Se agota la capacidad de reserva

Los mercados mundiales del petróleo no podían tener un aspecto más sombrío que en el verano de 2020. Los casos de COVID-19 volvían a aumentar y se amenazaba con nuevos cierres mundiales. Sólo dos meses antes, los precios del petróleo habían caído en territorio negativo por primera vez en la historia, ya que los inventarios mundiales habían aumentado y amenazaban con desbordarse. Entre la interminable pandemia y los vehículos eléctricos, la sabiduría común de los inversores creía que la demanda de petróleo estaba en declive secular, que los inventarios hinchados permanecerían elevados para siempre y que los precios del petróleo nunca se recuperarían.

En Goehring & Rozencwajg, nos encanta llevar a cabo investigaciones exhaustivas que identifican las nuevas tendencias de inversión y a menudo llegar a conclusiones que difieren enormemente de la opinión generalizada. Nuestro objetivo es compartir estos resultados con nuestros clientes y socios inversores al menos doce meses antes de que se conviertan en titulares de la prensa financiera. Es un objetivo ambicioso y no siempre acertamos. Sin embargo, la satisfacción de reconocer las tendencias mucho antes que la comunidad inversora en general no sólo aporta grandes beneficios a nuestros inversores, sino también un enorme placer profesional para nosotros.

Con este fin, titulamos nuestra carta del segundo trimestre de 2020 "Al borde de una crisis energética". En aquel momento, nadie estuvo de acuerdo con nosotros. Ahora, un titular tras otro habla de un pánico energético "imprevisto". Parece que la crisis energética de la que hablamos hace 14 meses ya está aquí.

Si la crisis energética ha llegado, ¿cómo ve Goehring & Rozencwajg las cosas dentro de 12 meses? Para finales de 2022, creemos que la demanda mundial de petróleo habrá superado la capacidad de bombeo por primera vez en la historia. Al igual que el año pasado nadie estaba de acuerdo con nuestra evaluación de una crisis energética emergente, hoy casi nadie está de acuerdo con nosotros. Por el contrario, la sabiduría convencional cree firmemente que la capacidad sobrante de la OPEP volverá a aparecer, lo que hará que el mercado registre un enorme superávit en 2022.

Cuando decimos que la demanda superará la capacidad de bombeo, ¿qué queremos decir y por qué es algo tan inédito? Si bien es cierto que la demanda ha superado a la oferta muchas veces en el pasado, nunca, según nuestros modelos, ha superado la capacidad de bombeo. ¿Cuál es la diferencia? La oferta es la cantidad de crudo producida y vendida en el mercado. La capacidad de bombeo, en cambio, es un término más subjetivo que se refiere a la oferta total que, en principio, podría producirse rápidamente con un mínimo gasto de capital adicional. Por lo tanto, aunque la demanda ha superado la producción real, más recientemente en 2006/2008 y en 2020, siempre ha existido la disponibilidad de capacidad adicional de bombeo. Este no será el caso tan pronto como a finales del próximo año. Las consecuencias podrían ser nefastas.

Incluso durante las dos crisis del petróleo de los años 70, cuando los países de la OCDE se vieron obligados a aplicar el racionamiento de la gasolina, la demanda nunca superó la capacidad de bombeo. La producción de la OPEP se redujo en 1973 como represalia por la participación de Estados Unidos en la guerra del Yom Kippur y de nuevo en 1979 tras la revolución iraní. En ambos casos, la demanda superó a la oferta y los precios se dispararon, pero la capacidad de bombeo no cambió: la producción se redujo muy por debajo de la capacidad de bombeo. Nuestros modelos estiman que la capacidad de bombeo superó a la demanda en casi 5 mm b/d tras la primera y la segunda crisis del petróleo.

Más recientemente, los mercados del petróleo sufrieron un grave déficit entre el verano de 2007 y el de 2008, causado principalmente por la decepcionante evolución de la producción de los países no pertenecientes a la OPEP. La demanda superó a la oferta en aproximadamente 500.000 b/d, lo que provocó la caída de los inventarios y el aumento de los precios, que pasaron de 55 dólares a un récord de 145 dólares por barril. Sin embargo, incluso entonces la OPEP mantenía más de 3 millones de b/d de capacidad de reserva, según la AIE.

El año pasado, las paradas relacionadas con el COVID-19 provocaron una reducción generalizada de la demanda de crudo. Los inventarios se acumularon y los productores estadounidenses de esquisto cerraron activamente toda la producción posible. La OPEP+ acordó un recorte de la oferta de casi 8 mm b/d para ayudar a equilibrar los mercados. Los inventarios aumentaron al principio, pero se redujeron inmediatamente, ya que la demanda se recuperó mientras la producción seguía siendo escasa. Los precios subieron cuando el mercado se dio cuenta de que tenía un déficit a corto plazo de hasta 1,5 millones de b/d. Aunque el mercado era muy deficitario, la demanda mundial no superaba la capacidad de bombeo. La producción de EE.UU. se pudo restablecer rápidamente y la OPEP+ mantuvo una amplia capacidad de reserva. Estimamos que, aunque los inventarios se redujeron en más de 1 millón de barriles diarios, la capacidad de bombeo superó la demanda en 5 millones de barriles diarios.

A finales del próximo año, nuestros modelos nos dicen que este colchón se habrá erosionado por completo. Para entender por qué, expliquemos los balances de crudo actuales y nuestras proyecciones para 2022. Según el Informe sobre el Mercado del Petróleo (OMR) de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), la demanda del cuarto trimestre de 2021 alcanzará una media de 98,9 mm b/d. Aunque esta cifra es increíblemente superior en 5 millones de b/d a la del año pasado, sigue estando 1,7 millones de b/d por debajo del nivel anterior al cuarto trimestre de 2019. La producción mundial de líquidos se situó en una media de 96 mm b/d en septiembre, lo que apunta a un mercado casi 3 mm b/d deficitario. La producción de la OPEP+ alcanzó los 42,2 mm b/d en septiembre y, según su acuerdo actual (reconfirmado por última vez el 3 de noviembre), las cuotas de producción crecerán en 400.000 b/d al mes. La AIE estima que la capacidad sostenible de la OPEP+ -lo que llamamos capacidad de bombeo- asciende a 50,1 mm b/d, casi 8 mm b/d más que la producción actual.

Teniendo en cuenta estas cifras, ¿por qué creemos que la demanda superará la capacidad de bombeo mundial a finales de 2022? La razón principal es la demanda.

Llevamos mucho tiempo escribiendo que la demanda de los mercados emergentes ha sido mucho más fuerte de lo que los inversores (y la AIE) esperan. Pocos analistas energéticos parecen hacer este ajuste y sus modelos acaban subestimando crónicamente la demanda de los países no pertenecientes a la OCDE. Todas las caídas de la demanda de los últimos 20 años han sido menos graves y se han recuperado más rápidamente de lo previsto. Así ocurrió tras la crisis financiera mundial de 2008, cuando la demanda de petróleo superó su máximo anterior a la crisis en apenas 18 meses. También lo fue tras la crisis de la deuda europea, cuando la demanda mundial creció en 2,5 mm b/d a pesar de que la demanda de la UE se redujo en 700.000 b/d. Y fue cierto durante la COVID-19.

Todavía el otoño pasado, los analistas predijeron que la demanda no volvería a alcanzar los niveles de 2019; una vez más, estas estimaciones han resultado ser demasiado pesimistas. Aunque la demanda mundial total aún no ha superado los máximos de 2019 debido a las restricciones de viaje en curso, varios países han superado sus niveles anteriores al COVID-19. Las tres mayores fuentes de demanda, China, India y Estados Unidos, registraron una demanda mensual récord en 2021. Además, las restricciones de viaje generalizadas en todo el mundo hacen que la demanda haya alcanzado niveles récord en estos países, a pesar de que la demanda de combustible para aviones sigue estando muy por debajo de los valores previos a la aparición del COVID. El 8 de noviembre, EE.UU. eliminó las restricciones a los viajes que le quedaban, y esperamos que la demanda aumente a medida que otros países sigan su ejemplo.

La AIE prevé que la demanda mundial alcance los 99,6 mm b/d el año que viene, con una lectura máxima en el cuarto trimestre de 100,2 mm b/d. Según nuestros modelos, la AIE vuelve a subestimar la demanda en 1,5 millones de barriles al día. Seguimos de cerca los llamados "barriles perdidos" que se producen cuando las propias cifras de la AIE no cuadran. Por ejemplo, el cambio en las existencias debería ser igual a la diferencia entre la oferta y la demanda, pero muchas veces no es así. De forma eufemística, llamamos barriles "perdidos" a los que supuestamente se produjeron pero no se consumieron ni se almacenaron en el inventario. O bien el consumo está infravalorado, o bien la producción está sobrevalorada; los inventarios suelen ser exactos. Nuestros modelos de curva S sugieren que el problema es la demanda. Basándonos en los "barriles que faltan", creemos que la demanda está actualmente al menos 500.000 b/d por encima de las expectativas y que esto continuará en 2022.

Además, la actual crisis del gas natural aumentará drásticamente la demanda de petróleo en otros 500.000 b/d, ya que las empresas de servicios públicos cambiarán el gas por el petróleo siempre que sea posible. La AIE ya ha empezado a tener en cuenta esta circunstancia revisando la demanda de 2022 al alza en los tres primeros trimestres en 300.000 b/d de media. Sin embargo, ha compensado gran parte de este aumento con una enorme revisión a la baja de 400.000 b/d en la demanda del cuarto trimestre 2022 sin ofrecer ninguna explicación. Se trata de una técnica que hemos observado en el pasado: la AIE revisa al alza la demanda a corto plazo a medida que se van conociendo los resultados reales, mientras que revisa a la baja la demanda a largo plazo, manteniendo sin cambios la proyección para todo el año.

Este año no es diferente. En los últimos 90 días, la AIE ha revisado al alza el primer semestre de 2021 en 300.000 b/d, ya que los resultados reales han superado las expectativas, y ha compensado el aumento reduciendo la demanda del segundo semestre en la misma cantidad. Creemos que este es un excelente ejemplo de "dar una patada a la lata" y que dará lugar a una oleada de revisiones al alza de la demanda tanto este año como el próximo.

En conjunto, estas dos revisiones dejarán probablemente la demanda de 2022 muy por encima de las expectativas, especialmente en el cuarto trimestre. En lugar de una media de 99,6 millones de b/d, creemos que la demanda de 2022 podría superar los 100,6 millones de b/d, un máximo histórico. La demanda del cuarto trimestre podría alcanzar los 101,6 millones de b/d.

En cuanto a la oferta, la única fuente de crecimiento fuera de la OPEP+ en la última década, Estados Unidos, se mantiene obstinadamente 1,8 m b/d por debajo de su máximo de finales de 2019 y no parece mejorar. En los últimos ocho meses, la producción estadounidense ha crecido solo 7.000 b/d al mes, en comparación con los 150.000 b/d mensuales de media en 2012-2014 y 2017-2019. Los precios más altos no han llevado a presupuestos de perforación materialmente más altos para 2021 o 2022 y el recuento de plataformas petrolíferas sigue deprimido en 450 plataformas, un aumento de 280 plataformas desde el fondo, pero todavía la mitad del nivel pre-COVID.

No es de extrañar que Estados Unidos no esté viendo un fuerte repunte de la producción: los esquistos están sufriendo de agotamiento, un tema que discutimos por primera vez a finales de 2019. Todas las cuencas de esquisto, excepto la del Pérmico, están experimentando un franco declive. En los últimos 12 meses, el Eagle Ford y el Bakken han disminuido en 4.000 b/d por mes en promedio, en comparación con un crecimiento mensual de 20.000 b/d tan recientemente como a finales de 2018. El Pérmico es la menos desarrollada de las principales cuencas y a menudo hemos predicho que todavía podrá crecer, aunque a un ritmo mucho menor que en años pasados. En los últimos 12 meses, el crecimiento del Pérmico fue de una media de 35.000 b/d al mes, un 65% menos de lo que creció en 2018. Las restantes cuencas de esquisto están disminuyendo en un total de 13.000 b/d al mes, en comparación con el crecimiento mensual de 25.000 b/d de hace unos años. En conjunto, la producción de esquisto solo está creciendo 14.000 b/d al mes en comparación con los 160.000 b/d de finales de 2018, lo que supone una desaceleración del 90%.

Incluso este magro crecimiento está siendo distorsionado y probablemente caerá en los próximos meses. La distorsión está siendo causada por la cosecha de pozos perforados pero no completados (DUC). Durante el colapso petrolífero del año pasado, las empresas optaron por posponer la finalización de un pozo siempre que fuera posible para ahorrar en gastos de capital (la finalización supone la mitad de los costes totales del pozo). Esto provocó que el inventario de DUCs aumentara hasta niveles sin precedentes. A medida que los precios se recuperaron, completar los DUC generó rendimientos incrementales extremadamente altos sobre la inversión, dado que el capital de perforación ya estaba "hundido". Desde junio de 2020, se completó el doble de pozos que los perforados en Eagle Ford y Bakken. En el Pérmico, se completaron un 66% más de pozos que los perforados. En todas las cuencas de esquisto, se completaron un 60% más de pozos que los perforados. Nuestra red neuronal estima que, sin los DUC, la producción de esquisto sería 800.000 b/d inferior a la actual y que todas las cuencas, incluida la del Pérmico, estarían en declive sostenido.

Está claro que esta tendencia no puede persistir indefinidamente. Se necesita un cierto número de DUC para el desarrollo normal del esquisto. Históricamente, la industria ha operado con un inventario de DUC equivalente a cinco meses de actividad de perforación. Utilizando esta métrica, el "exceso" de inventario de DUC (es decir, por encima de los cinco meses de perforación) alcanzó un máximo de 5.000 ubicaciones en Eagle Ford, Bakken y Permian en junio de 2020. En septiembre de 2021, el "exceso" de inventario había descendido a 1.300 emplazamientos, lo que supone un descenso del 75%. Al ritmo actual, estimamos que el inventario de DUC alcanzará el equivalente a cinco meses de actividad de perforación a mediados de 2022, momento en el que será difícil reducir más el inventario de DUC. Para que la producción de esquisto crezca, la actividad de perforación tendrá que aumentar drásticamente, lo que es poco probable dadas las presiones de capital ESG a las que se enfrentan las empresas petroleras que cotizan en bolsa.

Además, persisten los problemas de agotamiento en las pizarras. Nuestra red neuronal señaló inicialmente el hecho de que una vez que una cuenca ha desarrollado el 50% de sus pozos de nivel 1, la producción total comienza a estabilizarse y luego a declinar. Utilizamos esto para predecir correctamente que Eagle Ford y Bakken alcanzarían su punto máximo a finales de 2019. En ese momento, afirmamos que la producción del Pérmico aún podría crecer durante los próximos años, dado que sólo se había desarrollado el 35% de los pozos de nivel 1. Nuestros modelos nos dicen ahora que se ha desarrollado el 45% de los pozos del Pérmico de nivel 1, lo que implica que estamos mucho más cerca de su inevitable meseta y también de su declive. Para finales de 2022, creemos que la última cuenca de esquisto estadounidense dejará de crecer.

La AIE estima actualmente que la producción estadounidense crecerá en 1 mm b/d en 2022 y en 900.000 b/d respecto a la última lectura mensual, pero nuestros modelos sugieren que esto es demasiado optimista. Admitimos que subestimamos el crecimiento de EE.UU. durante la mayor parte de 2021, pero esto se debió en gran medida a la aceleración de la cosecha de DUC. Dado que la gran mayoría del exceso de inventario de DUC ya se ha completado, creemos que nuestras predicciones iniciales se afianzarán a partir de mediados de 2022. En lugar de crecer en 900.000 b/d a partir de aquí, creemos que la producción de EE.UU. podría crecer sólo 300.000 b/d.

Es poco probable que la producción no OPEP+ fuera de EE.UU. pueda crecer el próximo año. Este bloque de producción se ha visto desafiado durante años y ha decepcionado crónicamente. La escasez de nuevos descubrimientos se ha traducido en un menor crecimiento durante más de una década. Desde diciembre de 2020, la AIE se ha visto obligada a revisar a la baja la producción del primer semestre de 21 años de este grupo, ya que los resultados reales han estado muy por debajo de las expectativas. En los últimos diez meses, la AIE ha revisado a la baja la producción del primer semestre de 2021 de los países no pertenecientes a la OPEP+ ex EE.UU. en 800.000 b/d, liderada principalmente por Brasil y Noruega. Sin embargo, al igual que en el caso de la demanda, la AIE ha compensado las revisiones en los meses cercanos con revisiones iguales pero opuestas en los meses posteriores. Al mismo tiempo que la AIE revisó la producción del primer semestre de 2021 a la baja en 800.000 b/d, revisó la producción del segundo semestre de 2021 al alza en 200.000 b/d, dejando su proyección para todo el año a la baja en menos de 300.000 b/d.

La AIE sigue siendo igualmente optimista en cuanto al crecimiento de los países no pertenecientes a la OPEP+ sin Estados Unidos en 2022. En su informe más reciente, la AIE prevé que este grupo aumente su producción el próximo año en 900.000 b/d. En conjunto, creen que la producción de los países no pertenecientes a la OPEP+ sin Estados Unidos alcanzará una media de 30,6 mm b/d el año que viene, mientras que nuestros modelos predicen que podría llegar a los 30 mm b/d.

Tras realizar los ajustes mencionados, creemos que la demanda superará la capacidad de bombeo en el último trimestre de 2022. La AIE cree que la demanda en el cuarto trimestre de 2022 alcanzará los 100,2 mm b/d, mientras que la producción de EE.UU. será de una media de 17,7 mm b/d, y la de los países no pertenecientes a la OPEP+ sin EE.UU. será de una media de 30,9 mm b/d. Se espera que los LGN de la OPEP+ alcancen una media de 7,9 mm b/d, con lo que la demanda de crudo de la OPEP+ se situará en 43,7 mm b/d, 1,6 mm b/d más que hoy y dentro de su capacidad de bombeo.

Nuestros modelos sugieren que la demanda en el cuarto trimestre de 2022 alcanzará los 101,6 millones de b/d, mientras que la producción de EE.UU. sólo alcanzará una media de 17 millones de b/d. Suponiendo que los bombeos de los países no pertenecientes a la OPEP+ sin EE.UU. sean de 30,0 millones de b/d en el cuarto trimestre de 2022 y que los LGN de la OPEP+ promedien 7,7 millones de b/d, la demanda de crudo de la OPEP+ se eleva a 46,9 millones de b/d, es decir, 4,7 millones de b/d por encima de las tasas actuales.

¿Puede la OPEP+ satisfacer este aumento de la demanda? Creemos que será difícil.

Los únicos países con capacidad sobrante importante son Arabia Saudí, EAU, Kuwait, Irán y Rusia. Irak tiene capacidad de reserva, pero dadas las consideraciones de seguridad, es muy poco probable que la producción aumente a corto o medio plazo. Ya hemos comentado nuestro escepticismo respecto a la capacidad de reserva saudí en el pasado y tenemos la intención de volver a tratar este importante tema el próximo trimestre. En definitiva, creemos que Arabia Saudí puede producir entre 10 y 10,5 mm b/d, muy por debajo de la capacidad declarada de 12,2 m b/d. Arabia Saudí sólo ha producido por encima de 10 mm b/d en dos ocasiones y en ambas fue sólo por un breve periodo y los yacimientos tuvieron que descansar posteriormente. Suponiendo que Arabia Saudí tenga capacidad de bombeo para 10,5 millones de b/d (un gran "si"), creemos que la capacidad total de crudo de la OPEP+ es de 46,9 millones de b/d, lo que no es suficiente para satisfacer la demanda mundial en el cuarto trimestre de 2022.

Hace doce meses, pocos nos escucharon cuando predijimos que una crisis energética era inminente. Ahora, nuestros modelos sugieren que podríamos estar entrando en un nuevo periodo en la historia del petróleo: un periodo sin exceso de capacidad de bombeo mundial. Las ramificaciones podrían ser enormes. Hoy en día, los inversores apenas están expuestos a las empresas productoras de petróleo. Después de haber representado una media del 10-15% del S&P 500 durante décadas (y haber alcanzado un máximo del 30%), los valores energéticos representan hoy menos del 3% del índice.

Al igual que pocos inversores vieron la crisis energética, menos creen que se avecina una crisis del petróleo. Posicionémonos en consecuencia.

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