Ben Cahill: “El tope al precio del crudo ruso está cumpliendo sus objetivos”

Ben Cahill es Senior Fellow del Programa de Seguridad Energética y Cambio Climático del Center for Strategic and International Studies (CSIS), con sede en Washington, DC. En esta conversación con Angel Saz-Carranza, director de EsadeGeo, aborda las cuestiones más candentes del mercado energético mundial, incluyendo los efectos de las sanciones al petróleo ruso, el papel de la OPEC, la recuperación económica de China y las estrategias de inversión de las grandes empresas petroleras. 

En este artículo ofrecemos una versión editada de la entrevista, que puede escucharse en inglés aquí. 

¿De qué modo la guerra rusa en Ucrania y las respuestas de la UE y del G7 —embargo y tope al precio del petróleo— han afectado el mercado mundial del petróleo? 

Si añadimos el crudo y los derivados del petróleo, Rusia ha sido tradicionalmente el mayor exportador de petróleo del mundo. Estamos hablando de un intento de sacar a Rusia de su mercado de exportación más importante, lo cual supone un cambio importante. Y, pese a ello, el mercado se ha ajustado bastante bien; ha habido un reordenamiento de los flujos de crudo a escala mundial. Rusia ha reorientado todas sus exportaciones desde Europa a otras regiones. Esto ha funcionado bastante bien y no ha habido una gran disrupción ni en su producción de petróleo ni en sus exportaciones. En cambio, hemos visto que Europa está importando más petróleo de los Estados Unidos, de África occidental, del norte de África, de Oriente Medio y de algunos países de Asia. Por tanto, los flujos mundiales están cambiando, pero el impacto en el precio no ha sido muy dramático. Ha habido una transición suave. El embargo de la UE y el tope al precio del petróleo perseguían, en última instancia, dos objetivos: mantener el mercado bien aprovisionado y privar a Rusia de obtener ingresos por este concepto. En estos términos, ha funcionado. Pero la aplicación efectiva de estas medidas no ha tenido una repercusión tan fuerte como muchos creían.  

Ha habido un reordenamiento de los flujos de crudo a escala mundial

¿El embargo y el tope al precio del petróleo han afectado realmente a Rusia, en términos de ingresos?  

Claramente, han afectado a los ingresos que Rusia obtenía de las exportaciones de petróleo, pero no tanto como indican las cifras oficiales. Por ejemplo, con frecuencia se dice que el petróleo ruso se vende con un descuento de 30-35 $ por barril. Pero Rusia está cobrando bastante más de esta cantidad, porque gran parte del negocio ahora se desarrolla por oscuros canales, fuera del alcance del UE y del G-7. Para determinar sus ingresos reales, podemos analizar la información aduanera de India y China. No pagaron 30-35 $ menos por barril con respecto al precio de referencia global, sino probablemente solo 10-15 $. Con todo, esta rebaja sigue siendo un impacto para Rusia, aunque menor de lo que podrían esperar algunos responsables políticos. 

El mercado petrolero americano no ha respondido agresivamente al aumento de precios. ¿El petróleo de esquisto está abandonando su papel de swing producer?  

Los Estados Unidos nunca han sido un swing producer de petróleo. Pero es verdad: algo ha cambiado en la industria del petróleo de esquisto. Se ha ralentizado su velocidad de producción y ahora registra una tasa de crecimiento más lenta y sostenible. Ello se explica porque, en la primera década de boom del esquisto en los Estados Unidos, se registraron unos incrementos increíbles de producción de petróleo que proporcionaban cuantiosos ingresos a los estados, creaban muchos puestos de trabajo, eran buenos para equilibrar la balanza comercial... Pero, desde el punto de vista de los inversores, era otra historia, no tan feliz. Las compañías productoras de esquisto en los Estados Unidos gastaban cada año más que el flujo de efectivo de que disponían, con lo cual se convirtió en la industria que arrojó peores resultados del S&P 500. Tras el desplome de los precios a raíz de la Covid-19 en 2020, los inversores dijeron basta. Se obligó al sector a someterse a la disciplina de capital. Esta resultó ser una fórmula de éxito para los inversores, pero supone que el sector crezca más lentamente que antes. Y ello ha significado para el mercado mundial del petróleo que ya no tenemos esta suerte de fuente ilimitada de abastecimiento procedente de los Estados Unidos. Ya no tenemos esta válvula de seguridad en el mercado mundial del petróleo, lo cual es motivo de preocupación cuando hay tensiones en el mercado. 

Gran parte del comercio de petróleo ruso ahora se desarrolla por oscuros canales

El otro lugar donde podemos buscar una capacidad sobrante de producir petróleo es la OPEC. ¿Qué hay de nuevo en este terreno?  

La capacidad sobrante de la OPEC y la OPEC+ se han reducido en los últimos años. La mayoría de los países de la OPEC+ producen a toda máquina todo lo que pueden cada mes y ni siquiera alcanzan sus objetivos de producción. Países como Nigeria, Angola, Kazakstán o Malasia suelen producir por debajo de sus objetivos de referencia. En cuanto a la OPEC, la producción se concentra básicamente en dos países: Arabia Saudita y los EAU, y un poco en Kuwait e Iraq, y eso es todo; los demás países producen lo que pueden cada mes. En períodos de escasa capacidad sobrante, no se pueden compensar los inconvenientes que genera una guerra. Tanto Arabia Saudita como los EAU están invirtiendo para aumentar su producción, pero no veremos los resultados de ello antes de 2026 o 2027. Hasta entonces, tendremos un mercado restringido, y no creo que la OPEC tenga mucha capacidad extra. De hecho, la OPEC está satisfecha con unos precios más altos. 

Todo ello sucede mientras la economía China ha registrado un crecimiento relativamente bajo, aunque ahora parece que lo está incrementando. ¿Qué puede suceder el próximo año si China acelera su crecimiento económico?  

Ciertamente, veremos una recuperación del crecimiento económico de China este año. La pregunta es en qué medida y de qué modo será distinto que en el pasado. China ralentizó su crecimiento económico con una tasa más baja que la que había registrado en la primera década, cuando el PIB crecía una media del 10% cada año. Ahora el gobierno chino se ha fijado un objetivo de crecimiento del PIB del 5% anual y la naturaleza de la actividad económica china también está cambiando. Durante muchos años, China estuvo gastando masivamente más de la cuenta en infraestructuras y en el mercado inmobiliario. Ahora el gobierno intenta limitar las inversiones en estas áreas, lo cual significa que su crecimiento económico depende menos de las materias primas (commodities). Así pues, el país registrará un fuerte crecimiento, pero este defraudará a algunos actores del mercado.  

Estamos invirtiendo en menos petróleo del que vamos a necesitar durante mucho tiempo

La industria del petróleo y del gas parece que no está invirtiendo lo suficiente para satisfacer las necesidades que todavía persisten a medida que avanzamos en la transición energética. ¿Por qué se produce este fenómeno?  

Financiar un producto de inversión en petróleo y gas a largo plazo es muy difícil en la actualidad. La prospección es una actividad de largo plazo y las compañías han empezado a alejarse de los megaproyectos complejos y caros. Por contra, dedican más capital al petróleo de ciclo corto. Hay serias preocupaciones acerca de si estamos invirtiendo demasiado poco en función de la evolución de la demanda, a medio y largo plazo. El gasto ha aumentado de forma importante. El año pasado, se incrementó un 40% con respecto al ejercicio anterior (en que partíamos de una base muy baja, debido a la Covid-19), pero probablemente no sea suficiente. Es bueno que los grandes operadores estén destinando más dinero a las fuentes de energía de bajas emisiones de carbono y a la transición energética —sus accionistas los presionan en este sentido y es muy lógico que lo hagan. Pero, a nivel industrial, probablemente estamos invirtiendo mucho menos de lo que vamos a necesitar durante mucho tiempo. En la actualidad, cerca del 80% de la demanda de energía primaria es de combustibles fósiles. Y no puede cambiarse un sistema de este tipo de la noche a la mañana. Así pues, tenemos el reto complejo de seguir invirtiendo en la industria del petróleo y del gas, al tiempo que intentamos acelerar la transición.  

Las grandes petroleras de la UE están intentando diversificar con las renovables, pero no hemos visto que hagan lo propio las compañías americanas. ¿Cómo se ven a sí mismas las compañías de petróleo y gas en el futuro? 

Tienes razón; están siguiendo vías distintas. Algunas compañías, como TotalEnergies o Shell, quieren pasarse a las fuentes de energía de bajas emisiones de carbono, a las baterías para la energía eólica marítima y al almacenamiento de baterías; es decir, quieren ser proveedoras de electricidad. En Europa, las compañías se ven presionadas de forma distinta por sus accionistas e inversores, que recompensan a aquellas que siguen vías distintas, siempre que puedan ejecutarlas y obtener beneficios de ellas. En cambio, las grandes compañías americanas de petróleo y gas no están actuando del mismo modo. Una empresa como Chevron piensa que no obtiene ninguna ventaja competitiva en la energía eólica marítima o solar, de modo que intenta ser más selectiva en lo que hace a favor de la energía con bajas emisiones de carbono —intenta continuar la producción y las inversiones en petróleo y gas, pero reduciendo sus emisiones y descarbonizando sus operaciones—. ExxonMobil está siguiendo, en general, este mismo camino. Un reto que debe abordar el sector es que producir petróleo y gas no es lo mismo que producir electricidad. Se trata de un modelo distinto, con una tasa distinta de rentabilidades históricas. Las operadoras pueden lograr evolucionar y obtener grandes resultados como proveedoras de energía y compañías de electricidad diversificadas, pero tendrán que enfrentarse igualmente a un gran desafío en términos de gasto y para satisfacer las demandas y las expectativas de los inversores.