El 2018 ha sido un año convulso para el mercado de petróleo. A principios de año, el crudo cotizaba alrededor de los 65 dólares y las principales agencias preveían que los precios rondarían este nivel al finalizar el año. Pero, al cerrar el 3T, el precio del barril de Brent se encontraba por encima de los 85 dólares (un repunte acumulado de casi el 30%) y los analistas revisaban sus previsiones al alza. A modo de ejemplo, a principios de año, la Administración de Información Energética de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) estimaba que el precio del barril de Brent se situaría en 60 y 61 dólares en 2018 y 2019, respectivamente. En octubre, la predicción para 2018 y 2019 había aumentado hasta los 74 y 75 dólares por barril, respectivamente. Sin embargo, en las últimas semanas, el precio se ha desplomado 20 dólares desde los máximos de octubre. En este contexto, resulta muy útil hacer un ejercicio de reflexión que nos ayude a poner luz sobre los factores clave que han determinado estos cambios tan bruscos. Ello nos ayudará a afinar las perspectivas para 2019.

Presiones de oferta

En primer lugar, a lo largo del año, el conjunto de la OPEP y sus socios han recortado su producción de petróleo más de lo acordado inicialmente (véase el primer gráfico).1 Una razón fundamental detrás de este sobrecumplimiento es que Venezuela, el país con la mayor reserva probada de crudo, está sufriendo una fuerte recesión económica que está forzando una reducción de su producción de petróleo:2 esta ha pasado de los más de dos millones de barriles diarios a prin­­cipios de 2016 a poco más de la mitad a finales de 2018. Un sencillo ejercicio pone de relevancia la caída de producción petrolífera venezolana: mientras que, en el promedio de los últimos años, la OPEP ha recortado la producción un 20% más de lo acordado,3 el grado de cum­­plimiento del conjunto de la OPEP hubiera sido del 98% si Venezuela hubiese producido según los niveles acordados. Pero Venezuela no es el único país con problemas de producción. Las exportaciones de crudo de Irán, el tercer mayor productor de la OPEP, se han visto penalizadas por las sanciones impuestas por EE. UU. Estas fueron implementadas el 5 de noviembre, pero afectaron con antelación tanto a la producción como a la exportación de crudo. En concreto, desde el anuncio de las sanciones en mayo, y hasta noviembre, la producción de crudo iraní se ha reducido un 10%, y las exportaciones han caído un 35%. No obstante, unos pocos días antes de la entrada en vigor de las sanciones, EE. UU. anunció la exención temporal de sanciones a ocho países, entre los que destacan China e India, los dos mayores importadores de crudo iraní (juntos representan cerca del 70% de las importaciones). Ello relajó la tensión en la oferta de petróleo y contribuyó a la re­­ciente moderación de los precios entre octubre y noviembre.

Ante los ajustes de producción de Irán y Venezuela, de­­bemos preguntarnos quién puede compensar su producción. Para responder a esta cuestión, nos centramos en los países pertenecientes a la OPEP que están produciendo por debajo de su capacidad. Uno de los indicadores que nos ayuda a entender cómo de ajustado está el mercado de petróleo es el exceso de capacidad, que la EIA define como el volumen de producción que puede ser llevado al mercado en menos de 30 días y se puede sostener durante al menos 90 días. Por ejemplo, si el exceso de ca­­pa­­cidad es nulo, los productores están operando a su máxima capacidad y no tienen margen de maniobra para aumentar su producción a corto plazo. Por lo tanto, unos niveles menores de exceso de capacidad indican una mayor tensión en la oferta de petróleo. Si desglosamos estos valores por países, observamos que Arabia Saudí no solo es el mayor productor de petróleo del cártel, sino que también es el que mayor capacidad ociosa ha tenido en los últimos años. Actualmente, cuenta con cerca del 50% del exceso de capacidad de la OPEP y, en este sentido, es el único productor con un margen de ma­­niobra lo suficientemente grande para poder compensar las pérdidas de Irán y Venezuela (véase el segundo gráfico).4 Efectivamente, el aumento de la producción petrolífera saudí observado en los últimos meses sugiere que están compensando estas pérdidas. Sin em­­bargo, ello va en detrimento de un menor exceso de capacidad, que como se ve en el segundo gráfico ahora ya se encuentra en cotas relativamente bajas.

Otro país que podría compensar las pérdidas de Irán y Venezuela es EE. UU. Sin embargo, los cuellos de botella en la producción de petróleo shale están ralentizando su crecimiento. Estos problemas se manifiestan en dos vertientes. Por un lado, existe un problema logístico a corto-medio plazo debido a la escasez de oleoductos (la red de tuberías a través de la cual se transporta el petróleo a gran­­des distancias). Se están construyendo nuevos oleoductos, pero posiblemente no estén operativos hasta finales de 2019 y es probable que hasta entonces la producción de shale no pueda repuntar con todo su potencial. Por otro lado, existen otros problemas a más largo plazo, como son la alta rotación de personal en el sector, el bajo nivel de desempleo y el uso intensivo de agua y arena para la extracción del petróleo de esquisto. Mientras que la tasa de desempleo en EE. UU. fue del 3,8% en el tercer trimestre del año, para el sector petrolífero fue del 2,3%, lo que está dificultando la contratación y encareciendo la mano de obra. Además, para conseguir extraer más petróleo de los pozos, las empresas están utilizando más del doble de agua y tierra que utilizaban en 2014, generando problemas logísticos y medioambientales.

En conjunto, el menor exceso de capacidad, la reducción de los inventarios5 y los cuellos de botella en EE. UU. indican que la oferta de petróleo es ahora más vulnerable que a principios de año a otras disrupciones inesperadas, y añaden incertidumbre y volatilidad al mercado de crudo. Esto se ha visto reflejado en las grandes variaciones del precio del Brent durante todo 2018. Por ejemplo, el precio aumentó de 62 a 79 dólares entre febrero y mayo, de 70 a 86 dólares entre agosto y octubre, y cayó repentinamente de 86 a 65 dólares entre octubre y noviembre.

Factores de demanda

Por el lado de la demanda, en 2017 y principios de 2018, un crecimiento económico mundial superior a lo esperado y liderado, principalmente, por las economías emergentes, apoyó la demanda de crudo y contribuyó al aumento del precio del petróleo.6 No obstante, en los últimos meses, el consenso de analistas ha revisado a la baja las expectativas de crecimiento económico para lo que queda de año y el siguiente. En este sentido, la EIA lleva desde mayo revisando a la baja las previsiones sobre el consumo global de petróleo (véase el tercer gráfico). Además, a mediados de noviembre, la OPEP también revisó a la baja las perspectivas de consumo global de crudo tanto para 2018 como para 2019, otro de los factores detrás de la caída del precio de petróleo entre octubre y noviembre.

Perspectivas futuras

Con todos estos elementos, es probable que la volatilidad siga condicionando la evolución del petróleo en los próximos meses. Por un lado, los riesgos geopolíticos y cualquier disrupción adicional en la producción podría tensionar todavía más un mercado ya de por sí convulso. En este contexto, el 6 y 7 de diciembre se reúnen en Viena la OPEP y sus socios para decidir si imponen nuevos recortes de producción. Un acuerdo que prolongue los recortes a lo largo de 2019 reduciría la incertidumbre sobre la evolución de la oferta de crudo. Sin embargo, a medio plazo, la desaceleración de la economía mundial y un repunte en la producción de shale probablemente ejercerán una presión sobre el precio a la baja.

1. Para más detalles sobre el acuerdo de producción, véase el Focus «Acuerdo de productores de petróleo: el retorno del cártel» en el IM01/2017.

2. Según las últimas previsiones del Fondo Monetario Internacional, el PIB real de Venezuela sufrió una caída acumulada alrededor del 30% en los últimos dos años.

3. Ello se ha compensado, parcialmente, por un recorte un 24% inferior entre los países no OPEP. Así, en conjunto, todos los países del acuerdo han recortado la producción un 6% más de lo acordado desde enero de 2017.

4. Debido a las sanciones a las exportaciones de crudo iraní, excluimos a Irán del agregado del resto de países OPEP al asumir que difícilmente su capacidad ociosa de producción puede ofrecer un factor de apoyo al mercado mundial de crudo.

5. Véase el Focus «¿Qué hay detrás del encarecimiento del petróleo?» en el IM07/2017.

6. China fue responsable del 40% del crecimiento de la demanda de petróleo en el último año.