Bloomberg — Los Emiratos Árabes Unidos han arreglado las cosas con la OPEP+. De todos modos, la relación está condenada.
Justo cuando la reunión previa de la OPEP+ se deshizo de asperezas a principios de este mes, BP Plc publicó su festival anual de cifras, el Statistical Review of World Energy (o Revisión Estadístico de la Energía Mundial en español). Observando que la OPEP+ había intervenido para estabilizar los precios del petróleo el año pasado, Spencer Dale, economista jefe de la empresa, añadió:
... “[Si] esto significa que siempre será capaz de hacerlo dependiendo del tipo de choque que afecte a los mercados del petróleo. La naturaleza del poder de la OPEP para desplazar la oferta intertemporalmente de un período a otro significa que tiene la capacidad de compensar los choques temporales y de corta duración”.(1)
La OPEP+ es un instrumento relativamente contundente. Puede retener el petróleo para hacer frente al exceso de oferta y apoyar los precios, o “desplazar la oferta intertemporalmente”, según la expresión de Dale. La OPEP+ lo hizo a partir de 2017 para reducir los hinchados inventarios de petróleo. Lo hizo de nuevo el año pasado en respuesta a la pandemia.
Por eso, aunque los EAU y la OPEP+ vuelvan a comprometerse ahora, seguirán separándose con el tiempo. Una vez que pase el shock de covid-19, volverá a surgir un problema estructural, a saber, que el mundo tiene abundancia de petróleo pero escasez de capacidad para absorber las emisiones de ese petróleo.
El mundo utilizó unos 173.000 millones de barriles en los últimos cinco años, según cifras de BP. Sin embargo, las reservas probadas aumentaron ligeramente, alcanzando 1,73 billones de barriles a finales de 2020. Incluso si la demanda aumentara en línea recta de 96,5 millones de barriles al día este año a 150 millones al día en 2040, las reservas lo cubrirían casi dos veces.(2)
Sin embargo, ni siquiera las previsiones más optimistas prevén que la demanda crezca a ese ritmo, en parte por lo que significaría para las emisiones. El último conjunto de la Agencia Internacional de la Energía proyectaba una demanda de 101 millones de barriles al día en 2040, a menos que el mundo pasara a ser totalmente neto, en cuyo caso la demanda se reduciría a la mitad. Por lo tanto, hay mucho petróleo por explotar, y a un precio razonable: la consultora Rystad Energy calcula que podrían producirse 1,3 billones de barriles a un precio medio real del Brent de US$50 cada uno(3). El Brent cotizó el viernes alrededor de los US$74.
Cualquier productor de petróleo que tenga mucho en el suelo, los medios para aumentar la producción y la capacidad de vivir con precios más bajos estaría loco si se retuviera para siempre. En un informe reciente en el que se compara la OPEP+ con el antiguo Acuerdo Internacional del Estaño, que se derrumbó en 1985 por el abaratamiento de la oferta y la sustitución (¿le parece familiar?), el economista especializado en energía Philip Verleger calculó el golpe que recibirían los miembros si abrieran los grifos y el petróleo cayera a US$40. El más resistente, con una pérdida del 14% de sus ingresos, fue EAU(4). Asimismo, los Emiratos Árabes Unidos tienen el costo de equilibrio fiscal más bajo de todos los miembros de la OPEP en 2021, a US$65 el barril y con tendencia a bajar.(5)
La OPEP+ está cada vez más dividida en términos de capacidades y necesidades. Es difícil imaginar que un grupo que acoge a los EAU y a Venezuela (el producto interior bruto per cápita del primero es 127 veces mayor que el del segundo) navegue ágil y cohesionadamente en el ocaso de la era del petróleo.
De los 23 miembros, 15 tienen un PIB per cápita inferior a la media de los mercados emergentes, que es de unos US$11.000; 11 sufrieron un declive en esa métrica durante la última década (antes de la crisis del petróleo); y 14 vieron cómo su producción de petróleo alcanzaba su punto máximo hace más de una década(6). Seis miembros, que representan aproximadamente una sexta parte de la capacidad excedentaria, alcanzan esta dudosa trifecta.(7)
Mientras tanto, sólo cuatro no presentan ninguno de esos tres puntos débiles: Bahrein, Rusia, Arabia Saudí y los EAU. Juntos, poseen más de la mitad de la capacidad de la OPEP+, tanto total como de reserva. Bahréin, sin embargo, es demasiado marginal para importar. Rusia, por su parte, no es miembro del antiguo grupo de la OPEP. Y con su rublo flotante como amortiguador de los precios del petróleo más débiles, es probable que abandone los objetivos de producción cuando le convenga, como estaba dispuesta a hacer antes de la llegada del covid-19. Sólo quedan Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos, que se están preparando para un mundo de máxima demanda de petróleo, pero con esta última mostrando más agilidad y determinación.
En su reciente “hoja de ruta” de cero emisiones, la AIE calculó que los ingresos medios per cápita de las economías productoras procedentes de las ventas de petróleo y gas descenderían a los niveles de los años noventa en esta década y a la mitad aproximadamente en la década de 2030. Tal vez esas proyecciones sean, como dice Arabia Saudí, como vivir en La La Land. El punto más destacado es que la mayoría de la OPEP+ apenas puede manejar la realidad actual; sólo La La-land sería un infierno para ellos.
Por ello, hay que moderar las expectativas de que las compañías petroleras nacionales vengan a llenar el vacío cuando las grandes compañías occidentales restrinjan sus inversiones. Muchos campeones petrolíferos estatales luchan sólo por mantener la producción en su territorio, por no hablar de conquistar el mundo. A medida que la demanda de petróleo alcanza su punto máximo y disminuye, es más probable que algunos “petrostatos” nominalmente de bajo costo reduzcan su producción a causa de los trastornos económicos. Recordemos que gran parte de la “disciplina” de la OPEP+ en sus dos primeros años fue en realidad la agonía de Venezuela.
Mientras tanto, los más ricos aumentarán la producción, muy probablemente al aflojar las restricciones nacionalistas a la inversión extranjera, algo en lo que los Emiratos Árabes Unidos también van por delante. La OPEP y su sucesor se formaron para un mundo en el que la demanda de petróleo sólo aumenta y las reservas son como el dinero que se aprecia en el banco. A medida que el mundo cambie, los miembros que puedan hacerlo cobrarán y se retirarán.
- Esto hace eco de algo dicho por Khalid Al-Falih, ex ministro de Energía de Arabia Saudí, en una conferencia en 2017, poco después de la formación de la OPEP+: “Arabia Saudí no apoya que la OPEP intervenga para aliviar los impactos de los desequilibrios estructurales a largo plazo, en lugar de abordar las aberraciones a corto plazo.”
- Las cifras de reservas probadas, sobre todo las oficiales de los principales estados productores de petróleo, no deben tomarse necesariamente como un evangelio. Sin embargo, la cifra de BP es casi idéntica a la modelada por la consultora Rystad Energy, que estima unas reservas recuperables a principios de 2021 de 1,725 billones de barriles.
- Las estimaciones de Citigroup sobre la curva de oferta marginal se sitúan en la misma línea, sugiriendo unos 18 millones de barriles diarios de oferta incremental potencial disponible para 2026 a un precio de equilibrio del Brent de unos US$60 o menos.
- Verleger calculó los ingresos implícitos en los objetivos de producción de julio en US$65 por barril y a plena capacidad en US$40. Excluyó a los países no sujetos a objetivos -Irán, Libia y Venezuela- y a cinco miembros más pequeños no pertenecientes a la OPEP: Bahrein, Brunei, Malasia, Sudán y Sudán del Sur. El impacto medio sobre los ingresos en el escenario de plena capacidad fue del 29,6%. Fuente: The Tin Lesson for Oil, Notes at the Margin, 12 de julio de 2021 (PKVerleger LLC).
- Fuente: OPEP+ Preview: Turning the Taps, Helima Croft, RBC Capital Markets, 28 de junio de 2021. El costo medio de equilibrio fiscal de la OPEP más Rusia se estima en US$93 por barril.
- Datos del PIB per cápita a partir de 2019 y de los 10 años que terminan en 2019, excepto Sudán del Sur, donde el crecimiento se mide a partir de 2010. Fuente: Fondo Monetario Internacional.
- Angola, Guinea Ecuatorial, Irán, Libia, Sudán y Venezuela.
