Energía en 2018: aceleración geopolítica, más OPEP+ y Trump año II

Por: Gonzalo Escribano. Director del Programa Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano.

  • El año 2018 apunta a precios del petróleo por encima de la media de 2017 y a una aceleración geopolítica en Oriente Medio, así como a una rivalidad creciente entre la OPEP+ y los productores no convencionales estadounidenses, ahora respaldados por la Administración Trump. Más en positivo, la recuperación de precios puede tener efectos estabilizadores en aquellos países productores mejor preparados para ello.

El año 2017 ha sido intenso, como ya se preveía en el documento del año pasado. Los precios del petróleo han escalado por encima de las expectativas, se ha producido una aceleración y acumulación geopolítica en Oriente Medio, la OPEP+ se ha consolidado y ha ganado credibilidad, y el presidente Trump ha irrumpido con fuerza también en materia energética. Mientras, el año 2018 apunta a precios del petróleo por encima de la media de 2017, al desarrollo de las rivalidades geopolíticas iniciadas el año pasado y a la emergencia de otras nuevas, como las eventuales sanciones estadounidenses a Irán. Los países consumidores también deberán adaptarse a un entorno de precios más exigente. Al otro lado de la ecuación hay productores sumidos en el caos que tienen poco margen de mejora (Venezuela), mientras que otros parecen mejor preparados para aprovechar la recuperación de los precios (Golfo Pérsico y Argelia). Durante 2018 se seguirá desarrollando el pulso entre los productores no convencionales (fracking) estadounidenses y la OPEP+, con una Rusia más asertiva integrada de manera casi plena en el formato ampliado del cártel petrolero. La política energética europea sigue desarrollando el paquete de invierno de 2016 y su evolución se analiza en el documento dedicado al clima en 2018.

Precios soportados
En la segunda mitad de 2017 los precios del petróleo subieron por encima de las expectativas, especialmente tras las caídas iniciales que sucedieron a la reunión de la OPEP del pasado 25 de mayo. Como se apunta más adelante, parte de esa dinámica puede atribuirse a un aumento del riesgo geopolítico, pero las perspectivas de oferta y demanda también dibujan un mercado más apretado, quizá en menor medida de lo que reflejan los precios. A principios del año pasado las previsiones estuvieron entre los 53 dólares previstos por la US EIA y los más de 60 de Merrill Lynch o Bank of America. En una encuesta realizada por Reuters a 28 analistas a principios de diciembre de 2016, las previsiones oscilaron entre los 83 y los 50 dólares, y la media fue de 57. Con los últimos datos, y pese a su rápido ascenso, el precio medio del barril de Brent para el conjunto del 2017 se situó en 54 dólares, por lo que las previsiones centrales han estado bastante ajustadas. La misma encuesta de Reuters ofrecía a finales de diciembre de 2017 una previsión media para 2018 de casi 60 dólares, muy por debajo de los 70 alcanzados por el mercado en los primeros días del nuevo año (por primera vez desde 2014).

Aunque muchas previsiones están al alza para los próximos meses, hay cierto consenso en que los precios podrían flexionar a la baja a lo largo del año. El reequilibrio de los fundamentales aumenta la sensibilidad y volatilidad de los precios, pero puede no resultar tan dramático. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) cree que en 2018 la producción crecerá por encima de la demanda, sobre todo en la primera mitad del año, para reajustarse en la segunda mitad. Detrás de sus proyecciones está una apuesta por la “moderación” de los productores estadounidenses en busca de mayores rentabilidades y, por tanto, menores incrementos de producción a los posibles. La US Energy Information Administration (US EIA) prevé para el barril de Brent un precio medio en 2018 de 61 dólares, siete más que el alcanzado en 2017, pero proyecta un exceso de oferta en 2018 y 2019 debido al aumento de producción estadounidense, disparada en los últimos meses.

La recuperación de los precios podría mantenerse, con su descenso soportado por factores como las tensiones geopolíticas, un enfoque más estratégico de los productores estadounidenses y/o un comportamiento más dinámico al esperado de la demanda. El reciente aumento de los precios del petróleo erosiona el entorno favorable de que ha disfrutado la economía mundial (y española) durante los últimos años y obliga a aplicar reformas para poder seguir ganando competitividad. Pero también reporta algunos beneficios por el lado de los productores (y, como se verá, muchos de ellos son de gran importancia estratégica): retira presión financiera y permite medidas de ajuste económico más graduales y sostenibles políticamente, aliviando situaciones internas muy complicadas. Sería sensato para los países consumidores contar con un nuevo rango de precios que para el Brent puede situarse en los entornos actuales; y para los productores moderar sus expectativas a las previsiones de una media soportada en el entorno de los 60 dólares.

El riesgo geopolítico cotiza de nuevo
Dentro de la imprevisibilidad intrínseca de los riesgos geopolíticos, todos los indicios apuntan a que en 2018 proseguirá la escalada observada en 2017. Según Ian Bremmer, si hubiese que elegir “un año de los últimos 20 para una gran crisis inesperada –el equivalente geopolítico de la crisis financiera de 2008– sería 2018”. Aunque la sentencia pueda tildarse de exagerada, es cierto que se ha producido una acumulación de tensiones que, en ocasiones, han oscurecido evoluciones positivas en el contexto estratégico de los mercados de gas y petróleo. La derrota del Daesh en Irak y la erradicación de sus focos en Libia han sido buenas noticias, pero fueron rápidamente oscurecidas por el referéndum kurdo de independencia y el enquistamiento en Libia. Sin caer en los excesos, debe reconocerse que estos picos geopolíticos se perciben como un elemento más del retroceso estructural del orden liberal y la adopción de visiones más estratégicas de las relaciones internacionales. Incluso la muy liberal UE apuesta ahora por un “pragmatismo con principios” y ha reducido el espacio de su política exterior en una vecindad mediterránea ampliada precisamente cuando ésta recupera su peso estratégico y energético.

Con todos los matices, la realidad es que los mercados han sido más proclives a incorporar el geopolítico que a descontarlo. El reequilibrio del mercado del petróleo durante 2017 ha amplificado el impacto de las tensiones geopolíticas en los precios y devuelto a Oriente Medio la atención internacional, anticipando las líneas de fuerza que marcarán 2018. Tras la aceleración experimentada durante la segunda mitad del pasado año, 2018 se prevé un año de volatilidad extrema cuyas implicaciones energéticas pueden ser significativas.

En junio surgió la crisis de Qatar, ocasionada por la decisión de Arabia Saudí, Egipto, Bahréin y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) de cortar sus relaciones con el país. Según Qatar, piratas informáticos basados en los EAU violaron la web de la agencia qatarí de noticias y colgaron comentarios falsos atribuidos al Emir de Qatar sobre Irán y otros asuntos diplomáticos sensibles de la región. La situación escaló diplomáticamente y terminó en un embargo de facto que implica el cierre de dos puertos clave para Qatar en Emiratos –Jebel Ali, del que depende su cadena de suministros comerciales, y Fujairah, el segundo mayor puerto para bunkering del mundo–, con las consiguientes implicaciones logísticas para las exportaciones de petróleo y, en menor medida, gas qatarí. Los precios del petróleo subieron durante varios días hasta que la evidencia de que los suministros no se perturbarían significativamente los hizo retroceder. Aunque no fue el primer episodio de ciber-geopolítica vivido en Oriente Medio, sí que supuso una piedra de toque sobre el papel de las ciber-amenazas en una región tan sensible.

A finales de septiembre el referéndum de independencia del Kurdistán iraquí y la toma por los kurdos del campo de petróleo de Kirkuk (el mayor del norte del país) volvió a alterar los mercados. Éstos cotizaron el riesgo de un nuevo conflicto que anulase las mejoras del contexto de la industria tras el retroceso del Daesh y la recuperación del interés inversor por las compañías internacionales. Turquía, preocupada por contener las aspiraciones de su población kurda, anunció el bloqueo de las exportaciones de petróleo del Kurdistán (unos 500.000 barriles diarios). Irán también mostró su oposición paralizando las exportaciones iraníes de productos petrolíferos hacia la región autónoma y las importaciones de crudo desde la misma. Cuando el gobierno central iraquí recuperó el control de Kirkuk se constató que las exportaciones iraquíes y kurdas no se habían visto demasiado afectadas y que a ninguna de las partes le convenía enzarzarse en un nuevo conflicto, con lo que las tensiones de precios se moderaron de nuevo.

El primer fin de semana de noviembre se sucedieron tres acontecimientos que volvieron a tensionar los precios por la potencial desestabilización de Arabia Saudí y el enconamiento de su enfrentamiento con Irán: el arresto por corrupción de varios miembros de la familia real saudí y la remodelación del gobierno; la intercepción de un misil balístico lanzado por los rebeldes hutíes desde Yemen; y la dimisión desde Arabia Saudí del primer ministro libanés Saad Hariri, acusando a Hezbolá e Irán de desestabilizar su país. El golpe de mano del príncipe heredero Mohamed Bin Salman, destinado a asentar su poder, se interpretó como una señal de debilidad que podría comprometer las reformas económicas por él impulsadas e, incluso, la estabilidad del reino. En paralelo, la degradación del conflicto de Yemen y el amago de dimisión de Hariri apuntaban a un enconamiento de la rivalidad con Irán. Como resultado, el barril de Brent se disparó por encima de los 62 dólares por el temor a un deterioro acelerado de la estabilidad geopolítica de Oriente Medio.

El final de 2017 confirmó tales expectativas con la eclosión en Irán de las mayores protestas populares desde 2009. El riesgo de desestabilización del país volvió a propulsar los precios del petróleo pese a que no se ha apreciado impacto alguno sobre la cadena de suministros iraníes. De hecho, las instalaciones petroleras (campos y terminales de exportación) están lejos de los núcleos de población y se encuentran bien controladas por los servicios de seguridad del régimen y razonablemente protegidas de sabotajes. Sólo el temor, cada día más reducido, a que una prolongación de las protestas y su extensión a una huelga pudiese afectar al sector energético parece entrañar riesgos de perturbación de la oferta de petróleo iraní. Pero la sensación de que el régimen se ha visto fragilizado arroja nuevas dudas sobre la evolución de su estrategia exterior en 2018. Además de mantener la confrontación con Arabia Saudí e Israel mediante su apoyo a proxies en la región y afrontar las decisiones del presidente Trump sobre nuevas sanciones, ahora debe ocuparse del frente interno y buscar una mejora de la situación económica.

Arabia Saudí también tiene varios frentes abiertos, demasiados según los críticos del príncipe heredero, y alguno literal como el de Yemen. El año 2018 debería ver, además, la aplicación de reformas clave de la estrategia Visión 2030, desde la salida al mercado del 5% de Saudi Aramco a la reducción de subsidios sensibles políticamente (como los energéticos). Aunque las reformas económicas pueden causar malestar, el reino parece estar compensándolas con reformas sociales, tímidas desde la perspectiva occidental pero muy apreciadas por la población. La recuperación de los precios del petróleo, como en los demás mono-productores, permite un mayor gradualismo de las reformas y medir los tiempos sin renunciar a su narrativa. Lo que es evidente es que Arabia Saudí ha sido capaz de gestionar de manera relativamente eficaz el contra-choque petrolero, y está cada día más lejos de la inestabilidad económica y financiera que pronosticaban algunos analistas cuando los precios del crudo cotizaban en mínimos.

Hoy la mayor fuente de inestabilidad para la región sigue siendo la rivalidad entre Arabia Saudí e Irán, amplificada por los difíciles equilibrios internos vigentes en los dos países. La probabilidad de accidentes geopolíticos entre ambos seguirá en aumento en los próximos meses, pero no parece que pueda generar problemas en el suministro. Mucho antes de ello saltarían los resortes de cooperación en el seno de la OPEP+, donde la presencia de Rusia ha seguido actuando a modo de seguro geopolítico, tal y como se apuntaba en el documento del año pasado. Lo que sí parece estar claro es que 2018 empieza de manera muy diferente a 2017: ya no estamos en un entorno de precios bajos y exceso de oferta en que las crisis geopolíticas apenas impactan los mercados. En el actual contexto de ajuste de oferta y demanda, la aceleración geopolítica descrita está sumando una prima de riesgo a los mercados, indicando un cambio de expectativas que intensifica su transmisión a precios. Parece razonable anticipar que la prima de riesgo geopolítico en los precios del petróleo ha vuelto para acompañarnos durante 2018.

OPEP+, suma y sigue
El impacto de estas crisis geopolíticas sobre la oferta de petróleo no debe ocultar la tendencia de fondo de unos mercados en reajuste tras la acción concertada de la OPEP, Rusia y otros países (OPEP+) para reducir su producción. La OPEP+ ha acordado mantener los recortes durante todo 2018 en 1,8 millones de barriles diarios (mbd), 1,2 mbd por parte de la OPEP y 0,6 mbd por el resto de firmantes. Aunque los mercados y numerosos analistas pusieron en duda la eficacia del acuerdo alcanzado en noviembre de 2016 y su sostenibilidad a corto plazo (no digamos su extensión y cumplimiento hasta finales de 2018), lo cierto es que la OPEP+ ha mantenido la disciplina y exhibido una política razonablemente consistente durante todo 2017. En vez del colapso de una OPEP obsoleta e incapaz de influir en los mercados mundiales, el acuerdo ha proyectado una OPEP ampliada y co-liderada por Arabia Saudí y Rusia. Con todos los interrogantes que plantea semejante “alianza improbable”, durante 2018 la nueva OPEP+ podría discurrir por esa senda, alterando de manera sustancial uno de los ejes de la gobernanza energética petrolera global.

Resulta especialmente destacable la resiliencia del acuerdo a las convulsiones geopolíticas descritas en el epígrafe precedente, muchas de las cuales enfrentan (incluso en el teatro de operaciones) a algunos de sus principales actores. Ni el bloqueo de Qatar, ni la intensificación de la rivalidad entre saudíes e iraníes, ni la confrontación de varios países árabes de la OPEP con Rusia en Siria, ni más recientemente las protestas en Irán han debilitado el compromiso de las partes con el acuerdo. Actores cuyo comportamiento político y diplomático se considera irracional y por tanto sin margen para la negociación, adquieren rápidamente la condición de racionales cuando se sientan en las reuniones de la OPEP+. Previsiblemente su encapsulamiento frente a las crisis geopolíticas de 2017 se prolongará durante 2018. En la medida en que los intereses compartidos sigan presentes, parece plausible conjeturar la pervivencia de la OPEP+, al menos a corto plazo. En escenarios favorables, compatibles con estrategias de salida graduales y compensadas, incluso podría darse un cierto grado de institucionalización informal sobre la base del trabajo realizado.

El papel de Rusia será clave. Aunque su compromiso puede matizarse, por primera vez en la historia ha reducido su producción de forma concertada con la OPEP, estableciendo así lo que se ha denominado una alianza “improbable” e “incómoda” entre Arabia Saudí y Rusia. Rusia y la OPEP ya habían entablado conversaciones para llevar a cabo acciones coordinadas ante caídas de precios precedentes, hasta en tres ocasiones:1997-1998, 2001-2002 y 2008-2009; pero en ninguna de ellas Rusia cumplió con los recortes comprometidos, llegando incluso a aumentar su producción para desesperación de la OPEP. Aunque las preferencias rusas y saudíes pueden estar alineadas en el corto plazo, no lo están con intereses comerciales de las empresas rusas que quieren seguir aumentando su producción, especialmente con la recuperación de los precios: a mayor subida de los mismos, más presión al Kremlin para empezar a vislumbrar estrategias de salida.

En 2018 sabremos si la nueva OPEP+ liderada por Arabia Saudí y Rusia podrá consolidarse como el eje del orden petrolero mundial emergente, materializando la peor pesadilla geopolítica imaginable por Mackinder o Brzezinski: Oriente Medio, Asia Central y Rusia alineados por su política petrolera. Aunque Putin puede rentabilizar esa estrategia, ya se apuntaba el año pasado que ello llevaría a Rusia de miembro del G-8 a participante sui generis del cártel petrolero, plasmando una degradación inusitadamente rápida de su papel en la gobernanza global pero alineada con la realidad económica del país.

Por el contrario, dada la divergencia de preferencias de política exterior entre Rusia y Arabia Saudí, la “alianza improbable” en materia de cooperación petrolera quedará encapsulada de otros ámbitos de actuación más inverosímiles. Mantener la consistencia temporal del acuerdo ya será suficientemente complicado como para esperar desarrollos cooperativos en materia de política exterior. Gestionar el acuerdo y modular eventuales vías de salida en la segunda mitad del año será probablemente la prioridad de la OPEP+. Dada la credibilidad ganada por el razonable historial de cumplimiento de 2017, y pese a las incertidumbres geopolíticas, sus perspectivas parecen favorables. La OPEP+ es una de las irrupciones a destacar del año 2017 y promete ser también protagonista de 2018.

Presidencia Trump, año II
Otra de las irrupciones estelares en la escena energética internacional ha sido la del presidente Trump. Durante su primer año de presidencia fue cumpliendo muchas de las promesas electorales de su America First Energy Plan, forzando un giro de 180º en la política energética de la presidencia Obama. El núcleo del plan es asegurar la “preponderancia energética americana” (American energy dominance), que podría definirse como una especie de supremacismo carbónico aliñado con la revocación de todas las medidas de orientación ambientalista de la Administración precedente. Aunque el empleo de eslóganes es muy habitual en la política energética estadounidense, el dominio energético norteamericano parece consistir en producir más energía a menor coste, para lo cual sería necesario erradicar regulaciones y aprovechar las oportunidades de exportación.

Comenzó desbloqueando los oleoductos Keystone XL y Dakota Access Pipeline (DAPL), y a continuación revirtió la prohibición de perforar en el Ártico y el Atlántico, maniobrando durante todo 2017 para permitir la exploración en el Arctic National Wildlife Refuge (ANWR). En marzo de 2017 el presidente firmó una orden ejecutiva para que la Environmental Protection Agency comenzase a desmantelar el Clean Power Plan impulsado por Obama, que exigía a los estados reducir las emisiones de CO2 de las plantas de gas y carbón un 32% para 2030. Durante 2018 la EPA deberá reemplazar la regulación aprobada por la administración Obama y fijar nuevos estándares de emisión. El 8 de enero de 2018, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) rechazaba la petición del Departamento de Energía a favor de un modelo de compensación a las plantas nucleares y de carbón por su capacidad de almacenamiento, por entenderlo un subsidio encubierto a ambas tecnologías.

Se ha apuntado que este giro de política energética es más declarativo que real, y que tendrá una incidencia limitada sobre el futuro del sector energético estadounidense. Está por ver qué parte del envite desregulatorio aguantará la revisión judicial y de las agencias independientes (como acaba de pasar con la FERC), pero independientemente de ello la producción de petróleo y gas estadounidense seguirá aumentando impulsada por las mejoras de productividad. Los excesos desregulatorios pueden de hecho perjudicar a la industria que quieren proteger al deteriorar la confianza de los ciudadanos en su sector energético. Nos encontraríamos pues ante un mal menor: el giro de política energética estadounidense durante 2017 puede ralentizar pero no revertir la descarbonización del sector eléctrico (principal vector de reducción de emisiones de los últimos años), debido en parte a la oposición doméstica a la política energética presidencial y a la renuencia financiera a invertir en la generación de carbón.

Es cierto que los intereses empresariales y la capacidad regulatoria de los estados, especialmente aquellos donde los votantes apoyan las renovables por consideraciones económicas (por ejemplo, Texas) o preferencias ambientales (por ejemplo, California) suponen contrapesos importantes. Pero resulta evidente que enturbian su desarrollo y pueden ralentizarlo y encarecerlo. Por ejemplo, Trump ha anunciado que quiere relajar las exigencias de la próxima ronda de estándares de consumo de combustible (fuel economy standards) 2022-2025. Ello aumentaría a final de período la demanda de petróleo del país en unos 200.000 barriles diarios, beneficiando a los productores y desincentivando las ganancias de eficiencia y la competencia del vehículo eléctrico (y una eventual pérdida de competitividad frente a los productores chinos).

Desde la perspectiva empresarial la medida más relevante para 2018 llegó a finales de 2017, cuando el Congreso aprobó una reforma fiscal que reduce el tipo del impuesto sobre sociedades del 35% al 21%. Las empresas energéticas se encuentran entre las más beneficiadas, pues la reforma permite la deducción del capital invertido en el año en que se produce la inversión, lo que reducirá la carga fiscal del sector energético, incitará la inversión e impulsará los beneficios empresariales. En 2017 uno de los grandes temores fue la eliminación de los incentivos fiscales a las renovables, que finalmente fueron preservados y han contribuido a moderar las incertidumbres sobre su futuro.

Finalmente, como en otros aspectos, la Administración Trump ha tendido a desvincularse de los mecanismos multilaterales energéticos. Aunque la culminación de su giro unilateralista se produjo con la retirada del Acuerdo de París, también afecta a otras piezas de la gobernanza energética global. Entre sus promesas electorales figuraba vender la mitad de las reservas estratégicas estadounidenses de petróleo de forma unilateral y sin respetar las normas de la Agencia Internacional de la Energía, y volvió a amenazar con hacerlo tras el acuerdo de la OPEP+ para mantener el recorte de la producción. También ha tendido a inhibirse de los compromisos financieros con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. Y en su lucha contra la regulación, ha desmantelado la normativa que obligaba a las industrias extractivas estadounidenses a declarar sus pagos en el exterior (la sección 1504 de la ley Dodd-Frank creada para luchar contra la corrupción en la explotación de los recursos naturales en los países productores).

Las tensiones con el multilateralismo también se apreciarán en 2018 en el plano comercial. La Casa Blanca ha comenzado el año con un arancel especial a las importaciones de placas y células solares (básicamente de origen chino) del 30% durante el primer año para ir bajando al 25%, el 20% y el 15% en cuatro años. También siguen pendientes las promesas de medidas comerciales frente a las importaciones de acero para oleoductos y gasoductos o las implicaciones energético-comerciales de la renegociación del NAFTA. EEUU ha pasado así de ser la potencia indispensable para la provisión de bienes públicos globales (liderazgo en la lucha contra el cambio climático, el desarrollo sostenible, el buen gobierno de los recursos energéticos y la apertura de los mercados) a convertirse en la potencia prescindible de la gobernanza energética global: ésta sólo parece poder avanzar sin aquélla. En materia de gobernanza energética global, por tanto, 2018 promete prolongar el paréntesis norteamericano del primer año de la presidencia Trump.

Argelia no es Venezuela
Argelia y Venezuela han estado en el foco de los analistas desde el inicio de la caída de precios en 2014. La falta de diversificación económica durante los años de precios altos y la ausencia de reformas ante el contra-choque petrolero de los últimos años los convirtieron en candidatos al colapso económico, primero, y político después. Aunque odiosa como todas, la comparación entre ambos mono-productores es un clásico de la literatura sobre el rentismo petrolero. Sin embargo, a la entrada de 2018 los dos países presentan perspectivas cada vez más divergentes. No sin dificultades y riesgos latentes, Argelia ha capeado los años de precios más bajos y, contra todo pronóstico, Bouteflika afronta el año con la vista en las presidenciales de 2019. En cambio, Maduro ha llevado a Venezuela a una crisis humanitaria (y energética) y ha desmantelado la industria petrolera, por lo que apenas cuenta con margen ni base para aprovechar la recuperación de los precios.

Evidentemente, la situación de Argelia presenta incertidumbres políticas y económicas muy altas. Pero las profecías más catastrofistas sobre la repetición de la guerra civil que siguió al contra-choque petrolero de la segunda mitad de la década de 1980, los posibles escenarios egipcios de golpe de Estado o la difusión de los conflictos de países vecinos no se han materializado. Por el contrario, se ha instalado una especie de continuidad deteriorada por los bajos precios del crudo, algo aliviada últimamente por su recuperación.1 Durante los últimos años, los equilibrios macroeconómicos argelinos se han deteriorado significativamente, pero el gobierno ha sido capaz hasta la fecha de evitar una crisis de insolvencia como la de 1986-1988. El coste ha sido agotar su fondo petrolero y buena parte de sus reservas de divisas y limitar el crecimiento económico. Pero como el país contaba con un colchón financiero acumulado durante los años de bonanza, hasta la fecha ha podido evitar un recurso masivo a la deuda externa.

Los presupuestos de 2016 y 2017 se situaron al límite de la ortodoxia y el recurso al proteccionismo contuvo a duras penas el desequilibrio exterior y el drenaje de divisas. Prepararon así el cambio de ciclo político-fiscal previsto por el presupuesto aprobado para 2018, necesariamente expansivo para asegurar un buen resultado en las elecciones presidenciales de 2019 y, en su caso, justificar que Bouteflika opte a un quinto mandato pese a su estado de salud. Este giro de estrategia tiene sus riesgos: la expansión fiscal prevista para 2018 deberá financiarse mediante el recurso a la denominada financiación no convencional (en realidad imprimir billetes), lo que incluso bajo la supervisión del banco central y el gobierno probablemente llevará a un aumento de la inflación y a la financiación de proyectos de baja rentabilidad.

La reversión de algunas de las (tímidas) medidas de austeridad llega en un momento relativamente más favorable a la economía argelina que el de los presupuestos anteriores. La subida del precio del petróleo beneficia especialmente a Argelia porque, a diferencia del de Venezuela, su petróleo es de alta calidad, dulce y ligero, y en los últimos meses viene beneficiándose de un premium considerable sobre el Brent. No obstante, la falta de inversiones en exploración y producción no permite detener el suave declive de su producción de petróleo ni acelerar la lenta recuperación de la producción de gas, mientras la demanda interna aumenta con fuerza y presiona a las exportaciones. Por ello, junto a la gestión macroeconómica en año preelectoral, las expectativas para 2018 están puestas en la esperada nueva ley de hidrocarburos. Argelia necesita atraer inversiones para desarrollar sus recursos de hidrocarburos, pero la apertura y modernización del sector presenta muchas resistencias. El gobierno argelino podría caer en la ilusión de que la recuperación de precios le exime de las reformas económicas, sobre todo de las energéticas, lo que prolongaría el estado estacionario en que se encuentra el país.

Frente a la continuidad deteriorada argelina, la degradación de la situación política y social en Venezuela y el declive de la producción petrolera del país apenas tiene precedentes. Tras alcanzar un pico de 3,5 mbd en 1998, un año antes de la llegada de Hugo Chávez al poder, la producción de petróleo de Venezuela se desplomó en noviembre de 2017 a apenas 1,8 mbd, mínimos desconocidos desde 1985 con los que ni siquiera puede ya cumplir su cuota OPEP (1,97 mbd). El colapso de la producción petrolera venezolana se viene acelerando en los últimos meses y está obligando a la compañía nacional PdVSA a importar diluyentes y petróleo ligero tanto para procesar su crudo pesado y poderlo exportar como para refinarlo para consumo doméstico. En respuesta, Maduro nombró al frente del Ministerio del petróleo y PdVSA a un general afín sin experiencia alguna en el sector, y apeló a la asistencia financiera de China y Rusia. China se ha resistido y optado por limitar los daños y reducir su exposición. Por el contrario, en noviembre de 2017 Rusia acordó reestructurar parte de la deuda pero sin incluir los 6.000 millones de dólares que PdVSA debe a Rosneft, que ha optado por hacerse con activos de PdVSA a precio de ganga.

Las previsiones para 2018 plantean pérdidas de producción de entre 100.000 y 300.000 barriles diarios. En escenarios de colapso político y social, podrían retirarse del mercado casi el doble de barriles. Las exportaciones de petróleo a EEUU están en caída libre tras las sanciones, PdVSA paralizada por la asfixia financiera y el dirigismo del gobierno, mientras que la quiebra técnica del país imposibilita revertir el declive de la producción. Por otro lado, resulta dudoso que Rusia sea una solución duradera al declive petrolero venezolano. Aunque pueda evitar los peores escenarios de desplome de la producción, aumentarla supondría invertir simultáneamente en los costosos recursos de crudo ultra-pesado de la franja del Orinoco y en procesos de recuperación mejorada en los campos convencionales maduros. A los precios actuales del petróleo, con las actuales carencias de gestión y capital humano de PdVSA, y en el contexto de inestabilidad política imperante en Venezuela, ambas operaciones parecen complicadas.

Conclusiones
En materia de precios, las previsiones para 2017 estuvieron alineadas con unos precios medios de 54 dólares para el barril de Brent (en nuestro documento del año pasado reteníamos como central, entre otras, la previsión de la US EIA de 53 dólares). Como también era de esperar, la prórroga del acuerdo de la OPEP+ facilitó el ascenso en la parte final del año a la parte alta del rango de expectativas de precios, y, como se conjeturó, incitó la respuesta de la producción estadounidense. En lo referido al factor Trump, también resultaba fácil apostar por su papel distorsionador en el campo de la política energética y el giro de 180º respecto a la presidencia Obama. Más en positivo, la recuperación de los precios ha aliviado la situación económica de algunos mono-productores, como Argelia o los países del Golfo Pérsico, y mejorado su situación de cara a las reformas, aunque la frontera entre permitir una mayor gradualidad y la ralentización de las mismas puede ser engañosa. En cambio, en Venezuela la industria petrolera está tan desmantelada que ni siquiera puede beneficiarse del aumento de precios. En clave europea, la pesada pero imparable maquinaria que constituye la política energética comunitaria ha seguido desarrollando el paquete de invierno de finales de 2016 según lo previsto, y no ha sido por ello analizada este año en este documento sino en el dedicado al clima.

Hasta aquí, 2017 se ha movido en el margen de lo previsible a principios del año pasado. Todas esas tendencias parecen mantenerse para 2018: entorno más alto de precios que en 2017 (la previsión de la US EIA para el Brent es de 61 dólares por barril); reequilibrio del mercado aunque según la AIE y la US EIA se mantenga un cierto exceso de oferta; aumento no tan “moderado” de la producción estadounidense; nuevos envites de política energética de la Administración Trump, pero tal vez nuevas derrotas regulatorias también; recuperación gradual del espacio de política económica de productores como Arabia Saudí, Argelia o Rusia; pero no en Venezuela, que parece abocada a que la postración de su industria petrolera culmine el colapso del país; y, finalmente, consolidación de la OPEP+ y del protagonismo creciente de Rusia.

En cambio, mientras se presumía una volatilidad geopolítica contenida, la segunda mitad de 2017 ha traído una aceleración imprevista que ha convertido 2018 en un año de grandes incertidumbres acumuladas. La suma del deterioro endógeno de la situación en Oriente Medio a las actuaciones de la Administración Trump en la región (capitalidad de Jerusalén, nuevas sanciones a Irán) y la creciente presencia rusa (en la OPEP+ y en el Mediterráneo oriental) plantean numerosos focos de tensión. La posibilidad de accidentes geopolíticos con impacto energético en la región aumenta, y con ella la prima de riesgo en los precios del petróleo. Conforme los mercados se reajustan y los intereses de los actores se alinean parece alcanzarse un equilibrio, una especie de break-even geopolítico en que el entorno actual de precios resulta aceptable para casi todos, pero que cualquier cambio en la relación de fuerzas en Oriente Medio podría perturbar.

Para 2018 el consenso es que la volatilidad geopolítica se mantendrá en máximos y concentrará buena parte de la atención de los actores energéticos. Parece razonable, pero no implica necesariamente que vaya a producirse catástrofe inevitable alguna que no pueda ser absorbida por los mercados en forma, eso sí, de tensiones en los precios.

 

1 Gonzalo Escribano (2017), “Algeria: global challenges, regional threats and missed opportunities”, en K. Westphal y D.R. Jalilband (eds.), The Political and Economic Challenges of Energy in the MENA Region, Routledge, Oxford.

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