Por qué los mercados del petróleo superarán las expectativas en 2023

Creemos que los inversores son demasiado complacientes con los mercados del petróleo.

Tras alcanzar un máximo de 14 años de 130 dólares por barril en marzo, los precios han retrocedido constantemente hasta los 80 dólares. La preocupación por la seguridad del suministro tras la invasión rusa de Ucrania ha dado paso a la preocupación por la recesión y la caída de la demanda. Desde el ataque del 24 de febrero de 2022, el petróleo casi ha perdido todo el terreno ganado.

Los temores sobre la demanda son infundados; creemos que los problemas de suministro impulsarán el mercado del petróleo en el futuro inmediato. La demanda de crudo ha demostrado ser mucho más resistente de lo que la mayoría de los analistas esperaban desde hace casi dos décadas. Por ejemplo, la actividad económica se ralentizó tras la escalada del precio del petróleo de 1980, y la demanda cayó casi un 10%. La demanda tardó casi diez años en superar el máximo de 1980.

Por otro lado, la actividad económica se desplomó tras la subida de precios de 2008 y la crisis financiera mundial. En lugar de caer un 10% (o incluso más), la demanda de crudo cayó sólo un 1,5%, superando el máximo de 2007 en 2010. La diferencia estriba en que, en 1980, los países de la OCDE representaban el 68% de la demanda mundial de petróleo, mientras que en 2010 sólo eran la mitad. Los mercados emergentes tienen una elasticidad de precios y un perfil de demanda muy diferentes a los de los países desarrollados: el consumo es mucho más resistente. Más recientemente, durante la COVID, los analistas energéticos argumentaron a gritos que la demanda mundial nunca volvería a recuperar los niveles de 2019. Menos de tres años después, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que en 2023 la demanda será 1,4 millones de b/d mayor que en 2019. En nuestra opinión, los viejos modelos de demanda energética, centrados en las tendencias de los países desarrollados, ya no son válidos.

Por otra parte, la inversión impulsa la oferta, que sigue siendo extremadamente baja. Entre 2014 y 2019, el gasto mundial en exploración y producción (E&P) se redujo en un tercio, de 900.000 a 600.000 millones de dólares. COVID recortó aún más los presupuestos, y no se han recuperado. La AIE estima que para 2022, el gasto se redujo otro 30% en comparación con 2019, a solo un poco más de 400.000 millones de dólares. Creemos que esto no es suficiente. Hemos privado a esta industria de capital durante ocho años consecutivos y estamos notando los efectos. Creemos que la crisis energética solo mejorará cuando el sector aumente el gasto. A la vista de los últimos anuncios, no se vislumbra un aumento sustancial del gasto.

El año pasado fue el segundo año consecutivo de reducción de las existencias de petróleo. Desde diciembre de 2020, las existencias mundiales se han desplomado en 600 mm bbl, eclipsando en 2,5 veces el récord anterior, establecido en 1999/2000. Todo indica que en 2023 se producirá un tercer año de reducción de existencias sin precedentes. Las existencias se sitúan en 4.000 millones de barriles, un nivel que se alcanzó por última vez en 2003. Si nuestros modelos no fallan, los inventarios podrían terminar el año en 3.200 millones de barriles, el nivel más bajo desde 1986.

Por alguna razón, después de casi tres años de escasez en el mercado del petróleo y dos años de buenos resultados de la renta variable, los inversores siguen negándose a asignar capital a este sector. En los dos últimos años, la energía ha superado a cualquier otro sector del S&P 500 en 130 puntos porcentuales y al índice en 150 puntos porcentuales. Sin embargo, la energía sigue representando menos del 5% de la capitalización bursátil del S&P500, menos de la mitad de su media a largo plazo y un 65% por debajo del máximo alcanzado en 2008.

Todo lo contrario: desde mediados de 2021, los inversores han retirado miles de millones de los mayores ETF relacionados con la energía: el XOP y el XLE. Durante ese periodo, el XLE (que sigue a las grandes empresas energéticas) generó una rentabilidad total del 72%, mientras que el XOP (que sigue a las E&P independientes) avanzó un 45%, en comparación con el S&P 500 en su conjunto, que cayó un 1,6%. A pesar de estos buenos resultados, el XLE registró salidas netas por valor de 1.300 millones de dólares durante el periodo, mientras que el XOP registró salidas netas por valor de 1.800 millones de dólares. Más de 1.000 millones de dólares de las salidas netas combinadas se produjeron sólo este año. El año pasado, estimamos que las empresas energéticas generaban el 35% de todo el flujo de caja del S&P 500 a pesar de representar menos del 5% de la capitalización bursátil del índice; la implacable liquidación continúa. ¿Es posible que los ejecutivos del sector energético no estén interesados en hacer crecer sus activos cuando el sentimiento de los inversores sigue siendo bajista?

Dejando a un lado el interés de los inversores, los fundamentos del mercado del petróleo siguen siendo extremadamente sólidos. Aunque la demanda fue más débil de lo esperado en el cuarto trimestre, nuestros modelos sugieren que el clima cálido fue un factor clave. Tras la invasión rusa de Ucrania, los responsables políticos europeos recurrieron drásticamente al gas natural para ayudar a reponer las reservas de cara al invierno. Aunque el carbón y la biomasa fueron los principales beneficiarios, la demanda de petróleo aumentó. Como los inventarios de gas aumentaron y el invierno resultó más cálido de lo esperado, esta demanda de crudo cayó. Es probable que se produjera cierta destrucción de la demanda de crudo, sobre todo de gasolina y gasóleo. Cuando los precios del crudo West Texas Intermediate alcanzaron los 122 dólares por barril en junio, los precios de los productos refinados superaron los 170 dólares por barril, ya que los cuellos de botella en las refinerías provocaron una espectacular expansión de los diferenciales de crack.

A pesar de una demanda más débil de lo previsto en el segundo semestre, estimamos que los mercados mundiales de petróleo registraron un déficit estructural de hasta 500.000 b/d a lo largo de 2022. Además, nuestros modelos nos indican que este déficit empeorará a medida que avancemos hacia 2023. En su último Informe sobre el Mercado del Petróleo, la AIE da a entender que los mercados del petróleo serán deficitarios hasta en 600.000 b/d este año. Es poco frecuente que la AIE pronostique un déficit; normalmente, sus estimaciones se inclinan hacia un superávit. No recordamos ninguna otra ocasión, en condiciones normales de mercado, en la que la AIE predijera un gran déficit.

Nuestros modelos nos dicen que el déficit podría ser aún más extremo. La AIE estima que la demanda crecerá 1,9 millones de b/d, alcanzando 101,9 en 2023. Sin embargo, son necesarios varios ajustes. En primer lugar, la AIE tiene "barriles que faltan" en su balance. Como recordarán los lectores habituales, los "barriles perdidos" se producen cuando, según la AIE, las empresas producen petróleo que no se consume ni se almacena. El resultado es una partida "varios a balance" en su balance a la que nos referimos como los "barriles perdidos". En realidad, este petróleo no falta, sino que casi siempre señala próximas revisiones al alza de la demanda. En 2022, los "barriles que faltan" ascendieron a 300.000 b/d, incluida una cifra masiva de 700.000 b/d en el cuarto trimestre. Suponiendo que los "barriles que faltan" sean demanda infradeclarada, el consumo en 2023 podría alcanzar los 102,2 millones de b/d. La demanda china también podría ser mayor de lo previsto.

La AIE prevé que su consumo aumente en 900.000 barriles al día hasta alcanzar los 15,9 millones de barriles al día. Aunque parece un crecimiento impresionante, es probable que subestimen la demanda dado el drástico impacto de las políticas de COVID-cero en las cifras de 2022. Estimamos que los bloqueos del año pasado desplazaron la demanda en 1,5 millones de b/d durante al menos siete meses. A lo largo de todo el año, esto redujo la demanda en 850.000 b/d, lo que hace que el crecimiento de 900.000 b/d de este año parezca demasiado bajo. Una vez que el resto del mundo salió del bloqueo COVID, el consumo se disparó debido a la demanda reprimida. Aunque este repunte acabó moderándose, la demanda china podría crecer mucho más de lo previsto durante al menos los próximos seis meses. Los analistas dan por sentado que el segundo mayor consumidor de petróleo del mundo ha permitido a sus 1.300 millones de habitantes salir del bloqueo. Las repercusiones podrían ser masivas.

También creemos que China iniciará pronto un periodo de estímulo considerable para ayudar a apaciguar el descontento público tras dos años de bloqueos restrictivos y débil crecimiento económico. Creemos que la demanda china de petróleo puede superar las expectativas en 450.000 b/d, lo que elevaría el consumo mundial a la asombrosa cifra de 102,7 millones de b/d.

Por el lado de la oferta, la AIE prevé un crecimiento de la oferta fuera de la OPEP+ de 1,8 millones de b/d, repartidos casi a partes iguales entre EE.UU. y el resto del mundo fuera de la OPEP+. En comparación con la producción del cuarto trimestre, el informe implica que la producción estadounidense de todo el año se situará en una media de 400.000 b/d por encima de la oferta del cuarto trimestre de 2022. Aunque esta cifra puede ser elevada, creemos que se encuentra en el margen correcto. La AIE prevé que la producción no OPEP+ fuera de EE.UU. se sitúe en una media de 600.000 b/d por encima de la cifra del cuarto trimestre de 2022, lo que nos parece demasiado elevado.

La AIE prevé que la producción de la OPEP+ caiga 600.000 b/d en términos interanuales hasta una media de 51,5 millones de b/d, más de 1 mm b/d por debajo de la lectura del cuarto trimestre de 2022. Esta cifra supone que la producción rusa caerá 1,2 m b/d interanual en comparación con el cuarto trimestre de 2022. La verdad es que ni Goehring & Rozencwajg ni la AIE pueden saberlo con certeza. Rusia ya ha anunciado un recorte de la producción de 500.000 b/d en represalia contra el tope de precios de 60 dólares impuesto por la OTAN. Mientras que algunos expertos han argumentado que este recorte es señal de crudo no vendido, nosotros creemos que puede ser más bien una señal de fatiga del yacimiento.

Entre 2010 y 2012, Rusia perforó, de media, 16.000 km de nuevos pozos de petróleo al año, lo que se tradujo en un crecimiento neto anual de la producción de 170.000 b/d. La perforación aumentó un 65% hasta 26.500 km anuales en 2021 y 2022, pero el crecimiento neto anual de la producción cayó ligeramente hasta 165.000 b/d. Estimamos que el kilómetro medio de nuevas perforaciones pasó de aportar 70 b/d por km a 40 b/d, una caída de casi el 40% en una década. Dado que la mayoría de las empresas occidentales de servicios petrolíferos han abandonado el país, es probable que la productividad de las perforaciones disminuya aún más.

Según las cifras del caso base de la AIE, 2022 será deficitario en 600.000 b/d. Teniendo en cuenta los "barriles que faltan" y la demanda china reprimida, creemos que el déficit podría ampliarse hasta 1,4 millones de b/d, dejando los inventarios en mínimos de cuatro décadas a finales de año.

Los inversores se están centrando en las cosas equivocadas. Las historias sobre un exceso de energía a corto plazo dominan los titulares. La demanda a corto plazo es siempre ruidosa y propensa a la reversión. A largo plazo, creemos que el mercado del petróleo estará dominado por la falta masiva de gasto de capital en las fases iniciales, que ha sido crónica durante casi una década. Prevemos que la actual crisis energética persistirá hasta que los inversores recuperen el interés por la energía convencional y animen a las empresas a perforar. Habrá volatilidad, como siempre; sin embargo, creemos que los precios del crudo van a subir mucho más.

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