 dólares por barril antes de acercarse al umbral crítico del 5%. ¿Por qué nos centramos sólo en Estados Unidos? La demanda es la más elástica en los países ricos con alta intensidad energética y la menos elástica en los países en desarrollo que necesitan la energía para alimentar su actual desarrollo. En 2008, los precios se dispararon hasta 145 dólares por barril, aunque de forma temporal. En este ciclo, creemos que los precios del petróleo alcanzarán en algún momento, y potencialmente superarán de forma significativa, el anterior máximo de 145 dólares por barril antes de que empecemos a ver pruebas de destrucción de la demanda.

Los conceptos erróneos también abundan en el lado de la oferta. El año pasado, los analistas creían que las empresas energéticas debían renunciar a cualquier gasto adicional en exploración y producción para no arriesgarse a dejar varados sus activos y perjudicar su capital. Ahora, Larry Fink y otros admiten que tal vez la escasez de gasto de capital puede haber afectado negativamente a la oferta mundial de petróleo, un eufemismo si alguna vez hemos escuchado uno. Incluso la capacidad sobrante de la OPEP, considerada durante mucho tiempo como la espada de Damocles bajista que pende sobre los mercados del petróleo, se pone ahora en tela de juicio, algo que venimos sosteniendo desde hace tiempo. De hecho, el único punto brillante en la oferta de petróleo de 2021 fue de nuevo el esquisto estadounidense.

Admitimos que nos equivocamos sobre el crecimiento del esquisto el año pasado. Esperábamos que la producción estadounidense se mantuviera relativamente plana, pero en cambio el total de líquidos (incluidos los LGN) creció en 1,4 millones de b/d entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2021, impulsado principalmente por los esquistos. En retrospectiva, no apreciamos el enorme impacto de los pozos perforados pero no completados (DUC). Tras el desplome de los precios en 2020, muchos productores de esquisto pospusieron la finalización de los pozos recién perforados para ahorrar costes. Cuando los precios se recuperaron, recurrieron a su inventario de DUC. El año pasado, la empresa energética media completó dos pozos por cada pozo perforado. Está claro que esto impulsó la producción, pero la liquidación de DUCs no puede ser eterna. Nuestros modelos nos dicen que el impacto agregado de la aceleración de las terminaciones de los DUCs impulsó la producción en 1,3 millones b/d en diciembre de 2021 y que sin los DUCs, la oferta habría sido plana.

La mayoría de los DUC se han desarrollado y están ahora en producción. Desde un pico de 9.000 pozos en otoño de 2020, los DUC se redujeron a la mitad y hoy se sitúan en 4.500. Al ritmo actual, los DUC volverán a niveles "normales" en marzo. La producción se tambalea a menos que la actividad de perforación se recupere bruscamente a partir de aquí, y los datos de permisos nos dicen que esto no sucederá. Recordemos que se espera que el gasto de capital de las empresas públicas sólo aumente un 8% en 2022. La inflación de los costes es galopante en el sector petrolero, por lo que los presupuestos actuales no dejan mucho margen para aumentar las perforaciones.

Antes de que una empresa perfore un pozo, debe solicitar un permiso con varios meses de antelación. El repunte de la actividad de concesión de permisos hasta ahora ha sido débil, lo que sugiere que el aumento de la actividad de perforación no es inminente. Los datos más recientes de diciembre de 2021 muestran que los nuevos permisos de perforación no han variado con respecto a la media de los últimos seis meses. Por lo tanto, es probable que la perforación no se acelere mucho a partir de aquí antes de que los inventarios de DUC se normalicen en marzo. Seguiremos vigilando esto de cerca, pero por ahora creemos que el crecimiento del esquisto comenzará a estancarse en algún momento del segundo trimestre.

La AIE espera que la producción de líquidos de EE.UU. (incluidos los LGN) crezca en 750.000 b/d entre el 31 de enero y el cuarto trimestre de 2022. En cambio, nuestros modelos sugieren que, con los recuentos actuales de equipos de perforación y asumiendo una terminación por cada pozo perforado, la producción sólo crecerá en 200.000 b/d a partir de aquí. Hay que tener en cuenta que la producción sí creció el año pasado, por lo que incluso si la producción se mantuviera plana del 1 de enero al 31 de diciembre de 2022, el crecimiento interanual seguiría siendo de 1,1 mm b/d de media, ya que el año pasado la producción terminó por encima de su nivel medio anual. No obstante, pensamos que será difícil que se produzca un crecimiento adicional en el futuro, a menos que la actividad se recupere de forma significativa.

La producción del resto del mundo no perteneciente a la OPEP+ sigue siendo decepcionante, tal y como preveíamos. En los últimos cuatro meses, la AIE ha revisado a la baja sus estimaciones de los países no pertenecientes a la OPEP+ sin Estados Unidos en casi 300.000 b/d para 2022, lo que concuerda en gran medida con nuestros modelos. En el futuro, este bloque no OPEP/no EE.UU. ofrecerá poca producción nueva. Según los datos de la AIE, sólo se espera que Brasil aumente su producción entre el 31 de enero y el 4T22 en más de 100.000 b/d. La única otra fuente de crecimiento prevista son los biocombustibles mundiales, que, dada nuestra preocupación por la producción agrícola, esperamos que se revise a la baja.

Dadas nuestras perspectivas sobre la demanda y la oferta no OPEP+, seguimos creyendo que la demanda de crudo OPEP+ superará su capacidad de bombeo en el cuarto trimestre. La AIE distingue ahora entre "capacidad sobrante" y capacidad sobrante "rápidamente disponible", lo que pone inmediatamente en duda la capacidad del cártel para producir al nivel más alto. Nuestros modelos nos dicen que sólo Arabia Saudí y los EAU tienen una verdadera capacidad de reserva material disponible. Irak dispone de 300.000 b/d de capacidad excedentaria potencial, pero está supeditada a la mejora de las condiciones de seguridad. Las estimaciones más generosas suponen que Irán podría aumentar su producción en 1,3 millones de b/d a partir de ahora, siempre que se alcance un acuerdo nuclear, que parece estar avanzando. Tal y como escribimos en nuestra introducción, creemos que Rusia tiene poco margen para aumentar la producción a partir de aquí.

Otro problema es el agotamiento en el resto del mundo OPEP+. En enero de 2022, 10 de los 16 países sujetos a cuotas de producción estaban produciendo por debajo de su límite asignado. En conjunto, estos países incumplieron su objetivo en más de 1,0 millones de b/d. Los bajos precios también han tenido un impacto en las reservas de la OPEP+. Nadie ha modelado las continuas decepciones de la OPEP+, que podrían tensar aún más los balances.

Suponiendo que vuelvan los volúmenes iraníes, que Irak aumente su producción y que ningún otro país sufra interrupciones inesperadas (todas ellas suposiciones muy generosas), seguimos estimando que la capacidad sobrante de la OPEP+ sólo asciende a 2,8 millones de b/d. Según nuestros modelos, toda esta capacidad será necesaria a finales de este año.

Por lo que sabemos, fuimos de los primeros inversores (junto con Mike Rothman de Cornerstone Analytics) en hacer esta afirmación cuando escribimos sobre ella en el tercer trimestre de 2021. La verdad es que nadie sabe qué ocurrirá cuando nos quedemos sin capacidad de bombeo de reserva, potencialmente este año. Durante las dos crisis del petróleo de la década de 1970, la OPEP mantuvo una importante capacidad de reserva. Incluso cuando los precios alcanzaron los 145 dólares en 2008, la capacidad de bombeo de reserva de la OPEP era considerable. Nunca en la historia de los mercados mundiales del petróleo hemos estado en esta situación... estamos a punto de entrar en un territorio desconocido.

En última instancia, el déficit del mercado del petróleo se resolverá una vez que se permita aumentar el gasto de capital para ayudar a compensar los descensos y fomentar el crecimiento de la producción. En la última década, el déficit acumulado en el gasto de capital de E&P es probablemente de cientos de miles de millones de dólares. Hasta que no se restablezca esta inversión, el déficit del mercado seguirá siendo grave.

Llevamos años sosteniendo que la retórica negativa y el gasto anémico provocarían una crisis energética, y creemos que eso ya ha llegado.

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