El 14 de noviembre de 2014 ya está grabado a fuego en el inconsciente del sector energético: ese día Arabia Saudí decidió que no iba a contener su producción para mantener altos los precios del petróleo, sino que iba a abrir todas sus válvulas para vender todo lo posible y ganar cuota de mercado.
La decisión de Arabia Saudí, que arrastró al resto de la OPEP, se ha combinado con otros elementos y ha derivado en el período más prolongado de descenso de precios del crudo sin recuperación consistente de toda la historia: unos 600 días, mucho más que los 435 días del ciclo iniciado en 1997, con la crisis asiática, o que los 160 días de 2008, tras la quiebra de Lehman Brothers.
Antes de que la OPEP decidiera abandonar su papel de regulador del mercado, éste ya estaba saturado, tanto por la oferta de crudos no convencionales de EEUU como por el bombeo de otros países, como Rusia, que ha batido su propio récord de producción de la época soviética. Además, coincidió con un momento de apreciación del dólar estadounidense y con el hecho de que se otorgue menos importancia a la inestabilidad geopolítica que provoca el camaleónico conflicto armado de Oriente Próximo.
Como resultado, el precio del crudo ha descendido desde la horquilla de los 90 a 110 dólares por barril en que se mantuvo durante tres años -se hablaba del "fin del petróleo barato"- hasta los niveles actuales de 30 dólares por barril.
Por el camino las empresas han anulado inversiones en yacimientos caros de explotar por su difícil acceso -como en el ártico o en aguas marinas profundas- o por ser crudos pesados, como las arenas bituminosas de Canadá. Para los países importadores ha sido una bendición, pero los exportadores han visto como los presupuestos estatales han acumulado déficit y algunos, como Venezuela, afrontan períodos de gran inestabilidad política.
Cuánto va a prolongarse
Ahora las grandes preguntas son cuánto tiempo van a durar los precios bajos y cómo hay que actuar para adaptarse hasta que se recuperen a niveles no traumáticos.
Para responder a la primera pregunta hay que fijarse en la dinámica de la oferta y la demanda. Mariano Marzo, catedrático de la Universidad de Barcelona, desgrana así los factores que intervienen:
El primero es el frenazo de China y otros países emergentes; su demanda de petróleo dependerá de su ritmo de recuperación y de las medidas de ahorro y eficiencia que acometan, algo incierto.
El segundo es la evolución de la oferta. Hace unos días Arabia Saudí, Rusia, Venezuela y Qatar se han comprometido a no ampliar más su producción, pero es un acuerdo un tanto vacuo: prácticamente están bombeando al máximo de capacidad y el respeto de las cuotas asignadas nunca ha sido el fuerte de los países exportadores.
Un tercer elemento es la resistencia de los productores de petróleo no convencional en EEUU, que tienen un aguante inesperado, sobre todo porque, aunque no hayan abierto nuevas explotaciones -actividad onerosa-, han mantenido las existentes, mucho más baratas.
El cuarto es el retorno de Irán al mercado petrolero. Tras años de ostracismo por el programa nuclear, en enero anunció la exportación de 500.000 barriles diarios. Aunque tardará en recuperar los 2,6 millones de barriles diarios que exportaba en 2011, no está dispuesto a recortar su producción.
El quinto es el nivel del crudo almacenado, también prácticamente en máximos -incluso se están usando los buques petroleros para atesorarlo-, que tardará en ser absorbido por el mercado.
Y un sexto es la pugna de los países del Golfo por ganar cuota de mercado en los países asiáticos, a los que están haciendo ofertas muy agresivas, que tiran aún más a la baja los precios globales.
El resumen de la situación es que hay una brecha entre la demanda y la oferta de 1,7 millones de barriles diarios que no se absorberán hasta mediados del año que viene, suponiendo que no sucede algún imprevisto. Este desfase es el que impacta en los precios: no escalarán hasta los 50 dólares por barril también hasta bien entrado 2017.
Cómo cruzar el desierto
Con esta coyuntura, la capacidad de adaptación y de ajuste es clave: los países exportadores rediseñan sus presupuestos y toman medidas inéditas -Arabia Saudí y Venezuela han subido el precio del carburante a la atónita población- y las empresas adoptan distintas estrategias, según su tamaño y su músculo financiero: ExxonMobil ha suspendido su programa de recompra de acciones, ConocoPhillps ha reducido su dividendo un 66 por ciento, Repsol está revisando su plan estratégico para extraer el máximo valor a sus activos, Schlumberger ha adquirido Cameron para ganar en tamaño y eficiencia, Shell ha comprado BG por el mismo motivo...
El objetivo perseguido por todos es ajustar las estructuras y los procesos para recuperar un flujo de caja positivo con el petróleo bajo; para muchas de las empresas, el umbral de rentabilidad está con el crudo a 65 dólares, pero la tendencia ya es reducirlo hasta los 40 dólares y aún más abajo.
Deloitte cree que las empresas tienen cinco opciones. Los más débiles se acogerán al concurso de acreedores para salvar los muebles: en EEUU el 80 por ciento de las 35 empresas quebradas desde julio de 2014 aún están operando bajo control judicial y se espera que este año la cifra se incremente. También pueden acudir a la banca y pedir liquidez, aunque el 35 por ciento de las 175 mayores empresas ya acumulan 150.000 millones de dólares de deuda, lo que puede derivar en un problema financiero mayor. Los colosos -las Major- parecen optar por aprovechar las oportunidades y están tomando posiciones en el segmento no convencional: el 40 por ciento de los pozos adquiridos en el período no están en explotación. Y la optimización y el ajuste están a la orden del día: las inversiones anuladas suman ya 350.000 millones de euros.
Adicionalmente, la falta de inversión actual implica que cuando se recupere la demanda no estarán disponibles para producir muchos de los pozos, lo que desembocará en otro ciclo de precios altos. ¿Cuándo? Dentro de unos años, según el consenso de los expertos.