Creemos que el petróleo está a punto de experimentar un fuerte repunte. Mientras escribimos estas líneas, el West Texas Intermediate y el Brent cotizan a 84 y 87 dólares por barril, respectivamente. Creemos que no pasará mucho tiempo antes de que ambos superen ampliamente los 100 dólares. Desde que el COVID tocó fondo en marzo de 2020, la renta variable energética ha sido el sector del S&P 500 que mejor se ha comportado, mientras que el crudo al contado ha sido la clase de activo que mejor se ha comportado. Sin embargo, en los doce meses que finalizaron en junio de 2023, el crudo al contado cayó un 33%. La cuestión ha sido si la reciente venta masiva era una consolidación en medio de un repunte más amplio o el comienzo de un nuevo mercado bajista.

Nos mantenemos firmes en nuestra creencia de que este mercado alcista no ha hecho más que empezar y que los precios subirán. Todos los elementos alcistas de los que hemos hablado se mantienen firmes: el sector sigue muy falto de capital, la demanda de petróleo es fuerte y las pizarras estadounidenses se están agotando. 

La reciente ola de ventas se debió a la liquidación masiva de varias reservas estratégicas de petróleo. Para 2022, EE.UU. liberó 220 mm de su SPR, lo que equivale a 607.000 b/d. Otros países liquidaron 40 mm b o 100.000 b/d. EE.UU. continuó liquidando sus SPR también en 2023. Aunque las preocupaciones en torno a la invasión rusa de Ucrania pueden haber impulsado las liquidaciones de SPR la primavera pasada, las ventas de este año fueron parte de la Ley de Presupuesto Bipartidista de 2018, que ordenó a los EE. UU. Vender petróleo del SPR para financiar proyectos de ley de gastos. Durante el segundo trimestre, los EE. UU. Liberaron 25 mm bbl del SPR o 260.000 b/d.

El petróleo se valora en 75 dólares por barril basándose únicamente en los inventarios comerciales. Si se incluyen los SPR agotados, el petróleo debería cotizar a 120 dólares. Por lo tanto, estimamos que el impacto de las liberaciones de SPR se situará entre 30 y 40 dólares por barril. No es casualidad que en cuanto EE.UU. dejó de liquidar sus reservas a finales de junio, el petróleo tocó fondo y desde entonces ha subido un 20%.

La Ley Presupuestaria Bipartidista (Bipartisan Budget Act) "eliminaba" automáticamente las ventas de SPR si las reservas alcanzaban los 350 mm de barriles. Cuando el Congreso aprobó la ley, el SPR contenía 650 mm de barriles, y es probable que pocos responsables políticos esperaran utilizar la disposición de "eliminación gradual". Sin embargo, ahora que las reservas sólo alcanzan los 347 mm de barriles, la Ley ya no permite más liquidaciones. La semana pasada, la administración anunció que cancelaría todas las ventas adicionales previstas del SPR. Dado que EE.UU. ya no vende varios cientos de miles de barriles diarios de sus reservas estratégicas, los inventarios comerciales descenderán drásticamente durante el resto del año, lo que hará subir los precios.

Incluso con la liquidación sin precedentes de las reservas estratégicas de petróleo, los inventarios comerciales se mantuvieron moderados. Los inventarios alcanzaron un máximo de 280 mm de barriles por encima y un mínimo de 60 mm por debajo de la media quinquenal en 2020 y 2022, respectivamente. Actualmente, los inventarios están en línea con la media quinquenal. Incluyendo la reserva estratégica de petróleo, los inventarios están 300 mm de barriles por debajo de la media quinquenal, un déficit récord.  

Los inventarios mundiales son igual de ajustados. Los inventarios comerciales de la OCDE pasaron de 300 mm bbl por encima a 300 mm bbl por debajo de las medias quinquenales entre 2020 y 2022, y actualmente se sitúan 95 mm bbl por debajo de la media. Incluyendo las existencias gubernamentales, los inventarios se mantienen 400 mm bbl por debajo de la media, otro récord.

Según nuestras estimaciones de oferta y demanda, los inventarios podrían reducirse en 360 mm bbl de aquí a finales de año, lo que dejaría las existencias comerciales y totales en niveles peligrosamente bajos.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

A pesar de los titulares en contra, el mercado del petróleo se mantuvo extremadamente tenso durante los últimos doce meses. Los gobiernos obstaculizaron la señal alcista de los precios liquidando grandes cantidades de sus reservas estratégicas. Es improbable que esto continúe, despejando el camino para que suban los precios.

La mayoría de los analistas atribuyen la venta masiva a los temores de recesión y a la debilidad de la demanda, pero nuestros datos nos dicen que el consumo sigue siendo sólido. Durante casi quince años, los titulares han clamado por el "fin de la demanda de petróleo". Todavía en 2020, muchos organismos, entre ellos la Agencia Internacional de la Energía (AIE), pronosticaban que 2019 sería el punto álgido de la demanda mundial de petróleo. Apenas cuatro años después, el consumo marcó un nuevo récord y no muestra signos de desaceleración. Cualquier preocupación sobre la demanda estructural de petróleo a largo plazo es totalmente errónea durante al menos la próxima década.

El mercado del petróleo se verá impulsado al alza por la escasa oferta causada por años de falta de inversión. La demanda, por su parte, disfrutará de un viento de cola persistente y seguirá sorprendiendo al alza. En nuestra siguiente carta, escribiremos extensamente sobre la demanda mundial de materias primas; hoy, ofrecemos un avance.

Los consumidores de energía se dividen en dos categorías: los del mundo desarrollado y los de los mercados emergentes. Los primeros comprenden el 17% de la población mundial y consumen 170 GJ por persona de energía primaria. Los segundos constituyen el 83% de la población (o siete mil millones de personas) y consumen anualmente menos de 60 GJ por persona. Cada año, millones de personas empiezan a pasar de consumidores de energía de mercados emergentes a consumidores de energía de renta media-baja.

A medida que prosperan, su consumo de energía primaria se triplica, pasando de 60 a 170 GJ anuales. Este fenómeno será el principal motor del crecimiento en los próximos veinte años. Los analistas pontifican sobre la penetración de los vehículos eléctricos, pero ni siquiera los escenarios más agresivos pueden superar este espectacular aumento de la demanda de energía primaria per cápita. Otros se preocupan por la eficiencia energética. Una vez más, el paso de los mercados emergentes a consumidores de energía de renta media-baja eclipsará cualquier mejora de la eficiencia energética.

Por ejemplo, en los últimos quince años, la demanda de energía per cápita de la OCDE se redujo un 11%, debido sobre todo a la mejora de la eficiencia energética. Sin embargo, la demanda per cápita de los países no pertenecientes a la OCDE aumentó un 25%, con lo que la demanda per cápita mundial creció un 5%: es la llamada "curva en S". Si bien es cierto que, en teoría, hacer algo más eficiente desde el punto de vista energético debería reducir la demanda, en la práctica, la tendencia ha sido hacia una mayor demanda, no hacia una menor. La demanda de energía primaria ha pasado de 60 GJ a 170 GJ. Según la paradoja de Jevons, la eficiencia puede conducir a un crecimiento más rápido. En 1865, Jevons postuló que la mejora de la eficiencia energética reduciría los costes y, en última instancia, aumentaría la demanda. Aunque su paradoja es controvertida, creemos que hay pruebas de este fenómeno en las economías de mercado emergentes.

La AIE también ha advertido sobre la demanda de petróleo a corto plazo; creemos que estas preocupaciones son igualmente infundadas. En su último informe sobre el mercado del petróleo, la AIE revisó a la baja en 250.000 b/d las estimaciones de demanda para el 2T23, el 3T23 y el 4T23. En su resumen (que se distribuye a la prensa antes de que se publique el informe completo), advierte de que "los persistentes vientos macroeconómicos en contra, que se manifiestan en una caída cada vez mayor del sector manufacturero, nos han llevado a revisar a la baja nuestra estimación de crecimiento para 2023 por primera vez este año, en 220 kb/d".

La AIE olvida mencionar que revisó discretamente al alza la demanda histórica para 2020, 2021 y 2022. También revisaron al alza las estimaciones para 2024. Además, el saldo del 1T23 fue de casi 1,4 millones de b/d, lo que sugiere que la demanda mundial probablemente alcanzó los 101,9 millones de b/d, un nivel récord para cualquier trimestre y 2,5 millones de b/d por encima del 1T22. En su informe Oil 2023 a más largo plazo, la AIE prevé que el consumo de petróleo crezca un 6% de aquí a 2030, es decir, 900.000 b/d, una cifra no muy inferior a la de los quince años transcurridos entre 2005 y 2019, a pesar de todo lo que se ha dicho sobre los vehículos eléctricos y la eficiencia. En 2020, la AIE predijo que 2019 marcaría el pico de la demanda de petróleo. Sólo unos años más tarde, la AIE elevó su predicción a 2030. No nos cabe duda de que esto también se ha revisado.

Mientras los inversores siguen obsesionados con la demanda, parecen descuidar los problemas de la oferta mundial de petróleo. En los últimos 15 años, los esquistos estadounidenses han sido la única fuente material de crecimiento fuera de la OPEP+. A su vez, el Pérmico ha representado la mayor parte de todo el crecimiento del esquisto en los últimos cinco años. Ya advertimos de que el incipiente agotamiento del Pérmico tendría un enorme impacto en los mercados mundiales del petróleo.

El agotamiento del Pérmico se ha acelerado. El año pasado fue la primera vez que la productividad por pie lateral del Pérmico disminuyó de un año a otro, con un descenso del 7%. En los tres primeros meses de 2023, la productividad por pie descendió otro 4% en comparación con 2022. Según la Agencia de Información Energética (EIA), en agosto, el Pérmico crecerá sólo 360.000 b/d interanuales, frente a los casi 700.000 b/d de febrero. Nuestros modelos sugieren que el crecimiento interanual del Pérmico será inferior a 100.000 b/d a finales de año y pasará a ser negativo a principios de 2024. Aunque los próximos meses pueden ser agitados, creemos que el Pérmico se desplomará definitivamente en algún momento de 2024, a medida que las empresas agoten sus mejores perspectivas de perforación. A pesar de los elevados precios, los productores han abandonado catorce plataformas en el Pérmico en los últimos tres meses, lo que podría indicar un agotamiento de las existencias. Los demás esquistos de EE.UU. no van mejor. La producción de esquisto fuera del Pérmico no ha crecido en casi tres años, a pesar de que el petróleo subió de 20 a 75 dólares por barril. La única fuente importante de crecimiento fuera de la OPEP+ en los últimos quince años está a punto de alcanzar su punto máximo.

Por su parte, la AIE prevé que la producción no OPEP+ sin Estados Unidos aumente en 400.000 b/d este año. Sin embargo, creemos que es demasiado optimista. Desde que publicó sus previsiones el verano pasado, la AIE ha revisado sistemáticamente a la baja la producción no OPEP+ fuera de EE.UU. en 300.000 b/d y creemos que esta tendencia continuará.

A medida que la producción fuera de la OPEP+ disminuya, la OPEP+ ganará cuota de mercado y poder de fijación de precios. A principios de agosto, Arabia Saudí anunció que prorrogaría sus recortes de producción al menos un mes más. En mayo y junio, Arabia Saudí produjo menos de 10 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en trece años. Algunos analistas ven en estos recortes un reconocimiento de la debilidad de la demanda mundial. Según nuestro análisis de la demanda, no estamos de acuerdo. Nosotros y otros analistas creemos que los recortes son necesarios para dejar descansar los yacimientos envejecidos, incluido Ghawar. Sin embargo, otros sostienen que los saudíes se limitan a compensar las liquidaciones de SPR del Gobierno. Sea como fuere, hace varios años, los saudíes habrían estado demasiado preocupados por la pérdida de cuota de mercado ante el crecimiento del esquisto como para recortar la producción. Esa preocupación ha desaparecido.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Bloomberg

Según la AIE, la demanda alcanzará una media de 103,2 millones de b/d en el segundo semestre de 2023. La oferta mundial (incluidos los LGN de la OPEP, los beneficios de la transformación y los biocombustibles) sólo alcanzará los 101,5 millones de b/d, con lo que el mercado sufrirá un enorme desabastecimiento de 1,7 millones de b/d. Creemos que esta cifra subestima el problema. Creemos que esta cifra subestima el problema. En el primer trimestre, el saldo fue de 1,3 millones de b/d, lo que indica que la demanda estaba infravalorada. Si se aumenta la demanda en 1 millón de barriles al día durante el resto del año, el déficit sería de 2,7 millones de barriles al día, lo que reduciría las existencias en más de 400 millones de barriles al 31 de diciembre. En ese momento, los inventarios comerciales alcanzarían un déficit récord de 500 mm bbl, mientras que los inventarios totales alcanzarían un déficit récord de 820 mm bbl, los niveles más bajos desde el inicio de nuestros datos.

En los últimos seis meses se ha registrado el nivel más bajo de OPVs y ofertas secundarias en el sector de la energía en casi 25 años. Las tendencias del gasto de capital siguen deprimidas y las valoraciones de las empresas están en mínimos históricos. La energía sigue representando menos del 4% del S&P 500, casi dos tercios por debajo de su media a largo plazo. Como era de esperar, Buffett no ha dejado de aumentar sus posiciones en Chevron y Occidental Petroleum. Berkshire Hathaway amplió su posición en Occidental Petroleum en el segundo trimestre y ahora posee el 25% de la empresa. Los inversores han descapitalizado radicalmente la industria energética en los últimos diez años, y los resultados se están haciendo patentes. La única forma de atraer capital de nuevo a este sector será mediante rendimientos sólidos. Creemos que al final de este mercado alcista, todo el mundo dirá que la energía vuelve a ser el sector "que hay que tener". Sin embargo, por el momento, los inversores de valor contrarios tienen ante sí una excelente oportunidad con unos fundamentales sólidos y unas valoraciones atractivas. Los inversores no podrán permanecer apáticos durante mucho más tiempo.

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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

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Imagen: The Motley Fool