En el corto plazo continuará la presión sobre los precios. Esto deja a muchas empresas en una situación límite.
Cabe señalar que las compañías petroleras gastaron cerca de u$s600.000 millones en equipos de capital en 2014, cayendo a u$s410.000 millones en 2015 y u$s280.000 millones en 2016, para luego recuperarse a cerca de u$s300.000 millones en 2017/2018 y u$s330.000 millones en 2019 (el JPMorgan proyecta en 2020 una caída, al menos, del 20% a u$s260.000 millones). Con relación a la probable ola de quiebras Lacey recuerda que unas 80 compañías de petróleo y gas quebraron tras la crisis por el desplome de los precios del crudo en 2015 y sostiene que “ahora nos enfrentamos a una situación peor”, por lo que predice que “la industria va a cambiar después de estos acontecimientos, ya que las quiebras no solo se van a limitar a EE.UU., sino que también ocurrirán en Asia, América Latina y Europa”. Por tal motivo es que ya muchas compañías petroleras están empezando a cerrar (shut-in) su producción ante los nuevos precios del barril, es decir, están poniendo un límite a la producción. El gestor de Shroders destaca que a principios de marzo este tipo de cierres fueron graduales, pero “ahora se están acelerando y muchos de ellos serán permanentes, ya que muchos campos no se reiniciarán, aunque los precios vuelvan a estar en los 60-65 dólares por barril”. Según cálculos de la industria, se podrían perder de 4 a 7 millones de barriles por día como resultado de estos cierres. Para la OPEP y la AIE, la pandemia implicará que se perderá el crecimiento de la demanda de petróleo de la última década, cerca de 10 millones de barriles diarios.
Sobre el histórico desplome (-305%) del precio de los contratos de futuros de mayo sobre el WTI (cerró en -37 dólares) de la semana pasada, vale señalar que se debió a que los traders físicos que se habían comprometido a recibir la entrega en Oklahoma no pudieron almacenar el crudo, hasta el punto de que tuvieron que pagar a los almacenadores desembolsos de entre 40 y 50 dólares por barril para mantener el crudo durante unos días. Como la mayoría de las materias primas, el petróleo se negocia en contratos de futuros donde la compra o venta de un barril se acuerda a un precio fijo para su entrega en una fecha determinada, lo cual facilita la compra y la venta de un commodity sin que nadie tenga que recibirlo físicamente. Pero con el vencimiento del contrato de futuros de mayo, sin compradores para la entrega física, un creciente exceso de oferta que presionó a la infraestructura de almacenamiento y con los operadores buscando vender o renovar los contratos para el próximo mes, hubo una tormenta perfecta que llevó a movimientos extremos. Si bien el derrumbe del WTI no fue de la misma magnitud en el crudo Brent, los operadores del mercado energético advierten que esto impactará en todo el mundo porque las terminales de almacenamiento a nivel global se están llenando lo que obligará a que los productores de la OPEP y no OPEP lleven a cabo recortes aún mayores. Vale explicar que a diferencia del Brent, los contratos de WTI se liquidan por entrega física, y el propietario del contrato, el día de su vencimiento, recibe los barriles. Y dado que muchos traders de petróleo en los mercados financieros no pueden aceptar la entrega física, hubo impaciencia por deshacerse de estas existencias y así evitar gastos de almacenamiento, ya que la capacidad de almacenamiento en el centro del WTI en Cushing, Oklahoma (el principal punto de entrega de petróleo en EE.UU.), se va a agotar a mediados de mayo.
A esta altura de la crisis y la pandemia lo poco que tienen en claro los expertos y analistas es que el golpe de semejante caída de la demanda mundial de petróleo tendrá un impacto en el largo plazo en la dinámica de la oferta de la industria petrolera durante varios años. Lacey señala que, a pesar de los recientes recortes en la producción, el motor más importante para cualquier recuperación será la demanda. Sus colegas advierten que la presión en los precios del crudo va a continuar a corto-medio plazo y que esa presión se traducirá en más caídas, según la mayoría, o en vaivenes tremendos, en opinión de otros. Por ello es que el contrato de futuro de junio también se está hundiendo y es por eso que el Brent sigue la estela del WTI.
De ahí que ningún experto se atreva a hablar de recuperación del petróleo ni a corto ni a medio plazo, más bien todo lo contrario, prevén que el desequilibrio brutal entre oferta y demanda persistirá, especialmente con las instalaciones de crudo a punto de rebosar, y que eso seguirá empujando a la baja a los precios.
Los expertos de Julius Baer vislumbran, una vez que el crudo se estabilice entorno de los 25 dólares, una recuperación a más largo plazo toda vez que los recortes de la oferta sean creíbles y la demanda se recupere a nivel mundial. Michel Salden, director de materias primas de Vontobel Asset Management, considera que los recortes de producción que tendrán que realizar los productores americanos (de shale) harán que disminuya la oferta tras el verano del hemisferio norte, por ello, el colapso actual del WTI acelerará la recuperación a largo plazo de los precios del petróleo.
De todos modos, en el corto plazo, en la medida que la actividad económica se mantenga paralizada y la capacidad de almacenamiento siga al límite, continuará la presión sobre los precios, lo que conlleva a una situación que amenaza con quiebras masivas para los productores de shale de EE.UU. y con fuertes pérdidas crediticias para los bancos estadounidenses. Porque desde el 2013 se fue gestando un proceso que se retroalimentó, amparado en la política monetaria de la Fed y sus bajas tasas de interés. Así bancos, fondos de cobertura (hedge funds) y empresas de capital privado intensificaron la búsqueda del rendimiento en el sector energético. Ante el tsunami de dinero, barato, las petroleras se vieron obligadas a perforar pozos económicamente improductivos para satisfacer las demandas de los inversores, lo que impulsó los suministros. Desde entonces, la OPEP participó en rondas repetidas de reducción de la producción para apoyar los precios del petróleo. Si bien hubo un éxito a corto plazo de esas acciones, en última instancia, los productores estadounidenses de shale superaron esos recortes con un nuevo suministro. El crédito barato, la alta demanda de rendimiento y los estándares de préstamos laxos llevaron a la consecuencia inevitable: un auge de la mala inversión. El resultado final fue un sector cargado de “compañías zombis”, que han sido mantenidas vivas por la deuda barata.
Al respecto, recientemente el reconocido analista Mike “Mish” Shedlock señaló que 61% de las empresas seguiría siendo solvente el próximo año si el precio del WTI se mantuviera en u$s30 por barril y el 64% de las empresas permanecería solvente si el precio se mantuviera en u$s40. Aquí yace el problema: las empresas que asumieron la deuda o el capital para perforar deben seguir perforando para generar ingresos, a medida que aumenta la oferta, los precios disminuyen, lo que lleva a mayores pérdidas de perforación en pozos, que para empezar eran solo marginalmente rentables. De modo que las empresas tienen que asumir más deuda para permanecer operativas, aumentando aún más la oferta, con la esperanza de que los precios eventualmente aumenten. Si bien la lógica sugeriría que las empresas redujeran activamente la oferta para aumentar los precios, los operadores no pueden parar la producción debido a la pérdida de los ingresos operativos necesarios por lo tanto se ven obligados a continuar el proceso de perforación, lo que agrava aún más el problema de suministro. “Los niveles actuales de oferta crean problemas a largo plazo para los precios a nivel mundial. Para agravar el problema, la demanda mundial es más débil debido no solo al “cierre económico”, sino a los problemas actuales relacionados con la demografía, la eficiencia energética y la deuda.
El problema sigue siendo la oferta, con la producción de EE.UU. compensando cualquier “corte” de la OPEP”, explica Lance Roberts, estratega de RIA. Por su parte, Nick Panigirtzoglou de JP Morgan, estimó que los países exportadores de petróleo sufrirán este año una caída en sus ingresos por más de u$s1 billón (1,4% del PBI mundial) producto de la caída conjunta de los precios y de la demanda, lo que los obligará a recurrir a sus fondos de inversión soberanos y al stock de reservas para afrontar el 2020, lo cual afectará los flujos de capitales mundiales hacia bonos y acciones. Porque los ingresos de estos exportadores de petróleo generalmente se reciclan a través de dos canales: vía las importaciones de bienes y servicios del resto del mundo y mediante la acumulación de activos financieros, principalmente a través de sus fondos soberanos y reservas de divisas.
Fuente: Ambito