Entre 2010 y 2020 el mundo se acostumbró a una energía convencional barata y abundante. Los mercados energéticos mundiales estuvieron tan bien abastecidos durante tanto tiempo que ni los inversores ni los consumidores pensaron mucho en los mercados energéticos. Fuimos de los pocos que advirtieron que en los próximos años se produciría una inminente escasez y crisis energética. La calma de la última década ha dado un vuelco aparentemente de la noche a la mañana. La sabiduría convencional sostiene que la actual escasez de energía es el resultado de la invasión rusa de Ucrania; sin embargo, creemos firmemente que esto es incorrecto. Aunque la invasión rusa ha agravado mucho la escasez de energía a corto plazo, los problemas subyacentes se han ido acumulando durante muchos años y no pueden remediarse fácilmente.

Nuestro mayor problema a corto plazo es que nos estamos quedando sin capacidad de bombeo de petróleo. En todas las escaseces energéticas anteriores, incluida la doble crisis del petróleo de la década de 1970 y el repunte de 2008, la OPEP mantuvo una amplia capacidad de reserva que podía ponerse en marcha rápidamente. En cartas anteriores, explicamos por qué el segundo semestre de 2022 marcaría la primera vez en la historia en que la demanda mundial chocaría con la capacidad total de bombeo.

A medida que comienza a agotarse la capacidad de reserva, sólo estamos empezando a ver cómo es ese mundo y, por desgracia, los inversores todavía no aprecian el enorme impacto que tendrá. La renta variable relacionada con la energía ha superado significativamente al mercado de valores en general durante los dos últimos años y, sin embargo, el interés de los inversores sigue siendo extremadamente bajo. Por lo que sabemos, pocos inversores han reposicionado sus carteras.

A nivel interno, hemos debatido sobre lo que debemos esperar cuando el mundo se quede sin capacidad de bombeo. Aunque es extremadamente difícil e incierto, nos parece valioso trazar una hoja de ruta con los responsables de las millas que deberíamos esperar pasar si nuestra premisa es correcta. Acordamos que, si efectivamente nos estamos quedando sin capacidad de reserva, deberíamos ver una serie de grandes liberaciones de las reservas estratégicas de petróleo. El 31 de marzo de 2022, el presidente Biden anunció que liberaría un récord de 1 millón de barriles diarios durante seis meses de las reservas estratégicas de petróleo. Otros países siguieron su ejemplo y acordaron liberar otro millón de barriles diarios durante al menos dos meses.

Históricamente, las liberaciones de reservas de petróleo no han conseguido reducir los precios del petróleo y, en cambio, son una indicación de que el mercado físico de crudo está excepcionalmente tenso. Cuanto mayor es la liberación, más tenso es el mercado. El reciente anuncio de EE.UU. y el resto de los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) es, con mucho, la mayor liberación coordinada de reservas de petróleo de la historia y creemos que confirma nuestra tesis de que el mercado del petróleo ha cambiado fundamentalmente. A primera vista, las liberaciones se achacaron a la guerra en Ucrania; sin embargo, creemos que la verdadera razón es algo mucho más fundamental: si nos estamos quedando sin capacidad de reserva en algún momento, el petróleo debe ser liberado de las SPR (Strategic Petroleum Reserve, reservas estratégicas de petróleo).

No hay duda de que el conflicto en Ucrania está empeorando los asuntos energéticos; sin embargo, no es la historia completa. La guerra en Ucrania sólo tiene ocho semanas, mientras que el mercado del crudo lleva casi dos años de déficit sostenido (aunque no muy apreciado). Si queremos solucionar en última instancia la crisis energética actual, debemos reconocer sus causas subyacentes. El déficit récord que estamos experimentando es el resultado de una década de infrainversión crónica combinada con una demanda implacablemente fuerte. Desgraciadamente, invertir estos factores llevará años: una solución fácil y rápida a la crisis energética es casi imposible.

Los inventarios de la OCDE (un buen indicador de los inventarios mundiales) alcanzaron su máximo en julio de 2020, en el momento de las restricciones relacionadas con el COVID-19, con 4,8 mil millones de barriles, 380 mm de barriles por encima de la media estacional de 10 años. Justo cuando los inventarios mundiales alcanzaron su máximo, junto con el sentimiento bajista de los inversores, escribimos que estábamos al borde de una crisis energética. Era probable que la demanda repuntara mucho más rápido que la oferta, empujando a los mercados del petróleo a un grave déficit y provocando una fuerte reducción de los inventarios. Desde entonces, los inventarios se han reducido en 1,2 millones de barriles diarios, el ritmo más rápido de la historia. En su última publicación, la AIE estima que los inventarios de la OCDE terminaron en febrero en menos de 4,1 mil millones de barriles bbl, el nivel absoluto más bajo desde 2007 y el nivel más bajo en relación con las medias estacionales de 10 años desde que nuestro conjunto de datos comienza en 1980. Todo esto tuvo lugar antes de que Rusia invadiera Ucrania el 24 de febrero.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Bloomberg

Los datos más recientes de la Agencia de Información Energética (EIA) muestran que los inventarios estadounidenses volvieron a ser estacionales en marzo y abril, y que en las últimas semanas estas retiradas se aceleraron de 1 millón de barriles diarios a 1,8 millones de barriles diarios. Dado que EE.UU. representa casi el 50% del total de los inventarios de la OCDE, esperamos que las próximas publicaciones de datos confirmen que los déficits mundiales están empeorando rápidamente.

La estructura de plazos del WTI y del Brent está indicando una tensión extrema en el mercado físico. En circunstancias normales, un contrato de materias primas para entrega en el futuro se negociará con una prima respecto al contrato del mes inmediato, lo que refleja los costes de capital y almacenamiento. En periodos de escasez aguda, los operadores físicos están dispuestos a pagar una prima por la entrega inmediata, lo que hace que el contrato a corto plazo se sitúe por encima del contrato del mes posterior, una situación conocida como backwardation. En la actualidad, los mercados físicos están tan ajustados que los operadores están dispuestos a pagar una prima récord de 17 dólares (o casi un 15%) por el petróleo entregado con prontitud en comparación con el de dentro de un año. Nunca habíamos visto este nivel de ansiedad o tensión en el mercado.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Bloomberg

Años de falta de inversión en proyectos de petróleo y gas han producido el déficit actual. Intentar revertir este déficit requerirá años de gasto de capital en exploración y producción a un ritmo que duplique y triplique el actual. Hasta que no invirtamos este déficit en el gasto de capital de exploración y producción, no solucionaremos el problema subyacente.

La industria petrolera es intrínsecamente cíclica: los precios altos generan una gran rentabilidad que atrae la inversión y, en última instancia, genera un exceso de producción. A continuación, los precios caen, perjudicando la rentabilidad y expulsando el capital del sector. En última instancia, la escasez se produce una vez que el agotamiento se consolida. Al final del último mercado alcista de la energía, en 2010, los inventores se preocuparon de que el "pico de oferta" provocara una escasez persistente. El crudo alcanzó una media de casi 100 dólares por barril entre 2010 y 2014 y el capital se volcó en una industria de E&P que se dedicó a desarrollar los incipientes yacimientos de petróleo de esquisto de Estados Unidos. Entre 2010 y 2019 la producción creció de la nada a más de 9 millones barriles/día. Si los esquistos fueran un país, habrían pasado de no producir nada a ser el tercer productor mundial en solo 10 años, solo por detrás de Arabia Saudí y Rusia. Los esquistos producen más petróleo que toda Europa, América Central y América del Sur juntas. No es exagerado decir que los esquistos fueron el desarrollo petrolífero más importante desde los supergrandes yacimientos saudíes, encabezados por Ghawar, a principios de la década de 1950.

El petróleo comenzó a desplomarse a finales de 2014 y el capital empezó a salir del sector. El gasto de capital en petróleo y gas cayó más del 60% entre 2010 y 2020. La inversión en las pizarras estadounidenses cayó más del 70%. Durante todo ese periodo, la reducción acumulada del gasto de capital en comparación con la tendencia fue de más de 1 billón de dólares.

Durante el mismo periodo, la preocupación por la ESG se apoderó de la comunidad inversora mundial. Creemos que gran parte del capital necesario para construir proyectos renovables se desvió de la inversión en petróleo y gas. Por desgracia, la energía eólica y la solar son fuentes de energía intermitentes que adolecen de una eficiencia energética muy pobre. Las baterías de iones de litio, necesarias tanto para amortiguar la intermitencia de las energías renovables como para alimentar los vehículos eléctricos, también son extremadamente intensivas en energía para su extracción y fabricación. Nuestras investigaciones nos dicen que ni la energía eólica, ni la solar ni los vehículos eléctricos, debido a su escasa eficiencia energética, cumplirán su promesa de sustituir al petróleo y al gas. Consulte nuestra carta del cuarto trimestre de 2021, en la que hablamos de las limitaciones de la energía eólica y la solar. Ahora sabemos que el increíble crecimiento del petróleo de esquisto (y del gas de esquisto), y la consiguiente presión a la baja que ejerció sobre los precios del petróleo y del gas, engañó a los inversores haciéndoles creer que podían desviar enormes cantidades de capital hacia proyectos renovables improductivos sin ninguna consecuencia. ¿Cuáles son esas consecuencias y cuán dolorosas van a ser? Ahora estamos empezando a averiguarlo.

En un ciclo normal, la caída de los niveles de inventario, el aumento de los precios y la mejora de la rentabilidad ya habrían atraído el capital de vuelta a la industria. En cambio, los compromisos asumidos en los últimos años impiden que el capital vuelva a entrar en la industria del petróleo y el gas, lo que agrava los problemas de producción. Los precios del petróleo están en máximos de 15 años y el gas natural en Europa y Asia está marcando nuevos récords y, sin embargo, el gasto de capital en E&P sigue siendo un 50% inferior al máximo, con un gasto en esquisto del 60%. A pesar del flujo de caja libre récord, las empresas prefieren devolver el capital mediante dividendos y recompra de acciones en lugar de perforar nuevos pozos. Varios ejecutivos de E&P comparecieron ante el Congreso el pasado otoño y fueron criticados por no hacer más para reducir su producción de combustibles fósiles. Estas mismas empresas fueron llamadas de nuevo a Washington en abril y se les preguntó por qué no producían más. Por desgracia, el impacto de muchos años de retórica contra los combustibles fósiles no puede deshacerse de la noche a la mañana.

Otro problema importante al que se enfrenta la industria energética es que, aunque los recursos de esquisto son extremadamente grandes, en última instancia son finitos como cualquier otro yacimiento convencional. Al igual que un recurso convencional, una cuenca de pizarra se dispara al principio de su vida, luego se estabiliza y finalmente declina. Fuimos de los primeros en estudiar intensamente el concepto de agotamiento de los esquistos ya en 2019 y concluimos que sus mejores días probablemente habían pasado. Esta fue una conclusión increíblemente importante dado que las cuencas de esquisto estadounidenses representaron casi el 90% de todo el crecimiento no OPEP+ entre 2010 y 2019. En nuestra carta del cuarto trimestre de 2019, expusimos nuestro análisis y predijimos que el crecimiento del esquisto empezaría a tambalearse, lo que provocaría que el mercado mundial de crudo entrara en déficit. Hasta ahora esto es exactamente lo que ha sucedido.

Construimos una red neuronal artificial para entender los factores que impulsan el crecimiento de la productividad del esquisto. Enseguida nos dimos cuenta de que el sector estaba perforando preferentemente sus mejores pozos, un proceso conocido como high-grading. En lugar de mejorar sus técnicas de perforación (algo habitual en el sector en aquella época) y convertir las zonas de nivel 2 en pozos de nivel 1, el sector de E&P estaba perforando los núcleos de las cuencas de esquisto a un ritmo cada vez más rápido. Afirmamos que, a medida que las empresas iban perforando su inventario de nivel 1, la productividad de los pozos pronto empezaría a descender, lo que dificultaría el crecimiento de las cuencas de esquisto.

Para entender la importancia de la productividad de las perforaciones, pusimos estos ejemplos de la vida real. Consideremos el mejor condado de cada una de las 3 grandes cuencas de esquisto: El condado de Karnes en Eagle Ford, el condado de Mountrail en Bakken y el condado de Midland en Permian. Cada uno de estos condados es una superficie de primer nivel con pozos que gozan de tasas de producción que casi duplican la media de los pozos de segundo nivel. El condado de Karnes tiene 750 millas cuadradas. Suponiendo que haya laterales de 6.000 pies y una separación lateral de 800 pies, hay como máximo 3.800 puntos de perforación que representan 23 mm de pies laterales de pozo. Hasta la fecha, estimamos que se han perforado 18 mm de los 23 mm de pies laterales, es decir, casi el 85%. De las 3.800 localizaciones de perforación de Karnes de primer nivel, sólo 400 permanecen sin perforar en la actualidad.

El condado de Mountrail, donde se encuentran los mejores pozos del Bakken, es más grande, con 1.900 millas cuadradas. Suponiendo que los laterales sean de 9.000 pies y que haya 1.300 pies entre los pozos, hay espacio para un máximo de 3.200 pozos en el condado, con un total de 27 mm de pies laterales de perforación. Hasta ahora se han perforado 19 mm de pies laterales, es decir, el 70% del total. De las 3.200 localizaciones sólo quedan 700 en la actualidad.

La producción de ambos condados alcanzó su punto máximo en 2015, y a pesar de los grandes aumentos en los precios del petróleo entre 2016 y 2018, y de nuevo en la actualidad, ni los condados de Karnes ni Mountrail han sido capaces de aumentar la producción.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, ShaleProfile

En ambos condados la producción aumentó, se estabilizó, alcanzó un segundo pico y luego se desplomó. En la actualidad, ambos condados siguen estando 50.000 b/d por debajo de su nivel anterior al Covid. A medida que estas cuencas se van quedando sin ubicaciones de perforación, los operadores se han visto obligados a buscar en partes de la cuenca de menor calidad, lo que ha afectado a la productividad. En el Bakken, la productividad por pozo alcanzó su máximo en diciembre de 2019 y desde entonces ha caído un 6%. En Eagle Ford, la productividad se ha mantenido mejor, pero solo porque las terminaciones totales siguen bajando más del 40% en comparación con 2019. Las empresas de Eagle Ford han podido mantener su productividad de pozos alta reduciendo la actividad de finalización a casi la mitad y centrándose solo en su inventario restante de alto grado. Está claro que esta tendencia no puede durar. Si las empresas carecen de ubicaciones de perforación de nivel 1 de alta calidad, la producción seguirá siendo decepcionante.

A pesar de ser el yacimiento más joven y de contar con el mayor número de emplazamientos de perforación, ni siquiera el Pérmico es inmune a las primeras fases de agotamiento de los recursos. El condado de Midland cuenta con 900 millas cuadradas de la mejor superficie de toda la cuenca del Pérmico. Suponiendo que hay 10.000 pies laterales, 1.300 pies entre pozos, y tres zonas productivas de pago Wolfcamp apilados (muy generoso), creemos que hay como máximo 3.900 lugares de perforación en el condado de Midland que representan 39 mm pies laterales de pozo. Hasta ahora, se han perforado 24 mm de pies, lo que implica que el condado de Midland está desarrollado en más de un 60%. Aunque la producción de Midland sigue creciendo, nuestros modelos creen que es probable que pronto comience a estabilizarse también. 

El agotamiento del nivel 1 del Pérmico podría estar ocurriendo ya. Entre finales de 2019 y marzo de 2022, la productividad por pozo del Pérmico ha caído un gran 14%, aunque las terminaciones siguen bajando un 7%. La única fuente de crecimiento fuera de la OPEP+ en la última década está sufriendo ahora el agotamiento de los recursos, al igual que cualquier otro recurso convencional. Predijimos esta tendencia a finales de 2019 y si nuestros modelos siguen siendo correctos, entonces la producción pronto comenzará a decepcionar materialmente.

En conjunto, la productividad en las 3 grandes cuencas de esquisto ha bajado un 6% en comparación con 2019 y la producción sigue estando 550.000 b/d por debajo del pico. En otras cuencas de esquisto más pequeñas, los descensos han sido más dramáticos, con una producción ahora 450.000 b/d por debajo del pico (sobre una base más pequeña). Además, estimamos que casi 1 mm b/d de producción incremental procede de la finalización de pozos perforados pero no terminados (DUC). Estos pozos se perforaron en el periodo previo a la COVID-19 pero finalmente no se completaron cuando los precios del petróleo se desplomaron. En 2021, las empresas energéticas terminaron un 50% más de pozos de los que perforaron al reducir su inventario de DUCs, lo que supuso un aumento puntual de la producción. Hoy en día, hay menos de 4.300 DUC, el nivel más bajo desde que comenzó nuestro conjunto de datos en 2013. Está claro que el sector necesita un inventario de DUC para funcionar correctamente, y creemos que ya hemos alcanzado ese nivel. En los últimos cuatro meses se ha producido un crecimiento secuencial de la producción de esquisto superior a 100.000 b/d, pero si nuestros modelos son correctos en lo que respecta a la liquidación de DUC, esto se reducirá drásticamente a medida que avancemos hacia el verano.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

La producción convencional de EE.UU. sigue cayendo vertiginosamente, con un descenso del 16% desde su máximo, mientras que la del Golfo de México se ha reducido en un 20%. El aumento de los precios del petróleo no ha ayudado a ninguna de las dos fuentes de suministro: la producción convencional de EE.UU. ha disminuido un 7% en lo que va de año, mientras que la del Golfo de México ha bajado un 6%.

Se suponía que la producción fuera de la OPEP+ fuera un punto brillante en 2022 (algo con lo que nunca estuvimos de acuerdo), pero ahora también es muy decepcionante. En los primeros cuatro meses del año, la AIE ha revisado a la baja las estimaciones del 4T21 y del 1T22 en 300.000 b/d. En una pauta que se ha repetido muchas veces, la AIE revisó a la baja los datos reales y al mismo tiempo aumentó las estimaciones del segundo semestre, dejando las cifras de todo el año sin cambios. La AIE espera ahora que la producción fuera de la OPEP+, fuera de EE.UU., invierta su curso y crezca en la asombrosa cifra de 1,2 millones de b/d en los próximos dos trimestres, algo que consideramos imposible. Para ponerlo en contexto, la producción de este grupo ha disminuido en 500.000 b/d en los últimos seis meses, frente a las estimaciones iniciales que preveían un crecimiento de 500.000 b/d.

Al mismo tiempo que la producción es decepcionante, la demanda está muy por encima de las expectativas. En nuestras cartas anteriores, explicamos cómo la AIE ha incorporado una subestimación crónica de la demanda en sus previsiones, en gran parte debido a fallos en su metodología de los mercados emergentes.

En 10 de los últimos 12 años, la AIE se ha visto obligada a revisar sus estimaciones de demanda al alza en una media de 1 millón de barriles diarios, y este problema se está agravando. En su informe de febrero de 2022, la AIE emprendió la mayor serie de revisiones de la demanda de su historia. Si nos remontamos a 2018, la AIE revisó la demanda mundial al alza en casi 1 mm b/d cada año de media, con casi todas las revisiones centradas en los mercados emergentes. A esto le siguió un conjunto más pequeño de revisiones al alza de la demanda en marzo de casi 200.000 b/d de media hasta 2019.

Incluso después de estas revisiones históricas, creemos que la AIE sigue subestimando la demanda. En el primer trimestre de 2022, la AIE afirma que la oferta mundial se situó en una media de 98,7 millones de b/d, mientras que la demanda se situó en una media de 98,5 millones de b/d, lo que sugiere que los inventarios deberían haber aumentado en 200.000 b/d. En cambio, los datos preliminares apuntan a que los inventarios se han reducido entre 500.000 y 600.000 b/d. En otras palabras, han vuelto los "barriles perdidos": es decir, el petróleo que se produjo pero que no se consumió ni se añadió a las existencias. Nuestros lectores saben que los "barriles perdidos" suelen ser la demanda no declarada de la OCDE y creemos que esta vez no será diferente. En el primer trimestre, estimamos que, incluso después de las revisiones históricas, la AIE sigue subestimando la demanda hasta en 800.000 b/d. Si esta demanda continúa -y tenemos todos los motivos para creer que así será-, el mercado del crudo está aún más ajustado de lo que la mayoría de la gente cree actualmente.

Una de las preguntas que nos hacen a menudo es si los precios altos reducirán la demanda y podrían empujar al mundo a la recesión. El tema de la destrucción de la demanda es extremadamente interesante y en una próxima carta probablemente dedicaremos un ensayo entero al tema. Utilizar la relación entre el gasto en petróleo y el PIB nos ayuda a situar la situación actual en el contexto adecuado. Los dos últimos máximos del petróleo se produjeron en 1980, cuando el petróleo pasó de 3 a 36 dólares por barril, y en 2008, cuando el petróleo pasó de 11 a 145 dólares por barril. En 1980, EE.UU. consumía 17 millones de barriles al día, lo que suponía 225.000 millones de dólares al año en un PIB de 2,9 billones de dólares. En otras palabras, casi el 8% del PIB estadounidense se gastó en petróleo. A nivel mundial, la demanda de petróleo se situó en una media de 61 millones de barriles al día, lo que equivale a 800.000 millones de dólares en un PIB de 11 billones de dólares, es decir, el 7,2%. En 2007, Estados Unidos consumió 19 millones de barriles al día, lo que supone 1 billón de dólares en un PIB de 14,5 billones de dólares, es decir, el 6,9%. A nivel mundial, consumimos 86 millones de b/d, lo que supone 4,5 billones de dólares o el 7,8% de los 58 billones de dólares del PIB mundial.

En la actualidad, Estados Unidos consume 20 millones de barriles diarios, lo que supone 730.000 millones de dólares a 100 dólares por barril de crudo. Con un PIB de 21 billones de dólares, el gasto en petróleo supone el 3,5%, menos de la mitad de los dos máximos anteriores. A nivel mundial, la demanda fue de 97,5 millones de barriles diarios el año pasado (aunque creemos que es mayor), lo que supone 3,4 billones de dólares o sólo el 4% del PIB mundial, de nuevo sólo un poco más de la mitad de los dos máximos anteriores. Es probable que los precios del petróleo hayan contribuido a la ralentización del crecimiento económico en 1980 y 2008, pero todavía no estamos en los mismos niveles de gasto. Si el petróleo alcanzara los 170 dólares por barril, el gasto como porcentaje del PIB alcanzaría el 6-7%, más coherente con los anteriores máximos del mercado. En realidad, creemos, por diversas razones, que una cifra más cercana a los 150 dólares por barril ejercería una presión indebida sobre la economía.

Con una demanda superior a las expectativas y una oferta no OPEP+ decepcionante, todas las miradas están puestas en la OPEP+. El presidente Biden pidió al cártel que produjera más petróleo en noviembre de 2021 y de nuevo en febrero de 2022 y ambas peticiones fueron ignoradas. La mayoría de los analistas con los que hablamos creen que la OPEP+ (liderada por Arabia Saudí) optó por no aumentar la producción; sin embargo, nosotros creemos que lo intentaron pero finalmente no pudieron. En nuestras cartas anteriores hemos detallado ampliamente por qué creemos que la capacidad sobrante de la OPEP+ es mucho menor de lo que se cree. En marzo de 2022, casi todos los países de la OPEP+ estaban produciendo por debajo de su cuota asignada, algo que no recordamos haber visto nunca. Los países del núcleo de la OPEP-10 produjeron casi 1 millón de b/d menos de lo permitido, dejando efectivamente 3.000 millones de dólares en ingresos sobre la mesa sólo en marzo, mientras que el resto de los países miembros no alcanzaron su cuota en 700.000 b/d. No hay ninguna explicación lógica para que esto ocurra de forma sistemática, como ha ocurrido, aparte de que los países miembros han sido incapaces de aumentar la producción. El argumento de que la OPEP+ está ayudando de alguna manera a Rusia manteniendo los precios altos también parece improbable. Arabia Saudí es el líder de facto de la OPEP+ y se muestra muy escéptica con Rusia. En marzo de 2020, Rusia y Arabia Saudí se enzarzaron en una auténtica guerra de precios dentro de la OPEP+ que fue parcialmente responsable de que los precios fueran negativos. Además, el apoyo de Rusia a Irán en varias luchas por delegación se opone fundamentalmente a los intereses de Arabia Saudí. En lugar de cooperar en detrimento de la OTAN y de Occidente, creemos que la OPEP+ en general (y Arabia Saudí en particular) se vieron incapaces de aumentar la producción en marzo, otra señal de que nos estamos quedando sin capacidad de bombeo mundial.

La actual crisis energética no se resolverá hasta que el capital vuelva a entrar en la industria en cantidades significativas. Normalmente, los altos precios de las materias primas y la mejora de la rentabilidad contribuyen a atraer el capital, pero las presiones de la ESG están impidiendo que eso ocurra. Los presupuestos de capital de E&P han aumentado un 25% en comparación con los mínimos de 2021, pero siguen estando un 60% por debajo de la línea de tendencia. Además, estamos escuchando que la mayor parte del aumento no es el resultado de una mayor actividad, sino que representa la inflación de los costes, ya que se han desarrollado cuellos de botella en equipos clave, acero y mano de obra. Las OPIs y ofertas secundarias relacionadas con la energía sumaron apenas 1.800 millones de dólares en los últimos seis meses, un 80% por debajo de la media de 10.000 millones de dólares entre 2010 y 2017 y un 90% por debajo del pico de 22.000 millones de dólares de 2016.

Goehring & Rozencwajg, Bloomberg

El capital sigue sin estar disponible a pesar de que los precios del petróleo y el gas son altos e incluso los políticos hostiles a la energía piden ahora más inversiones en el sector. El interés de los inversores en los sectores energéticos también sigue siendo extremadamente bajo. Entre enero de 2021 y hoy, el XOP (el mayor ETF de acciones de E&P) ha avanzado un 120% y, sin embargo, durante ese periodo, las acciones en circulación han disminuido en realidad: los inversores han reembolsado acciones en general.

Ahora estamos empezando a entender cómo es un mundo que se queda sin capacidad de bombeo de petróleo de reserva. Incluso con las enormes liberaciones de petróleo de la Reserva Estratégica de Petróleo, los precios del petróleo apenas han retrocedido. Los inventarios mundiales, ahora en mínimos históricos, siguen reduciéndose a contrapelo y están alcanzando niveles peligrosamente bajos. Incluso con todas las dislocaciones causadas por el conflicto ucraniano y los problemas de COVID en China, la demanda mundial de petróleo en el cuarto trimestre se acercará a la capacidad de bombeo mundial, según nuestra modelización. La fuerte demanda, el descenso de la producción, los inventarios en mínimos históricos y la falta de capacidad de bombeo: todos estos factores harán que los precios del petróleo suban en la segunda mitad de 2022. Incluso con todos estos factores, el interés de los inversores por los mercados energéticos sigue siendo increíblemente escaso. Los avances que hemos visto hasta la fecha han sido básicamente coberturas de posiciones cortas y gestores activos que compran al margen. Una vez que los inversores y las instituciones se den cuenta de que el mercado de la energía ha cambiado fundamentalmente y de que la década de la energía barata y abundante ha terminado, la cantidad de capital que se precipite hacia este sector podría ser enorme. La crisis energética mundial acaba de empezar y tardará muchos años en solucionarse. Para los que inviertan hoy, las recompensas podrían ser inmensas.

Artículos relacionados:

La montaña rusa de los precios de la energía

¿Puede resolverse la crisis mundial de la gasolina y el gasóleo?

Considere este y otros artículos como marcos de aprendizaje y reflexión, no son recomendaciones de inversión. Si este artículo despierta su interés en el activo, el país, la compañía o el sector que hemos mencionado, debería ser el principio, no el final, de su análisis.

Lea los informes sectoriales, los informes anuales de las compañías, hable con la dirección, construya sus modelos, reafirme sus propias conclusiones, ponga a prueba nuestras suposiciones y forme las suyas propias. 

Por favor, haga su propio análisis.

Goehring & Rozencwajg fue fundada por Leigh Goehring, una de las principales autoridades en la inversión en materias primas a nivel mundial, y su socio desde hace mucho tiempo, Adam Rozencwajg. Ambos colaboraron originalmente en Chilton Investment Company, donde gestionaron más de 5.000 millones de dólares en activos dentro de la estrategia global de recursos naturales de Chilton. 

Fuente / Autor: Goehring & Rozencwajg

https://blog.gorozen.com/blog/running-out-of-spare-oil-capacity

Imagen: Reuters