El 20 de abril del 2020, día que marcó el décimo aniversario de la explosión de la plataforma petrolera Deepwater Horizon, el precio de referencia del West Texas Intermediate (WTI) pasó por primera vez a territorio rojo, cayendo hasta a – US$37.63 el barril. Este evento fue causado principalmente por un descenso de entre 20 y 35 MMbd de la demanda estimada, lo cual se le atribuye al impacto que ha tenido el COVID-19 en la desaceleración económica y al alza de producción que se llevó acabo cuando Arabia Saudita declaró una guerra de precios contra Rusia el pasado 8 de marzo. Por si fuera poco, en enero de este mismo año Estados Unidos estaba produciendo a niveles históricos (~13 MMbd), un incremento del 7.5% en comparación a enero del año previo (EIA, 2020), contribuyendo desproporcionalmente a la sobreoferta del producto. Todo esto desató la tormenta perfecta, en especial en Estados Unidos, donde la falta de espacio de almacenamiento en lugares como Cushing, Oklahoma causó una divergencia en el spread de WTI-Brent.

Todavía recuerdo las discusiones que se tenían en el 2014 cuando los precios del petróleo se desplomaron debido a otra guerra de precios que la OPEP (en particular Arabia Saudita) declaró con el objetivo de proteger a todo costo su market share a nivel global. Como recordatorio, en ese entonces los avances en fracking y otros procesos de perforación en yacimientos no convencionales, lograron que Estados Unidos llegara a producir alrededor de 8.8MMbl diarios, un aumento de aproximadamente del 60% en tan solo cuatro años (EIA, 2020). Este crecimiento se debió primordialmente a una baja continua en los costos marginales de extracción y a un precio por barril por encima de los $110 dólares. Estos factores lograron que los yacimientos no convencionales fuesen rentables por primera vez. Como resultado, la OPEP incrementó su producción para bajar los precios y dejar que las fuerzas del mercado reestablecieran su posición como price setters y fuerza dominante en el sector. La pregunta que nos hacíamos en ese entonces al restructurar la deuda de empresas de producción y exploración, era si este evento era parte de la ciclicidad nata de la industria o si se estaba llevando a cabo un cambio estructural del sector petrolero. Esto último, debido a que la actual industria se estaba viendo fragmentada por avances tecnológicos, los cuales daban poder a productores independientes, y por una fuerte competencia de precios en otras tecnologías de generación energética.

A diferencia de la crisis petrolera del 2014-2015, actualmente tenemos el factor adicional de un descenso en la demanda de petroleo a nivel internacional, causado principalmente por el COVID-19. Hoy en día existen fuerzas irreversibles que impulsarán esa disminución de la demanda: 1) Una aceleración de tendencias de mercado como trabajar de manera remota, que impactará la demanda de combustible de manera directa. 2) Una mayor sensibilidad al cambio climático: se estima que las emisiones de CO2 relacionadas a energía se reduzcan un 7.5% en Estados Unidos en el 2020 (EIA, 2020). Veamos cómo impacta esto en el comportamiento de gobiernos y de la población en general al arrancar economías de vuelta. 3) Una baja acelerada de costos marginales de generación de distintas fuentes de energía, en particular de energía renovable; así como una baja de costos de productos de almacenamiento.

El 20 de abril del 2020, día que marcó el décimo aniversario de la explosión de la plataforma petrolera Deepwater Horizon, el precio de referencia del West Texas Intermediate (WTI) pasó por primera vez a territorio rojo, cayendo hasta a – US$37.63 el barril. Este evento fue causado principalmente por un descenso de entre 20 y 35 MMbd de la demanda estimada, lo cual se le atribuye al impacto que ha tenido el COVID-19 en la desaceleración económica y al alza de producción que se llevó acabo cuando Arabia Saudita declaró una guerra de precios contra Rusia el pasado 8 de marzo. Por si fuera poco, en enero de este mismo año Estados Unidos estaba produciendo a niveles históricos (~13 MMbd), un incremento del 7.5% en comparación a enero del año previo (EIA, 2020), contribuyendo desproporcionalmente a la sobreoferta del producto. Todo esto desató la tormenta perfecta, en especial en Estados Unidos, donde la falta de espacio de almacenamiento en lugares como Cushing, Oklahoma causó una divergencia en el spread de WTI-Brent.

Todavía recuerdo las discusiones que se tenían en el 2014 cuando los precios del petróleo se desplomaron debido a otra guerra de precios que la OPEP (en particular Arabia Saudita) declaró con el objetivo de proteger a todo costo su market share a nivel global. Como recordatorio, en ese entonces los avances en fracking y otros procesos de perforación en yacimientos no convencionales, lograron que Estados Unidos llegara a producir alrededor de 8.8MMbl diarios, un aumento de aproximadamente del 60% en tan solo cuatro años (EIA, 2020). Este crecimiento se debió primordialmente a una baja continua en los costos marginales de extracción y a un precio por barril por encima de los $110 dólares. Estos factores lograron que los yacimientos no convencionales fuesen rentables por primera vez. Como resultado, la OPEP incrementó su producción para bajar los precios y dejar que las fuerzas del mercado reestablecieran su posición como price setters y fuerza dominante en el sector. La pregunta que nos hacíamos en ese entonces al restructurar la deuda de empresas de producción y exploración, era si este evento era parte de la ciclicidad nata de la industria o si se estaba llevando a cabo un cambio estructural del sector petrolero. Esto último, debido a que la actual industria se estaba viendo fragmentada por avances tecnológicos, los cuales daban poder a productores independientes, y por una fuerte competencia de precios en otras tecnologías de generación energética.

A diferencia de la crisis petrolera del 2014-2015, actualmente tenemos el factor adicional de un descenso en la demanda de petroleo a nivel internacional, causado principalmente por el COVID-19. Hoy en día existen fuerzas irreversibles que impulsarán esa disminución de la demanda: 1) Una aceleración de tendencias de mercado como trabajar de manera remota, que impactará la demanda de combustible de manera directa. 2) Una mayor sensibilidad al cambio climático: se estima que las emisiones de CO2 relacionadas a energía se reduzcan un 7.5% en Estados Unidos en el 2020 (EIA, 2020). Veamos cómo impacta esto en el comportamiento de gobiernos y de la población en general al arrancar economías de vuelta. 3) Una baja acelerada de costos marginales de generación de distintas fuentes de energía, en particular de energía renovable; así como una baja de costos de productos de almacenamiento.

Todo esto nos lleva a analizar con más profundidad los hechos de la segunda semana de abril, en la que México acordó un recorte de tan sólo 100Mbd de los 400Mbd que le correspondían como parte del trato de OPEP+. Es cierto que es costoso parar la producción y que parte de las exportaciones de Pemex están cubiertas a un precio de US$49 el barril por el resto del 2020 (fuente: Secretaría de Hacienda y Crédito Público), cosa que nos beneficiaría a los mexicanos al corto plazo. Pero al analizar el mediano y largo plazo, ¿se está apostando en lo correcto? La señal que envía el gobierno actual y La Secretaria de Hacienda y Crédito Público es que sí, al anunciar esta semana el otorgamiento de 65 mil millones de pesos a Pemex que provendrá de un estímulo fiscal y al asegurar la construcción de la refinería Dos Bocas, ambas sucediendo en un momento donde las calificadoras de riesgo crediticio Fitch y Moody’s le quitaron el grado de inversión a la empresa productiva del estado.

Ya vimos que el recorte de 9.7MMbd por parte de OPEP+ tuvo un impacto casi nulo en los precios del petróleo, y al día de la publicación de este artículo los precios de futuros de WTI para junio se habían desplomado más de 40%. Si esta tendencia sigue, cómo se argumenta en este artículo, entonces es tiempo de que se diversifique el riesgo del sector energético en México y aprovechemos los recursos diversos e infraestructura eléctrica que tenemos como país (recursos solares que están por encima de los de Alemania y España, y la red robusta de distribución y transmisión de CFE que podrían impulsar aceleradamente la generación distribuida). Todo esto sin dejar a un lado la relevancia que tiene Pemex en nuestro país, pero buscando un camino viable con proyectos rentables, programas de coberturas conservadoras, y alianzas con empresas privadas que mitiguen el riesgo de exploración y producción y que logren sanar el perfil crediticio de la empresa.