Acciones en caída libre a medida que la caída del petróleo aumenta los riesgos de recesión mundial

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El oro cae debajo de $1500 a medida que comienza liquidación agresiva

Cualquiera hubiera esperado que el precio del oro subiera ininterrumpidamente y alcanzara nuevos precios récord en medio del caos de los mercados financieros inducido por el coronavirus.

Sin embargo, se observó todo lo contrario el lunes cuando los precios cayeron más del 4% a pesar de los niveles cada vez mayores de aversión al riesgo. Los inversores han iniciado claramente la semana de negociación adoptando una «mentalidad de vender lo que se pueda» para cubrir las fuertes pérdidas en los mercados de valores, lo que ha causado incluso fuertes caídas en el mercado del oro. Con el destino del metal precioso atado a las a los mercados de valores globales, es probable que haya más pérdidas en el oro a medida que las acciones caigan más profundamente en el abismo.

En lo que respecta al panorama que nos brinda el análisis técnico, el metal precioso se muestra fuertemente bajista en los gráficos diarios de tal forma que los vendedores parecen estar controlando el mercado por el momento. Un rompimiento sólido por debajo de $1450 podría abrir las puertas hacia niveles no vistos desde mediados de 2020, llegando incluso hasta $1435.

A pesar de las medidas de la Fed, las acciones siguen cayendo

El brote de coronavirus está demostrando ser más fuerte que cualquier medida tomada por los gobiernos y los bancos centrales.

En otro movimiento sorpresivo, la Reserva Federal de Estados Unidos redujo sus tasas de interés a cero el domingo y agregó otra medida al expandir su balance general en $700 mil millones para comprar bonos del Tesoro y valores respaldados por hipotecas.

El PBOC de China también hizo un movimiento sorpresa el viernes con una nueva ronda de inyecciones de liquidez. El banco central redujo sus requisitos de reserva para que los bancos liberen $79 mil millones en fondos para apoyar a las empresas afectadas por el brote. Mientras tanto, el Banco de Japón fue el último en unirse a las acciones de distintos bancos centrales al anunciar varias medidas de política monetaria.

Se está haciendo evidente que los principales bancos centrales de todo el mundo están utilizando todas sus herramientas disponibles para evitar una crisis, pero parece que el temor a la pandemia está tomando el control de los mercados.

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Hoy lunes los tres principales índices de Estados Unidos se negociaban en su límite inferior previo a la apertura, una disminución del 5%.

Cuando los futuros de acciones alcanzan su límite a la baja en el periodo previo a la apertura del mercado, dejan a los inversores preguntándose qué tan malo puede ser cuando el mercado reanude las horas normales de negociación. Los mercados continuarán atravesando esta fase de extrema volatilidad hasta que los inversores puedan evaluar la magnitud del daño causado por el brote del virus.

Mientras más persista el brote y los países permanezcan en estado de emergencia, más afectada será la economía mundial. Una recesión parece casi imposible de prevenir en esta etapa, pero la pregunta sigue siendo, ¿qué tan grave va a ser? Los analistas de los mercados de valores actualmente tienen muchas dificultades para hacer pronósticos creíbles. Esto se debe a que incluso las propias empresas no pueden proyectar objetivos de ingresos en tales situaciones.

Desde una perspectiva macro, los datos económicos publicados por China hoy han proporcionado un panorama de lo mal que podrían llegar a ser las cosas. La producción industrial cayó 13.5% en los primeros dos meses del año; ese fue el peor resultado en la historia para el sector. Las ventas minoristas cayeron un 20.5% debido a que los consumidores casi no han salido de sus hogares, las inversiones en activos de renta fija cayeron un 24.5% y la tasa de desempleo aumentó a un récord de 6.2%.

Si bien China ha comenzado a recuperarse de la epidemia, no esperamos ver una recuperación especialmente rápida. La razón simple es que el resto del mundo está gravemente afectado ahora, con un número cada vez más elevado de casos detectados fuera de China. Eso significa que la demanda de productos chinos seguirá siendo baja en el futuro previsible. Queda por ver si Estados Unidos y Europa recibirán un golpe económico similar. Sin embargo, el mayor riesgo es si esta crisis de salud resulta ser una crisis de deuda. La respuesta depende en gran medida del tiempo y la escala del brote.

La confianza es excepcionalmente baja en esta etapa y eso sugiere que vender en mercados bajista como el que vimos el viernes puede ser una estrategia rentable. Sin embargo, los traders deben estar conscientes y preparados para otra semana de extrema volatilidad.

El petróleo crudo cae por debajo de $30

Los precios del petróleo cayeron a menos de $30 el lunes debido a que los recortes de emergencia de la Reserva Federal y otros bancos centrales importantes no lograron calmar los temores sobre el brote de coronavirus.

La furiosa guerra de precios entre Arabia Saudita y Rusia agravó las pérdidas en el mercado, a tal punto que el crudo WTI cayó por debajo de los 30 dólares en el momento en que este artículo fue escrito. Con la dañina combinación de la caída de la demanda y las preocupaciones por el exceso de oferta que pesan mucho en el mercado del petróleo, es casi seguro que tendremos mayores caídas del precio. De acuerdo a las señales que nos brinda el análisis técnico, un fuerte cierre diario por debajo de $30 puede abrir las puertas hacia $25.

Precio del petróleo debajo de $30

La libra esterlina cae y se dirige hacia 1.2200

La libra esterlina ha iniciado la semana de negociación a la baja debido a las preocupaciones por el coronavirus y el Brexit que han reducido el apetito por la moneda.

La libra esterlina se ha debilitado más del 4% frente al dólar desde principios de marzo y podría extender las pérdidas en medio de la creciente incertidumbre. El par GBP/USD está bajo presión de venta en los gráficos diarios. La debilidad sostenida por debajo de 1.2300 podría llevar el tipo de cambio hasta 1.2200.

Yen japonés se convierte en una opción atractiva para los inversores

En tiempos de incertidumbre y caos, el yen japonés sigue siendo uno de los mejores amigos de los inversores.

El apetito hacia el yen japonés se disparó este mes, ya que la aversión al riesgo llevó a los inversores a buscar activos de refugio seguro. El yen se ha apreciado frente a todas las monedas del G10 este mes y ganó casi un 2% frente al dólar.

El USD/JPY está bajo presión en los gráficos diarios. Un rompimiento por debajo de 106.00 podría llevar los precios hasta 104.00.

Acciones en caída libre a medida que la caída del petróleo aumenta los riesgos de recesión mundial – Técnicas de Trading

EL MERCADO INTERNACIONAL DEL PETROLEO

CARLOS MIRANDA PEÑA

Camiri, Julio de 2020

1. Evolución del petróleo

mercado internacional del

A. Antecedentes Antes del surgimiento de la OPEP A principios del siglo XX, Europa Occidental y Estados Unidos cubrían sus necesidades energéticas con recursos propios como el carbón, y en el caso de Estados Unidos, con el gas natural y el petróleo existentes. Es en este último país donde surgen las grandes compañías petroleras que, en su búsqueda por yacimientos con mayores índices de productividad, incursionan en el Medio Oriente. En efecto, a principios del siglo pasado, la existencia de petróleo en países en desarrollo era prácticamente desconocida, y recién en 1910 se empieza a producir este recurso energético en estos países. Las compañías petroleras inglesas y norteamericanas crean en 1928 un cártel internacional, conformado por las siete mayores compañías petroleras internacionales, conocidas como las Siete Hermanas: Standard Oil of New Jersey (denominada Exxon en 1973); Socony Mobil Oil; Standard Oil of California (SOCAL); Gulf Oil; Texaco; Royal Dutch Shell; y British Petroleum. Las cinco primeras, de capitales estadounidenses; la sexta de capitales anglo-holandeses; y, la última, de capitales británicos. Después de la Segunda Guerra Mundial, tanto Estados Unidos como Europa empiezan a satisfacer sus necesidades energéticas con petróleo importado, a bajos precios. Éste se adecuaba de forma más eficiente a la industria en general, especialmente a la del transporte. Hasta principios de la década del setenta, el precio de producción del crudo extraído en Estados Unidos era casi tres veces más elevado que el precio del crudo del Golfo Pérsico. Tanto en Europa como en Estados Unidos, los costos de extracción del carbón eran más elevados que el petróleo importado, hecho que dio lugar a un constante incremento de su demanda. Los países importadores de petróleo fueron desplazando su producción de recursos energéticos locales por petróleo importado, a menor precio, lo cual determinó el cierre de un conjunto de minas de carbón y altas tasas de desempleo en los sectores productores de energía. No obstante, el bajo precio de la energía originada en los yacimientos de crudo del Golfo Pérsico, no eliminó totalmente del mercado a las otras fuentes energéticas de costos más altos (el crudo estadounidense y el carbón del mismo origen, así como el europeo) debido a las cuotas, importaciones y subsidios fijados por los Estados nacionales consumidores. Los precios del petróleo pudieron mantenerse bajos no sólo por la alta productividad y la concentración de la actividad extractiva en los yacimientos del Golfo Pérsico, sino también debido a la necesidad de imponerlo en el mercado y desplazar al carbón, a la aparición de nuevas compañías independientes del cártel, y a la aparición del petróleo soviético en el mercado. El largo período de prosperidad y vertiginoso crecimiento económico que siguió a la segunda guerra mundial, y que se prolongó hasta comienzos del decenio de los setenta, no hubiera alcanzado la magnitud que tuvo si los reducidos precios del petróleo no hubieran desplazado al carbón. El creciente consumo del petróleo facilitó las tareas de reconstrucción y posterior crecimiento de las economías de Europa y Japón durante los veinticinco años posteriores al fin de la segunda guerra mundial. Por otro lado, además de las ganancias de las compañías petroleras multinacionales, los gobiernos de los países industrializados descubrieron que las importaciones masivas de petróleo cumplían con un doble objetivo: proteger sus propias reservas de combustibles de origen fósil, e incrementar sus ingresos tributarios a través de los impuestos aplicados a las importaciones petroleras. Mientras tanto, los gobernantes de los países petroleros competían entre sí para aumentar sus ingresos, dando lugar a que las compañías petroleras explotaran sus reservas de petróleo. De esta forma, después de la segunda guerra mundial, hasta 1973, el consumo mundial de energía se incrementó rápidamente, a una tasa promedio anual de 5%, similar a la tasa de crecimiento real de la economía. Durante ese período, el consumo de gas y petróleo creció más rápido que el total de consumo energético, a un promedio de 7,5% por año. Luego de la primera crisis del petróleo, su consumo decreció significativamente, registrando un nivel menor al 1% anual entre 1973 y 1999. La creciente demanda internacional de petróleo prevaleciente entonces, era satisfecha por nuevas concesiones que los países productores otorgaban con el fin de lograr mayores ganancias, ya que las regalías petroleras eran determinadas con base a los precios de referencia que eran fijos. El otorgamiento de nuevas concesiones

generaba a su vez una sobreoferta de petróleo que daba lugar a una depresión en los precios, lo cual generaba menores ganancias a las compañías internacionales. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA PRIMARIA: 1947-1999

Incremento Promedio Compuesto Anual (%)

Fuente: Colin Robinson, “Oil and gas producing countries in the twenty-first century” Paper at conference on „Gulf Co-operation Council Economies: 21st Century Opportunities‟, King Faisal University, Hofuf, Saudi Arabia, February 13-14, 2001. Nota: * Million Tonnes of Oil Equivalent

Es así que, con el fin de incrementar sus ganancias, las compañías petroleras intentaron reducir los precios de referencia del petróleo a partir de 1958. Esta política de disminuir los precios de referencia tenía como objetivo, además, evitar el ingreso de nuevas compañías y reducir la competitividad del petróleo en otras regiones, especialmente del petróleo que exportaba la Unión Soviética. La decisión unilateral de la compañía British Petroleum de reducir dicho precio en un 10% en 1959, y una reducción adicional en agosto de 1960, fueron hechos significativos que impulsaron la creación de la OPEP. El desarrollo capitalista de las naciones petroleras y la creciente demanda mundial habían creado las condiciones para que las clases dirigentes que controlaban el Estado en los países del Golfo Pérsico, asumieran un papel más activo en la explotación petrolera, en la conformación de los precios, y en la apropiación de la renta petrolera.

El mercado de petróleo después del surgimiento de la OPEP La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), fundada en 1960, fue la primera asociación de países exportadores de materias primas. Sus primeras acciones estuvieron destinadas a evitar nuevas bajas en el precio del crudo, inducidas hasta entonces por las compañías petroleras, a pesar de la creciente demanda internacional. En 1970, se plantearon propuestas tendientes a indexar los precios del petróleo, ya sea a una canasta de productos manufacturados de los países industrializados, o a los tipos de cambio de éstos. Asimismo, se adoptó un plan quinquenal de producción (1971-1975) con miras a que los aumentos en la producción de petróleo se produjeran de forma racional, en concordancia con las estimaciones del crecimiento de la demanda mundial. Para entonces, la OPEP ya concentraba 90% de las exportaciones de petróleo a nivel mundial y su participación en la producción mundial se había incrementado de un 28% en 1960 a un 41% en 1970. El contexto inflacionario prevaleciente en Estados Unidos y en los países industrializados como consecuencia de la instauración en 1973 de los tipos de cambio flotantes, luego del fin del sistema de cambios de paridades fijas establecido en Bretton Woods, y del déficit crónico en Estados Unidos incentivado por los gastos de la guerra de Vietnam- determinaron que los precios del petróleo, fijados en dólares, perdieran valor de manera creciente. Cabe señalar, que uno de los aspectos sobre los cuales la OPEP manifestó preocupación recientemente, es el referido a la pérdida del poder de compra de sus exportaciones de petróleo debido a la devaluación del dólar con respecto al Euro, especialmente a principios del 2003. Los países productores de crudo que tienen flujos de comercio importantes con Europa, registran pérdidas significativas, ya que los precios del barril del petróleo se fijan en dólares. En febrero de 1971, se produjo el primer incremento del precio de referencia del petróleo que pasó de 1,80 dólares (vigente desde 1950 a pesar de los niveles de inflación acumulados en los países industrializados), a 2,18 dólares el barril. Con esta medida, la renta petrolera dejó de ser establecida únicamente por las compañías petroleras, iniciándose una etapa de intervención creciente de parte de la OPEP. Este incremento en el precio

de referencia se estableció en el marco del acuerdo de Teherán, por medio del cual se determinó, además, la eliminación de nuevas concesiones de explotación; se puso en práctica el incremento de la tasa de impuesto de 55% sobre las ganancias netas de las compañías petroleras; y, se determinó la aplicación de un ajuste de 2,5% anual del precio del petróleo para compensar la inflación. Gráfico 1

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO: 1972-2003* (en dólares por barril)

40 35 30 25 20 15 10 5 0

*Promedio diario a septiembre 1972-1975: Marcador Dubai; 1976-2003: Marcador Brent Fuente: Elaboración propia en base a datos de la EIA (Energy Information Administration)

A pesar de los cambios realizados en la forma de indexar los precios del petróleo a la inflación, los países de la OPEP continuaron cuestionando las pérdidas que los crecientes índices inflacionarios ocasionaban en los precios del petróleo, fijados en dólares. a) La primera crisis del petróleo En octubre de 1973, luego de prolongadas e infructuosas negociaciones con las compañías petroleras que terminaron con la suspensión de las conversaciones entre ambas partes, el Comité Ministerial de la OPEP anunció un incremento del precio de referencia a 5,12 por barril, constituyendo ésta la primera acción conjunta de los países de la OPEP en el ejercicio de la determinación de precios del petróleo. En adelante, los países de la OPEP establecerían los precios del petróleo unilateralmente. En diciembre de 1973, los países de la OPEP, en su afán de aproximar los precios de referencia a los que se estaban pagando en el mercado, incrementaron el precio de base de referencia del Arabian Light, a 11,65 dólares por barril. Decidieron que este precio regiría a partir del 1 de enero de 1974, estableciendo al mismo tiempo que los precios fueran ajustados cada trimestre a fin de tener en cuenta la tasa de inflación en los Estados Unidos. Con esta medida, en menos de un año, el precio de referencia del petróleo registró un incremento de más de 400%. Estas acciones se sustentaron en la significativa participación de la OPEP en las exportaciones mundiales de petróleo (al representar un 60% a principios de los años setenta en comparación al 38% actual); en la creciente demanda de petróleo especialmente de los países industrializados; y, en la falta de desarrollo de fuentes de explotación alternativas fuera del ámbito de la OPEP. Esa capacidad de intervención en el mercado estuvo acompañada por el hecho que los países miembros empezaron a ejercer un mayor control de sus recursos petroleros, creándose empresas nacionales en casi todos los países. En lo que a la producción respecta, se produjo un mayor control estatal de la producción y redefinición de las relaciones de los países productores con el mercado mundial. Las empresas petroleras transnacionales empezaron a asumir progresivamente el papel de contratistas de servicios para la producción y de compradores del petróleo producido por los países de la OPEP y continuaron teniendo el control de los procesos de refinación, distribución y mercado.

Estos hechos dieron lugar a una revolución energética que se caracterizó por la conservación de la energía, la sustitución del petróleo y la exploración y desarrollo de nuevas áreas petroleras. En los años posteriores a esta alza se produjo un uso racional del consumo del petróleo en el mundo, especialmente en los países industrializados. Asimismo, se inició una reestructuración energética que dio lugar a una transformación industrial– especialmente en la industria automotriz, pero también en los sistemas de calefacción– con menores requerimientos de consumo de combustibles Estas medidas dieron lugar a que a fines de la década de los ochenta, se produjera un hito en el consumo mundial de petróleo: el freno de su crecimiento. Con excepción del período de la crisis de los años treinta, el consumo de petróleo nunca había dejado de crecer. En los años posteriores a esta primera crisis energética, se produjeron muchos desacuerdos al interior de la OPEP con relación a los niveles de precios que debían fijarse. Hasta 1978, los precios sólo fueron ajustados por la organización para adecuarlo a la depreciación del dólar.

b) La segunda crisis del petróleo En junio de 1978, cuando se produjo el derrocamiento del Sha en Irán, el precio de referencia del petróleo se encontraba en doce dólares. La revolución en Irán, y la posterior guerra entre Irak e Irán iniciada en 1979, la misma que se prolongó por ocho años, exteriorizaron la fragilidad política de la región y generaron pánico ante un probable nuevo desabastecimiento de petróleo en el mercado al producirse una significativa reducción de la producción. Hacia fines de 1979 los precios del petróleo se cotizaban en el mercado libre a 35 dólares por barril. La amplia diferencia existente entre las cotizaciones en el mercado libre y el precio de referencia, determinó que en junio de 1980, el techo máximo del precio de referencia fuera aumentado a 32 dólares por barril. Esta estructura de precios pretendía lograr un equilibrio entre oferta y demanda y evitar mayores acumulaciones de stocks. Sin embargo, este exceso de demanda siguió perdurando en el mercado hasta enero de 1981, en que el límite máximo del precio de referencia del crudo fue fijado en 41 dólares por barril. Se puede observar que tanto el incremento de precios de 1973–1974 como el de 1978–1979, se produjeron en el marco de hechos políticos importantes. No obstante, el factor político que se expresó en el embargo de petróleo decretado por los países productores a los países industrializados, como consecuencia de su apoyo a Israel en la guerra de Yom Kippur, sólo actuó como un impulso adicional a una tendencia alcista en el precio del petróleo que ya estaba presente desde 1971. El segundo incremento de precios, en cambio, fue impulsado fundamentalmente por el desabastecimiento coyuntural de petróleo generado por los conflictos políticos, en un contexto en el que se intensificaron los factores especulativos mediante una creciente acumulación de stocks y el surgimiento de contratos a futuro. A fines de esta década se introdujeron los mercados de futuros de este bien en las bolsas de Nueva York, The New York Mercantile Exchange (NYMEX) y de Londres, International Petroleum Exchange (IPE). A fines de la década del setenta, la estructura del mercado internacional de petróleo ya no era la misma que a principios de la misma. La OPEP había empezado a perder terreno como proveedor de petróleo en el mercado mundial a favor de los nuevos países productores fuera de la organización. México, Gran Bretaña, Noruega, el estado de Alaska en Estados Unidos, habían incrementado significativamente su producción y se convirtieron en importantes proveedores.

Por ello, superado el período de desabastecimiento de petróleo en el mercado internacional como consecuencia del derrocamiento del Sha de Irán y del inicio del conflicto entre este país e Irak, se normalizó nuevamente el abastecimiento de petróleo. Más aún, el importante desarrollo de la producción petrolera fuera de la OPEP, que originó un retroceso en la cuota del mercado petrolero de la organización, desde un 48% en 1978 hasta un 30% en 1985,determinó que los países de la OPEP no pudieran sostener siquiera los precios alcanzados en 1980. c) Los ochenta: una década de precios deprimidos El contexto económico global de la década de los ochenta, caracterizado por una contracción económica generalizada, especialmente en América Latina, y el aumento del costo financiero de la manutención de existencias de productos básicos, dio lugar al lanzamiento al mercado de significativos volúmenes de existencias retenidas. Ello determinó un incremento considerable en los volúmenes exportados de materias primas que inundaron el mercado con una sobreoferta que contribuyó a que en 1986 los precios de las materias primas registraran los niveles más bajos en cincuenta años. Los precios de los bienes manufacturados, por el contrario, continuaron incrementándose, con lo cual se deterioraron severamente los términos de intercambio. Esta situación no fue ajena al petróleo y el ambiente al interior de la OPEP no fue el más propicio para la instrumentación de acuerdos conjuntos, sino por el contrario, prevalecieron serias divergencias entre los países miembros. Se tuvieron que reducir los precios de referencia y fijar un límite en la producción de petróleo de 18 millones de barriles diarios dentro de la OPEP, establecido por primera vez en marzo de 1982. Un año más tarde, en 1983, no sólo se redujo aún más el techo de producción a 17 millones de barriles diarios, sino que se distribuyeron por primera vez cuotas de producción entre los países miembros, las mismas que no pudieron ser cumplidas a cabalidad. La fijación de cuotas entre los países se realizó en medio de grandes discusiones que se centraban en el deseo de Arabia Saudita de distribuir el gran exceso de capacidad entre todos los miembros del cartel. En efecto, a este país no se le otorgó ninguna cuota, ya que actuaría como swing supplier . Los desacuerdos al interior de la organización y la significativa reducción de la producción de la OPEP, dieron lugar a que la organización continuara perdiendo terreno como proveedor de petróleo en el mercado mundial y su producción bajara de 32 millones de barriles diarios, en 1979, a 16 millones en 1986. Ya desde1982, Estados Unidos, Noruega, México, el Reino Unido y Canadá produjeron más crudo que los productores de la OPEP. En 1986, Arabia Saudita decidió abandonar su rol de swing supplier para priorizar la recuperación de la cuota de mercado aún a riesgo de que tal actitud pudiese generar una caída en los precios en el corto plazo. Esta acción de Arabia Saudita, en realidad aislada del resto de los países de la OPEP, originó la más drástica caída de precios desde la creación de la OPEP, llegando los precios a registrar un nivel ligeramente superior a los 10 dólares por barril. A pesar de que el país incrementó su producción en 55% vio disminuidos sus ingresos en 20% debido a la mencionada baja de los precios. El shock de 1986 tuvo consecuencias que son en parte determinantes del período alcista de precios que se produjo años después durante 1999–2000. Los precios deprimidos del crudo, que alcanzaron su punto más bajo en 1986,

determinaron que en Estados Unidos, el Reino Unido e inclusive la ex Unión Soviética (aunque en este caso debido también a la crisis política y económica imperantes en aquel momento) se produjera una nueva tendencia declinante en la producción. Los bajos precios del petróleo, en parte como consecuencia del exceso de oferta que todavía prevalecía en el mercado, pero también factores de carácter político como las divergentes posiciones entre los países respecto de los niveles de producción, dieron lugar a que a partir de 1988, cuando finalizo la guerra entre Irán e Irak, ser realizaran encuentros entre los países de la OPEP y los productores independientes con el objetivo de coordinar políticas que frenaran el continuo deterioro de los precios. d) Los años noventa: una década de altibajos en los precios La situación del mercado del petróleo se vio alterada al inicio de la década de los noventa, como consecuencia de la invasión y anexión de Kuwait por parte de Irak, motivada según algunos analistas, por el deseo de este país de disponer de mayores ingresos para hacer frente a los gastos de ocho años de guerra con Irán, y la continua extracción por parte de Kuwait de un campo petrolero localizado en el subsuelo de ambos países. El conflicto se inició en agosto de 1989, hecho que provocó nuevamente un estado de alerta en los países industrializados ante probables desabastecimientos de petróleo. Los hechos dieron lugar a sanciones de parte del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas que contempló, entre otros, la prohibición de adquirir petróleo de Irak y de la zona ocupada por este país en Kuwait. Estas circunstancias generaron nuevamente una situación de pánico e inestabilidad que llevó a los países industrializados a crear fuertes reservas para enfrentar este período. El precio del petróleo se incrementó rápidamente, llegando por momentos a 40 dólares por barril. Esta tendencia alcista de los precios tampoco perduró mucho tiempo, debido a que algunos países al interior de la OPEP, especialmente Arabia Saudita, reemplazaron rápidamente las fracciones del mercado que eran abastecidas por Irak. Los países de la organización, que habían realizado durante la década de los ochenta denodados esfuerzos por sostener los precios del petróleo vía reducciones en la producción, disponían de una capacidad instalada ociosa de dimensiones considerables. Además, éstos invocaron a los países de la OECD a hacer uso de los stocks almacenados en el marco del acuerdo de distribución de stocks (Oil Sharing Agreement) de la Agencia Internacional de Energía, así como de los stocks acumulados por las compañías petroleras. En efecto, uno de los factores que contribuyeron al rápido descenso de los precios, fue la provisión de petróleo que tenían acumulados los países miembros de la OECD. Este tercer incremento de precios del petróleo en 1990–1991, respondió a factores coyunturales derivados del conflicto bélico. Tan pronto éste finalizó, los precios del petróleo retomaron los valores anteriores y continuaron deprimidos, lo cual obligó a los países de la OPEP a iniciar una reducción de los precios de referencia. Otro de los motivos por los cuales las consecuencias de esta tercera alza del petróleo, no tuvo las mismas repercusiones que las dos anteriores durante la década del setenta, se debió fundamentalmente a los importantes progresos realizados, especialmente por los países industrializados, en el ahorro de consumo de energía, en particular del petróleo. Por ejemplo, los 24 países miembros de la OECD en su conjunto necesitaban para producir, en 1988, un billón de dólares de su producto bruto interno -40% menos de petróleo- que en 1973. Finalmente, la situación económica internacional atravesaba una estabilidad relativa, los índices inflacionarios a nivel mundial habían sido reducidos considerablemente, y se observaba un crecimiento económico relativamente sostenido. Por este conjunto de razones, finalizada la guerra Irak–Kuwait en 1991, los precios del petróleo continuaron su tendencia a la baja, manteniendo una tendencia estable entre 1991 y 1997. Esta estabilidad del mercado petrolero continuó desestimulando el dinamismo con el que se venían realizando los programas de sustitución del petróleo por fuentes energéticas alternativas, proceso que empezó a producirse desde 1986, cuando los precios del petróleo experimentaron la caída más severa desde que se fundó la OPEP. Los países como Estados Unidos, empezaron a importar más petróleo, y las inversiones en nuevas perforaciones en el Mar del Norte y otras regiones con costos altos, especialmente en las actividades del upstream no registraron los mismos índices de actividad que las registradas luego de la primera alza del petróleo en la década de los setenta. Los recursos para financiar proyectos de energía solar, energéticos renovables, tecnologías nucleares avanzadas, experimentaron algunas reducciones En noviembre de 1997, los miembros de la OPEP tomaron una decisión que fue más adelante evaluada como errónea: incrementar en dos y medio millones de barriles diarios su límite de producción, ante una situación coyuntural de aumento de la demanda de petróleo. Aquella decisión no tomó adecuadamente en consideración que, meses antes, se había iniciado una crisis financiera en el sudeste asiático que originó una drástica caída del crecimiento económico de la mayoría de los países de esa región que presenta las más altas tasas de incremento en las importaciones de petróleo. Ello, a su vez,

determinó una importante reducción de la demanda de petróleo en un contexto de sobreoferta del mismo. Cabe señalar, que a la sobreoferta de petróleo ya existente en el mercado, se añadieron las exportaciones de Irak, país al cual las Naciones Unidas le permitieron duplicar sus exportaciones petroleras en el marco del Programa Ayuda por Alimentos. Este conjunto de hechos impulsó el descenso de precios que los llevaron en 1998 a 10 dólares por barril, similares a los registrados durante la primera caída de precios en 1986. in embargo, esta reducción de los precios del crudo en el mercado internacional no se reflejó en los precios finales al consumidor de los productos refinados, ya que éstos no variaron significativamente; en el caso de la gasolina permanecieron prácticamente invariables. Ello se debe a los altos niveles de impuestos indirectos, principalmente en los países de la Unión Europea. El colapso de los precios del petróleo durante 1998 aceleró la caída en los niveles de exploración e inversión, así como en los beneficios de las compañías petroleras más importantes – especialmente aquellas con importantes actividades upstream. La producción doméstica de petróleo en Estados Unidos, que es realizada en su mayor parte por pequeños productores independientes que operan en zonas de altos costos y recursos limitados, fue severamente afectada. La reducción de la demanda de petróleo y el exceso de oferta en el mercado internacional, estimularon a su vez una creciente acumulación de inventarios que los llevaron a los más altos niveles históricos. e) Primer incremento de precios sin conflicto bélico La recuperación económica, y el inicio del consumo de inventarios dieron lugar a un constante incremento de los precios durante el resto de 1999. Para enero del 2000 las preocupaciones eran totalmente opuestas a las vigentes el año anterior. A principios de 1999, el barril de petróleo cayó a menos de diez dólares, un precio que no se registraba desde hacía 25 años, mientras que en febrero del 2000 ya había superado los 30 dólares, también una cifra sin precedentes en casi una década. El 23 de septiembre del 2000, cuatro días antes de la realización de la II Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de la OPEP, el gobierno norteamericano autorizó el uso limitado por 30 millones de dólares de su reserva estratégica de petróleo, en un intento por contener la tendencia alcista de los precios de este recurso energético. Según la OPEP, en aquel momento la oferta y la demanda de crudo estaban balanceadas, y no hacían falta más barriles en el mercado, ya que cualquier volumen adicional producido no sería destinado al consumo sino a engrosar los inventarios de los países desarrollados. Entre los factores que explicaban los altos precios, la organización señalaba los altos impuestos que en Estados Unidos, y sobre todo en Europa, se aplican al petróleo; los costos que la industria petrolera había tenido que asumir para adaptar sus productos a las nuevas exigencias ambientales, La limitada capacidad para el transporte de crudo por mar ante la falta de barcos petroleros, y las maniobras especulativas que se tejían en torno al mercado energético. Por cada barril de crudo real que se negocia en ese mercado se cierran operaciones sobre tres barriles de papel, que de momento no existen y cuyo precio se establece en función de expectativas que pueden responder a intereses muy variados.

El mercado petrolero en el nuevo milenio

Tendencias recientes Hay un reconocimiento generalizado en relación a que el petróleo continuará siendo la fuente energética predominante en el futuro. Se estima que su participación en el consumo mundial de energía sólo decrecerá ligeramente de un nivel actual de 39%, a 38% en el 2025. Según la Agencia Internacional de Energía, el uso creciente del petróleo será demandado por el sector transportes en los países industrializados, mientras que el uso del petróleo para la generación de electricidad podría tener una ligera declinación a favor del gas natural. En los países en desarrollo se espera un incremento del consumo de petróleo para todos los usos. Como la infraestructura necesaria para expandir el uso del gas natural no se ha desarrollado en estos países, como sí se ha hecho en los países industrializados, no se espera que éste recurso genere los niveles crecientes de demanda en los países en desarrollo que en los segundos.

Perdida de hegemonía de la OPEP La resolución 1483 de mayo del 2003 instrumentada por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas -que puso fin al embargo petrolero en Irak, vigente durante trece años-, así como el derrocamiento del régimen anterior, han creado, teóricamente, las condiciones para que la producción petrolera en dicho país pueda desarrollarse intensamente. Se esperaría que las nuevas autoridades petroleras otorguen facilidades a las inversiones extranjeras, y que se proceda a privatizar y modernizar la precaria industria petrolera. Si se lograra superar los problemas de seguridad y conflictos políticos que actualmente prevalecen en Irak, las compañías petroleras podrían satisfacer sus expectativas de desarrollar la actividad petrolera en Irak. En tal caso, la política energética del país estaría fuertemente influenciada por esas compañías, hecho que ejercería una influencia decisiva en el ya disminuido poder que tiene la OPEP en la fijación de precios del petróleo en el mercado internacional. La pacificación del país, conllevaría una atracción masiva de las compañías petroleras, que difícilmente se

someterían al compromiso de acatar las cuotas de producción que fija la OPEP. Si bien éstas no se cumplen a cabalidad, existe una actitud de compromiso, especialmente en circunstancias en que los precios se han visto severamente deprimidos. En un escenario de estas características, probablemente Irak desatendería los acuerdos de cooperación en el marco de la OPEP, y por el contrario, no tendría inconveniente en aumentar sus volúmenes de producción unilateralmente, pudiendo provocar un colapso en los precios del petróleo. Este país posee reservas probadas de petróleo por 112 mil de millones de barriles, las segundas en importancia después de las de Arabia Saudita. A pesar de que las estimaciones sobre las reservas potenciales de este país varían significativamente, analistas del Baker Institute, Center for Global Energy Studies, de la Federation of American Scientists, entre otros, estiman que la región occidental del desierto podría albergar reservas adicionales por otros 100 mil millones de barriles, o quizás aún más, pero éstas aún no han sido exploradas. Por otro lado, los costos de producción del petróleo iraquí se encuentran entre los más bajos del mundo, haciendo especialmente atractiva su exploración y explotación. Sin embargo, solamente 15 de 73 campos descubiertos han sido desarrollados, mientras que pocos pozos profundos han sido perforados, en comparación con los países vecinos. Además, en Irak sólo se ha reportado que han sido perforados unos 2000 pozos (de los cuales, entre 1500 y 1700 se encuentran actualmente produciendo) en comparación, por ejemplo, con el millón de pozos en Texas. Por otro lado, Irak no ha tenido acceso a las últimas tecnologías industriales, ni inversiones significativas a lo largo de la década de los noventa, y ha adoptado tecnologías antiguas para mantener la producción. Para el resto de la OPEP, Irak representa un riesgo para el debilitamiento de la organización en la fijación de precios. Aún si permaneciera en la OPEP, el país podría apuntar a ser un free rider dentro de la OPEP, dejando la estabilización de los precios a los otros socios. Como se mencionó en la sección anterior, la OPEP ha ido perdiendo capacidad de intervención en el mercado internacional después de la primera crisis del petróleo en 1973-1974. El significativo incremento de precios dio lugar a la exploración y producción de petróleo en otras regiones del mundo. Además, el desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y producción, programas agresivos de reducción de costos por industria, y tratamientos fiscales atractivos ofrecidos por el gobierno a los productores, fueron factores que contribuyeron a incrementar la producción petrolera fuera de la OPEP. En los próximos diez años se estima que la producción de la OPEP se incrementará en 18%, mientras que la producción fuera de los países de esta organización será menor, y registrará 14%. En la participación de la producción petrolera fuera de la OPEP, han adquirido recientemente importancia relevante las regiones del Mar Caspio, África y Rusia, como se verá en el capítulo siguiente. Sin embargo, las proyecciones realizadas por agencias especializadas coinciden en señalar que en las próximas dos décadas, 61% del incremento de la demanda por petróleo será cubierta por la región formada por los países que actualmente son miembros la OPEP. Se calcula que en 2025, dichos países producirán 25 millones de barriles diarios de petróleo más de los que producen actualmente, mientras que los países fuera de la organización producirán unos 16 millones más que los niveles presentes. La demanda mundial actual del petróleo se estima en 77 millones de barriles diarios.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR REGIÓN Y POR PAÍS: 1990-2025 (en millones de barriles diarios)

Historia (Estimados) 1990

OPEP Golfo Pérsico

Total OPEP No OPEP Industrializados

Total Industrializados Eurasia China

América Central y del Sur

Ex URSS Europa Oriental Total Eurasia Otros No OPEP

Total Otros No OPEP

Producción del Golfo Pérsico como porcentaje del consumo mundial

Los nuevos proveedores de petróleo Se espera que el mayor porcentaje del incremento de la producción petrolera de los países no miembros de la OPEP durante los próximos dos años provenga de la ex Unión Soviética, incluyendo a Rusia y a los países que conforman la región del Mar Caspio. Otra de las regiones que han adquirido relevancia reciente es África Occidental, continente que en su conjunto posee el 8% de las reservas mundiales, porcentaje ligeramente inferior al registrado en América Central y del Sur. La diferencia es que el potencial de consumo de América del Sur es mayor, y la disponibilidad de las exportaciones sólo provienen de México y Venezuela, y, en menor medida, Ecuador, Colombia y Argentina. El aumento de la producción de crudo en países fuera de la OPEP supone para muchos analistas, un medio efectivo para hacer frente a las interrupciones en el abastecimiento de petróleo que pudieran presentarse en el Golfo Pérsico. Ello es cierto; pero los incrementos de la producción petrolera para satisfacer la creciente demanda mundial que para el año 2025 excederá el nivel registrado en el 2001 en 41 millones de barriles diarios, provendrán básicamente de la región que hoy conforma la OPEP. Solamente 39% de los incrementos esperados en la oferta mundial se espera que provengan de los países no miembros de dicha organización. a) Rusia Rusia es uno de los países con mayor potencial energético a nivel mundial. Posee las mayores reservas probadas de gas natural del mundo, y las octavas de petróleo. Es el segundo exportador, el tercer productor, y el quinto consumidor de petróleo a nivel mundial. La economía rusa es altamente sensible a la evolución de los precios de la energía, en general, y del petróleo en particular. Los ingresos por exportaciones de petróleo proveen alrededor de 25% de los ingresos del gobierno. Los altos niveles de precios de este recurso energético durante el período 1999-

2000 le permitieron al país revertir la profunda crisis en la que había incurrido en 1998. Se estima que cada dólar de incremento en el precio del barril de petróleo genera cerca de mil millones de dólares de ingresos adicionales al país. Rusia posee reservas probadas de petróleo por 60 mil millones de barriles, localizadas fundamentalmente en Siberia Occidental. El petróleo proveniente de esta región convirtió a la ex Unión Soviética en el primer productor mundial de petróleo en 1988, con una producción de 12,5 millones de barriles diarios. La industria petrolera en Rusia siguió el curso del colapso de la economía soviética, registrando una caída de 23% entre 1992 y 1998, al pasar de producir 7,86 millones de barriles diarios a sólo 6,07 millones de barriles diarios en 1998. Impulsados por los precios altos del petróleo durante 1999-2000, así como los menores costos internos de producción como consecuencia de la devaluación del rublo en agosto de 1998, las compañías petroleras rusas incrementaron significativamente su producción, superando largamente los bajos niveles registrados en 1998, hecho que ha convertido al país en el segundo productor mundial de petróleo, antecedido solamente por Arabia Saudita. Para poder sostener este nivel de producción, las autoridades rusas estiman que la industria petrolera del país requiere inversiones del orden de los mil millones de dólares anuales. Algunos analistas sostienen que podría ser necesario un monto mayor debido a los precarios equipos utilizados, al deterioro de la infraestructura de transporte, así como una legislación poco clara. Además, la producción de petróleo en Rusia se está incrementando a un ritmo mucho mayor al que acompaña el descubrimiento de nuevas reservas, lo cual hace imprescindible mayores inversiones para poder sostener los actuales niveles de producción en los próximos 10 a 15 años. Para contrarrestar una eventual declinación de los niveles actuales de producción, las compañías petroleras rusas, que se vieron beneficiadas por los altos precios registrados en 1999-2000, han realizado inversiones en exploración y perforación de nuevos pozos. Asimismo, se están desarrollando proyectos de asociación entre compañías petroleras rusas y otras grandes compañías occidentales en la región Ártica, en Siberia Oriental, así como en la isla Sakhalin. El éxito de estos proyectos determinará el nivel futuro de producción petrolera.

Las exportaciones rusas podrían ser más elevadas si no fuera por la restringida capacidad de los oleoductos para transportar el petróleo. El principal oleoducto para realizar exportaciones (Druzhba), con una capacidad de 1,2 millones de barriles diarios, se encuentra operando a plena capacidad desde hace algunos años. La compañía estatal que monopoliza el transporte, Transneft, ha dado algunos pasos para actualizar el sistema de oleoductos del país, dando énfasis a la construcción de otros nuevos, así como la diversificación de rutas de exportación para el petróleo. Actualmente se encuentra en construcción el sistema báltico de oleoductos; se está integrando los oleoductos Druzhba y Adria que permitirán a Rusia exportar a través del mar Adriático, y se estudia la construcción de un oleoducto a China, así como la construcción de un oleoducto de tránsito de Azerbaiján, Kazakistán y Turkmenistán. b) Mar Caspio Esta región, que incluye el mar y los estados litorales que lo rodean, (Azerbaiján, Kazakistán, Turkmenistán, Rusia e Irán) es importante para el mercado energético mundial porque contiene importantes reservas no explotadas de petróleo y gas natural. Se estima que la región contiene la segunda o tercera reserva petrolífera

más grande del mundo, así como yacimientos de gas natural. Si bien ello no se sabe con exactitud, se considera que las reservas petrolíferas son superiores a las del Mar del Norte y el este de Asia. En 1996, el ministro francés de Asuntos Exteriores Hervé de Charrette la proclamó como la región más prometedora para la futura explotación energética mundial. En 1997, el presidente Clinton consideró que el acceso al petróleo en la región del Mar Caspio era un asunto de seguridad nacional para Estados Unidos, y anunció acciones para estrechar vínculos y asistencia militar con los nuevos Estados independientes del Cáucaso y Asia Central. En 1998, el actual vicepresidente Dick Cheney, entonces presidente de Halliburton, una empresa de servicios y productos para compañías petroleras- expresó que no le parecía haber asistido algún otro momento a la aparición, de pronto, de una zona tan importante desde el punto de vista estratégico como la del Mar Caspio. Es como si hubieran surgido las oportunidades de la noche a la mañana. En la región del Mar Caspio se ponen de manifiesto ciertas discrepancias en los proyectos que tienen Rusia y Estados Unidos respecto a la distribución de los recursos energéticos de esta región, sobre los que antes de la desaparición de la Unión Soviética, Rusia tenía predominancia. Este país tiene como objetivo lograr que una parte significativa de la energía del Caspio sea transportada por el sistema existente de oleoductos rusos hacia el mar Negro y Europa. Rusia podría aprovechar los costos del peaje y ejercer cierto control sobre los suministros de energía procedentes del Mar Caspio. Estados Unidos tendría dos objetivos clave: el primero, desarrollar la explotación de la cuenca del Caspio como alternativa a los suministros procedentes del Golfo Pérsico; el segundo, lograr que el petróleo y el gas del Caspio lleguen a los mercados occidentales sin pasar por Rusia ni por Irán. Para ello, se considera necesario que las compañías petroleras tiendan nuevos oleoductos y gasoductos en el fondo del Caspio a fin de bombear los suministros desde Kazakistán y Turkmenistán hacia Azerbaiján y continúen desde ahí hasta Gerogia y Turquía. Aunque es una solución mucho más costosa que los tendidos alternativos por Rusia e Irán, dicha red es considerada menos vulnerable. Como resultado de los proyectos que vienen desarrollándose o negociándose actualmente, se estima que la producción podría rondar los 3,7 millones de barriles diarios en el año 2020. La Agencia Internacional de Energía de Estados Unidos estima que la capacidad de producción de la cuenca del Mar Caspio podría exceder 6 millones y medio de barriles diarios para 2020. c) África Los países de África poseen cerca del 8% de las reservas probadas mundiales de petróleo – casi el triple de las que registra Estados Unidos-, producen el 10,6% y tienen apenas una participación del 3,4 % del consumo mundial. Es decir, disponen de un importante potencial exportador. Los recientes descubrimientos de petróleo en el Golfo de Guinea y las regiones aledañas, han convertido a esta zona en una importante región productora. Guinea Ecuatorial ha pasado a ser el cuarto destino de las inversiones norteamericanas, básicamente en el sector energético petrolero, en África Subsahairana, sólo antecedida por Sudáfrica, Nigeria y Angola. Si bien la producción no es de las más importantes a nivel mundial, presenta un potencial importante de desarrollo en el corto plazo. Se estima que en el período 2000-2004, se habrán canalizado inversiones en el desarrollo de campos petroleros offshore por un monto de 3.400 millones de dólares. Actualmente el país produce 250 mil barriles diarios de petróleo, habiéndose incrementado más de diez veces desde 1996 .

2. Comportamiento de los principales actores del mercado A.

En años recientes, la geopolítica y los factores especulativos han ejercido una influencia preponderante en la determinación de los precios del petróleo. La demanda mundial actual del petróleo se estima en 77 millones de barriles diarios. Los productores no miembros de la OPEP proveen alrededor de 48 millones de barriles diarios, mientras que la OPEP suministra 24,5 millones, cifra que corresponde al 31% de la demanda mundial. Se espera que el crecimiento económico determine una demanda de107 millones de barriles diarios de petróleo para el año 2020, en comparación con la demanda actual. Los países de la OPEP participan actualmente del 38% de la producción, del 31% de las exportaciones y del 78% de las reservas probadas a nivel mundial. Las vastas reservas, registran además los más bajos costos de extracción mundiales, hecho que determina una buena posición de estos países para enfrentar la creciente demanda futura de petróleo. Las reservas de los países productores no miembros de la OPEP representan menos de un cuarto del total mundial, y toda vez que dichas áreas son maduras, se espera una tasa de crecimiento de su producción relativamente menor en los próximos años. Como se ha mencionado, la oferta de petróleo está determinada por factores políticos y económicos. En la oferta proveniente de los países de la OPEP, los factores políticos tienen un peso gravitante. En la de los productores independientes de esta organización, generalmente con costos de extracción más altos, son los precios los condicionantes fundamentales de la oferta de petróleo. El alza de los precios estimula la inversión, lo cual da lugar, a su vez, a que se oferten

volúmenes superiores de petróleo. Es decir, la oferta de petróleo en la mayor parte de los países no pertenecientes a la OPEP, es elástica al precio. Si bien los precios altos estimulan la inversión en la exploración y el desarrollo, pasan varios años antes de que el petróleo pueda ofertarse en el mercado. Mientras ello no ocurre, subsiste el riesgo que cambien los precios, comprometiendo la rentabilidad del proyecto en caso que los precios bajen.

Países miembros de la OPEP Contrariamente a lo que sostienen algunas agencias especializadas, la OPEP no tiene la llave de la perspectiva del mercado petrolero. Los altos niveles en los precios del petróleo durante el 2003, especialmente durante el primer trimestre del año, se deben, a juicio de la organización, a algunos factores que influyeron en la oferta del crudo como resultado de la interrupción de la producción por dos meses en Venezuela, interrupciones esporádicas en Nigeria, bajos niveles de stocks de petróleo en los países de la OECD y, sobre todo, por las tensiones derivadas del inicio de la guerra en Irak. Estos factores geopolíticos han restado importancia a la participación que tiene el equilibrio entre oferta y demanda en la formación del precio del crudo. Las tensiones políticas han generado, en algunos momentos, lo que denominan un premio de guerra (war premium) de hasta 8 dólares por barril de crudo.64 Este premio ha fluctuado de acuerdo a la intensidad de los conflictos y las tensiones. Ello se demuestra en el hecho que al momento en que el desenlace de la guerra en Irak parecía inminente, los precios cayeron bruscamente, inclusive, a niveles más bajos de los que efectivamente se registraron cuando se inició el conflicto. Efectivamente, sólo en una semana, la canasta de precios de la OPEP cayó un 18%, mientras que el West Texas Intermediate lo hizo en 20%. De acuerdo a la OPEP, ello se debería a las expectativas generadas por los agentes comercializadores, de que la guerra sería breve, y que la reanudación e incremento de las exportaciones de petróleo de Irak se incrementarían en el corto plazo. La evidencia de que ello no está sucediendo de la forma prevista, constituye uno de los factores que determinan que los precios hayan subido nuevamente y se mantengan durante el segundo y tercer trimestres en niveles superiores con respeto al mismo período del año anterior. A esta tendencia alcista contribuye también los incrementos en los costos de seguro de los barcos petroleros, que han dado lugar a una caída del comercio del petróleo. Según la OPEP, si los precios respondieran a los equilibrios de la oferta y demanda en el mercado, los precios deberían ubicarse en el nivel más bajo del mecanismo de bandas de precios de la OPEP que prevé un mínimo de 22 y un máximo de 28 dólares por barril de petróleo. La OPEP inició el año 2003 con un volumen de producción de petróleo de 23 millones de barriles diarios. La paralización por dos meses en la producción de Venezuela, que dio lugar a un retiro del suministro de petróleo por 2,8 millones de barriles diarios, y las interrupciones temporales en Nigeria, determinaron un incremento de las cuotas de producción, en febrero, por 1,5 millones de barriles diarios. Luego del inicio de la guerra de Irak, la OPEP no sólo no volvió a incrementar sus cuotas de producción, sino por el contrario, en junio las restringió en 2 millones de barriles diarios. Se considera que Venezuela ha recuperado sus niveles de producción, y que a pesar de las temporarias reducciones que afectan la producción en Nigeria, así como de la suspensión de las exportaciones petroleras provenientes de Irak, hay suficiente petróleo en el mercado. Los precios, según la organización, podrían caer significativamente cuando Irak reanude sus exportaciones.

Facultad Integral del Chaco Carrera Adm. de Empresas

Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercio Internacional

MECANISMO DE BANDA DE PRECIOS DE LA OPEP Uno de los mecanismos importantes destinados a estabilizar el precio del petróleo fue implementado por la OPEP en el marco de la Conferencia realizada en Viena en el mes de junio del año 2000. El mecanismo, que entró en vigencia a partir del 1 de octubre, y fue aplicado por primera vez el día 30 del mismo mes, establece una banda de fluctuación entre 22 y 28 dólares para fijar el precio del barril de petróleo de la canasta de siete crudos de la OPEP. Los ministros se comprometieron a aumentar la producción de la OPEP en 500.000 de barriles diarios en el caso que el precio del barril de petróleo de la canasta de la OPEP supere los 28 dólares durante 20 días consecutivos. De forma inversa, reducirían su oferta, también en 500.000 barriles diarios, si la cotización descendía por debajo de los 22 dólares durante 20 días seguidos. El acuerdo fue el resultado de una propuesta que realizó Venezuela. Inicialmente, Arabia Saudita se opuso a que este mecanismo sea vinculante y automático, debido a que a través de éste, la política petrolera quedaría en manos del mercado, con lo cual, los precios estarían supeditados a la volatilidad, ajena muchas veces a la situación real del sector. Durante la 112ava. Reunión Extraordinaria de la Conferencia de Ministros de la OPEP realizada en noviembre del 2000, la organización suprimió el mecanismo de revisión automática de la producción. En adelante, el mecanismo de bandas dejaría de ser automático y se instrumentaría por decisión de la organización y no del mercado. Los usos más importantes de este mecanismo de banda de precios se han dado en dos oportunidades: el primero, en el cuarto trimestre del 2001, oportunidad en que los precios cayeron por debajo de los 17 dólares el barril, precio por debajo de los 22 dólares que fija el límite inferior, luego de los atentados del 11 de septiembre. Más recientemente, en el cuarto trimestre del 2002, fue utilizado cuando los precios se incrementaron por encima del límite superior de 28 dólares como consecuencia de la huelga en Venezuela, que produjo una falta de suministro de crudo en el mercado de más de 2,8 millones de barriles diarios. El mecanismo fue utilizado nuevamente en el primer trimestre del 2003, antes del inicio de la intervención en Irak. Fuente: Ruiz Caro Ariela, El papel de la OPEP en el comportamiento del mercado petrolero internacional, CEPAL, 2000 y Energy Information Administration.

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LA OPEP: 2000-2003

28000 27500 Miles de barriles diarios

27000 26500 26000 25500 25000 24500 24000 23500 23000 Nov.

Fuente: OPEC Brief, EIA, junio 2003

Por otro lado, los bajos niveles de stock de petróleo, elemento que ejerce presión alcista en los precios del petróleo, se deben, según la OPEP, a la preocupación de las corporaciones petroleras de maximizar sus ganancias evitando el riesgo de acumular stocks, especialmente en períodos de inestabilidad en el mundo. Los compradores de petróleo temen adquirirlo ante la

posibilidad de enfrentar pérdidas posteriores y los agentes comercializadores de petróleo tienen a sobreactuar en relación a los cambios en los niveles de stocks, lo cual produce acciones en manada, difíciles de frenar. Este comportamiento imprime una tendencia alcista, o al menos incierta en los precios, afectando toda la cadena energética. Asimismo, mientras mayores son las fluctuaciones, mayor es también la especulación en los mercados. En este contexto, la OPEP ha reiterado la importancia creciente de disponer de un mecanismo de banda de precios como medio para proporcionar estabilidad al mercado. Desde su vigencia hace tres años, el precio de la canasta de precios de la OPEP sólo ha superado el límite de los rangos establecidos en dos oportunidades: el trimestre posterior al 11 de septiembre de 2001, en que el precio descendió por debajo del nivel de 22 dólares, así como durante el primer trimestre del 2003, producto de la prolongada huelga en Venezuela y de las tensiones previas al estallido de la guerra en Irak, en que el precio superó el límite de los 28 dólares por barril. Gráfico 8

EVOLUCIÓN DE LA CANASTA DE PRECIOS DE LA OPEP: ENERO 2001 – AGOSTO 2003

Banda de precios Precios de canasta OPEP

Fuente: OPEC Fact Sheet, EIA, septiembre 2003

No sólo los países de la OPEP tienen interés en mantener un precio estable en el marco de un mecanismo que fije límites de precios. Rusia está dispuesta a apoyar precios entre 20 y 25 dólares por barril para el crudo marcador de ese país, que coincide con los límites establecidos por la organización. Asimismo, la Unión Europea, ha manifestado su interés en que los precios no desciendan debajo de los 20 dólares por barril, debido fundamentalmente a los ingresos fiscales provenientes de los altos impuestos que los gobiernos europeos aplican a los combustibles.

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Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercio Internacional

CUOTAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO VIGENTES EN LA OPEP (desde 01/06/2003)

Producción (en millones d e barriles diarios)

Emiratos Árabes U.

25,4 Fuente: OPEP

La OPEP considera que la estabilidad de los precios del petróleo no es un asunto que concierne sólo a la organización, y para lograrla, deben participar todos los actores del mercado del crudo, especialmente los países productores que no pertenecen a la organización. Como la organización sostiene que los niveles relativamente altos de precio obedecen a factores de conflictos políticos y especulativos, y no a una falta de oferta de crudo en el mercado, instan permanentemente a los productores fuera de la organización a coordinar los niveles de su producción. A la vez que reconocen el esfuerzo de las medidas adoptadas por la mayoría de productores independientes en períodos de excesiva volatilidad, o niveles extremos de precios durante la década pasada, reclaman que las medidas no sólo se adopten en días lluviosos si es que verdaderamente se quiere tener éxito en el futuro. Asimismo, la OPEP considera que la estabilidad de los precios del petróleo no es un asunto que corresponda sólo a los países productores de petróleo, dentro o fuera de la organización. La Agencia Internacional de Energía, entre otras agencias especializadas, deben participar también en ese esfuerzo de estabilización. Deben también contemplarse los impuestos a la importación de crudo o a los combustibles que se aplican en los países consumidores; las amenazas de conflictos y tensiones bélicas en regiones petroleras; así como las crecientes especulaciones en los niveles de stocks y compras en los mercados de futuros. En ese sentido, debe prestarse atención a las limitaciones que pudieran derivarse de la liberalización de los mercados energéticos, y establecer si toda la cadena energética funciona adecuadamente y contribuye a mantener el equilibrio del mercado. Se sugiere que en Europa, donde se ha establecido un mercado energético crecientemente desregulado, deben considerarse mecanismos que contribuyan a disminuir las fluctuaciones que afectan el mercado energético. La OPEP considera fundamental el principio de soberanía permanente en el manejo de los recursos naturales, el derecho a regular la producción, y a manejar la explotación de los recursos en línea con los objetivos de desarrollo de cada país. Este principio podría ser considerado también en relación a los temas del tránsito, en el suministro seguro de la oferta a largo plazo, eficiencia energética y algunos aspectos del arbitraje internacional.

Países productores no miembros de la OPEP Los países productores de petróleo que no son miembros de la OPEP tienen una participación de 69% en las exportaciones petroleras, 62% en la producción, y un 22% en el total de las reservas probadas de petróleo a nivel mundial Si bien varios países que no son miembros de la OPEP producen petróleo, sólo unos pocos son exportadores netos de petróleo. En el año 2002, los ocho mayores productores de petróleo no miembros de la OPEP, fueron en

su conjunto importadores netos. El caso extremo de esta realidad es Estados Unidos, el mayor productor mundial de petróleo, y al mismo tiempo el mayor importador a nivel mundial, y por lo tanto, el mayor consumidor. Los principales países exportadores netos de petróleo, no miembros de la OPEP, son, en orden de importancia, Rusia, Noruega, y México. En muchas oportunidades, especialmente en períodos de declinación de los precios, éstos han restringido su producción coordinadamente con la OPEP, con el fin de sostener los precios del mercado. Es importante destacar que en la mayoría de los países productores importantes de petróleo, que a la vez son exportadores netos, el Estado tiene el mayor control sobre los recursos, y por lo tanto, capacidad para intervenir en los niveles de producción. México es el caso extremo, mientras que Rusia es el país que más ha abierto la participación privada en el sector energético, en general.70 Como las compañías privadas no retienen producción rentable y no ahorran en su capacidad de producción, en caso de una interrupción significativa de petróleo a nivel mundial, los países de la OPEP son los que más condiciones presentan para compensar las pérdidas al convertirse en la fuente inmediata de suministro adicional de petróleo. De los mayores productores de petróleo no miembros de la OPEP, México es el país que más se ha involucrado con los acuerdos de la organización. Desde 1997, México ha participado en la mayoría de las reuniones de la organización, mucho más que cualquier otro país productor independiente, habiéndose comprometido, desde entonces, a acompañar la política de restricción de la producción en siete oportunidades. México desempeñó un papel importante en la reducción de las cuotas de producción que se adoptaron en 1998, oportunidad en la que el precio del petróleo llegó a sus niveles más bajos en dos décadas, al intermediar entre dos importantes productores, Arabia Saudita y Venezuela, que no se ponían de acuerdo en los niveles de producción. Como el sector petrolero mexicano está totalmente en manos del Estado, el gobierno tiene la capacidad de controlar el nivel de producción, así como de las exportaciones. Los recortes de producción de México se aplican en general a las exportaciones, más que a la producción, pero en general, es posible afirmar que el país cumple sus compromisos. Es importante señalar, que el crudo marcador de México (Istmo de México) es el único, fuera de la OPEP, que está incluido en la canasta de precios de la Organización

Rusia también ha asistido a un número importante de encuentros de la OPEP desde 1997, y

se ha comprometido en tres oportunidades a reducir su producción y/o exportaciones en coordinación con la organización. Parte de la industria petrolera se encuentra en manos privada, hecho que ha dificultado la instrumentación de los acuerdos.

LOS TRES MAYORES EXPORTADORES NETOS DE PETRÓLEO FUERA DE LA OPEP Rusia es el mayor exportador de petróleo fuera de la OPEP, y el segundo a nivel mundial después de Arabia Saudita, con exportaciones netas estimadas en más de 5,03 millones de barriles diarios. Debido a que es una región petrolera madura, el país necesita precios relativamente altos para poder hacer rentables las inversiones en exploración, desarrollo e infraestructura. Los precios altos de los últimos años le han brindado a la industria petrolera rusa ingresos que le han permitido revertir sus crítica situación económica que alcanzó su momento más álgido en 1998, y financiar inversiones en el sector. Noruega es uno de los principales productores y exportadores de petróleo, con exportaciones netas de 3,14 millones de barriles diarios, por encima de todos los países de la OPEP, salvo Arabia Saudita. Toda vez que la región petrolera está alcanzando su madurez, necesita precios relativamente altos que hagan rentables las inversiones en la exploración y el desarrollo en áreas offshore más remotas y de aguas profundas. Históricamente, la industria petrolera ha sido totalmente estatal. Recientemente, el gobierno ha iniciado un proceso parcial de privatización, que ha dado lugar a la participación de un número importante de empresas privadas en el sector. México es el tercer exportador más grande no miembro de la OPEP, con exportaciones netas de 1,68 millones de barriles diarios. Las zonas petroleras de México tienen una madurez mixta: algunas áreas han sido muy exploradas y desarrolladas, mientras que otras áreas potenciales, especialmente offshore, han sido poco exploradas. La industria petrolera mexicana PEMEX es un monopolio estatal y por mucho tiempo, su capacidad de inversión estuvo determinada por la asignación del presupuesto nacional. Desde 1996, PEMEX está autorizada a conseguir fondos de fuentes externas. Sus reservas probadas han disminuido a la mitad en una década, y de mantenerse los actuales niveles de producción, sin una afluencia significativa de inversiones en exploración, se estima que éstas no durarían más de veinte años.

A la mayoría de productores independientes, les interesa mantener precios estables, preferiblemente altos, y en muchas oportunidades, como se ha señalado, han participado en la coordinación de las cuotas de producción conjuntamente con la OPEP. Sin embargo, algunos de ellos tienen intereses de política comercial distintos debido a sus diferentes estructuras económicas. Desde el punto de vista de los compradores, el petróleo mexicano o noruego es especialmente atractivo debido a la seguridad de la oferta que resulta de la ubicación geográfica y la estabilidad política. Esto les confiere a ambos una buena posición de negociación, pero los vuelve sensibles a presiones por parte de sus principales socios comerciales a fin de que incrementen el nivel de producción.

3. Características del Producto El petróleo crudo es un fluido mineral no metálico cuyo color varía entre ámbar y negro, el cual constituye una mezcla de compuestos denominados hidrocarburos. Dichos compuestos están constituidos por átomos de carbono e hidrógeno y a la vez por pequeñas proporciones de otros compuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales que se encuentran de forma natural en depósitos de roca sedimentaria. El origen del petróleo es una fuente de debate, siendo el enfoque orgánico aquel de mayor aceptación. De acuerdo a este enfoque, el origen del petróleo se halla en la materia orgánica (proveniente de organismos vivientes que habitaron la Tierra hace millones de años) depositada en el fondo de antiguos mares o lagunas, parte de la cual fue arrastrada junto con otros materiales sólidos por los ríos. Con el paso del tiempo, esta materia orgánica se descompuso y se fue asentando en niveles profundos de la Tierra gracias a los sedimentos que la fueron cubriendo (fenómeno de soterramiento). La ausencia de aire, la alta presión y la elevada temperatura en el subsuelo, así como la combinación de procesos físicos y químicos, posibilitaron la formación del petróleo líquido y del gas natural en los estratos sedimentarios de la corteza terrestre. En la naturaleza, el petróleo se localiza generalmente en trampas subterráneas estructurales y en áreas ocupadas antiguamente por lagos y ríos que formaron luego cuencas sedimentarias. Las formas más comunes de alojamiento para el petróleo son las trampas formadas por capas de roca porosa recubiertas por estratos de roca impermeable, las cuales se ubican en los pliegues anticlinales de la corteza terrestre conformando una barrera natural al escape del petróleo a la superficie. Generalmente, el petróleo se encuentra asociado a otros elementos como el gas natural y el agua. Los compuestos químicos que constituyen el petróleo son diversos y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la temperatura de ebullición). Al calentarse el petróleo se evaporan principalmente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular). De otro lado, la industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su gravedad API (parámetro internacional que diferencia las calidades del crudo según su viscosidad elaborado por el Instituto Americano del Petróleo). Una clasificación de los diferentes tipos de petróleo puede apreciarse en el siguiente cuadro. Adicionalmente a la característica de la gravedad API, es importante medir el contenido de azufre del petróleo crudo. Mientras menos azufre tenga el petróleo es mejor, puesto que el azufre es un residuo contaminante en la combustión. Por ello, los crudos con bajo porcentaje de azufre (menos de 0.5%) se denominan crudos dulces, mientras que los de alto contenido de azufre (más de 1%) se conocen como crudos ácidos. Debe destacarse que el petróleo en su estado natural tiene poco uso práctico. Los hidrocarburos que lo conforman deben ser separados y procesados para obtener productos con valor agregado. En este sentido, el petróleo constituye la materia prima fundamental para producir una serie de derivados a través de un proceso de destilación que se lleva a cabo en las refinerías petroleras.

La dinámica en la comercialización del petróleo crudo se explica porque posee las características de un bien commodity. Un bien de este tipo es aquel que es susceptible de ser transado fluidamente en el mercado internacional, cuyas características están estandarizadas y cuyos precios se fijan conforme al comportamiento de la oferta y la demanda en dicho mercado. Por otro lado, este combustible puede ser almacenado y no cuenta con sustitutos cercanos en el corto y mediano plazo, aunque existen otros combustibles que en el largo plazo pueden constituirse en fuentes alternativas debido al avance de la tecnología (tales como el gas natural, la energía solar, la energía nuclear, la energía geotérmica, entre otros.).

4. La Oferta Mundial Las reservas de petróleo se hallan repartidas de un modo muy desigual a escala mundial. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) comprende a once de los países con mayor producción de petróleo del mundo, constituyéndose en la principal fuente de oferta global del crudo. Dichos países son: Argelia, Libia, Nigeria, Indonesia, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela. Entre todos, representan más del 40% de la oferta mundial de petróleo y poseen cerca del 80% de las reservas conocidas de crudo.

Según un estudio realizado para el caso de la industria energética de la Unión Europea, la disponibilidad de la OPEP para aumentar su producción se justifica no sólo por su significativo nivel de recursos, sino también por el bajo nivel de costos de producción que posee, el mismo que es muy ventajoso respecto a los demás productores, incluso probablemente en un escenario de reducción sostenida de precios. Según algunos estudios (Hanesson; 1998, Adelman; 1993), el comportamiento de la OPEP en el mercado mundial del petróleo es el de un agente dominante (líder) que establece precios a través de la fijación de las cuotas de producción de petróleo de sus miembros. En este contexto, los países no afiliados a la OPEP (seguidores) fijan sus precios sobre la base de los movimientos de la cuota exportable de esta entidad, constituyéndose en una franja de productores competitivos.

Sin embargo, bajo este escenario la OPEP no tendría incentivos para fijar precios excesivos dado que la presencia del resto de países productores en el mercado mundial o la amenaza de entrada de nuevos productores induce al cartel a no establecer precios muy por encima de sus costos marginales (asumiendo que los costos de entrada son bajos). Existen tres razones económicas que explicarían la existencia de un agente dominante en el mercado mundial del petróleo: x

En primer lugar, la OPEP posee costos de producción menores que aquellos países productores no asociados. Ello puede explicarse por tres razones: a) la OPEP sería más eficiente en la producción que sus rivales mediante la implementación de mejores prácticas de gestión, el uso de una mejor tecnología de extracción, el gran tamaño de las reservas de sus países miembros, y las condiciones geológicas favorables para la explotación; b) la experiencia ganada por la OPEP durante los años de explotación comercial habría generado ventajas de costos importantes frente a nuevos competidores (mejor curva de aprendizaje); c) la existencia de importantes costos hundidos asociados a la producción de petróleo que constituyen barreras a la entrada para los nuevos entrantes y el aprovechamiento de las economías de escala en la producción de crudo. x En segundo lugar, la OPEP posee en promedio una canasta de crudos que es superior en

términos de calidad (viscosidad y grado de acidez) al resto de productores no asociados a la Organización, lo cual en un contexto de diferenciación de productos implica que el precio de venta del crudo de la OPEP sea en promedio mayor que el del resto de países. x Por último, los países que conforman la OPEP se comportarían colectivamente como un cartel dominante, coordinando sus actividades para maximizar la captación de la renta petrolera mundial como un monopolista multiplanta. A través del manejo de las cuotas de producción de sus miembros, el cartel adquiere cierto poder de mercado que se ve limitado por la presencia del resto de productores. Mediante el control de la cantidad de crudo inyectado al mercado (a través de la fijación de sus cuotas de producción), la OPEP puede determinar los precios como si siguiera el comportamiento maximizador de beneficios de un monopolista multiplanta igualando los ingresos marginales obtenidos de la demanda mundial residual que enfrenta y sus costos marginales.

Con ello, el cartel determina qué cantidad de crudo se producirá a nivel mundial y el precio al que se cotizará. De esta manera, implícitamente se determina la máxima participación en la producción mundial de la OPEP, así como de los países no asociados. En el Gráfico se presenta una ilustración de cómo se define el equilibrio en el mercado mundial en un contexto estático y con un cartel dominante para un caso hipotético. En el gráfico se aprecia, en primer término, la curva de demanda mundial del petróleo D(p) y la curva de oferta de la franja competitiva de los países productores no pertenecientes a la OPEP que se define como la suma horizontal de las curvas de oferta individuales de aquellos países, esto es S ( p)nq f ( p) donde n es el número de países productores no OPEP y qf es la oferta de petróleo de cada uno de estos países.

El conjunto de productores no asociados que participan en el mercado mundial limita la posición de dominio de la OPEP y la porción de la demanda internacional que puede satisfacer. Ello determina que el cartel enfrente una curva de demanda residual DR. El precio de equilibrio en este contexto se define por la proyección del punto de intersección de la curva de ingreso marginal residual (Img Residual) y la de costo marginal (CMg OPEP) sobre la curva de demanda residual. En el ejemplo hipotético del Gráfico se determina un precio de US$ 31 por barril, siendo el mercado abastecido con 30 millones de barriles diarios (MMBD) por el conjunto de países productores no asociados y con 75 MMBD por la OPEP. A pesar que se califica a la OPEP como un

cártel poco homogéneo12 con la influencia predominante de algunos países en las decisiones adoptadas en los últimos años (Arabia Saudita, Venezuela, Irán y Kuwait), las fuerzas de cohesión del grupo ante las presiones de los países demandantes aún son las dominantes.

Por este motivo, es el avance tecnológico el que constituirá el principal peligro para la OPEP, lo cual se traduce básicamente en el desarrollo de nuevas técnicas de producción en zonas poco accesibles que permitirán abaratar los costos de explotación, así como el desarrollo de nuevos combustibles sustitutos y de tecnologías asociadas a los mismos (principalmente en el sector transporte).

Los precios del crudo se determinan en los mercados internacionales, aunque la OPEP ejerce una influencia importante en su fijación como se ha podido observar de la discusión anterior. Existen tres grandes mercados mundiales donde se negocian los contratos de compra y venta de petróleo: New York Mercantile Exchange (NYMEX), The International Petroleum Exchange de London (IPE), y The Singapore International Monetary Exchange (SIMEX). El precio promedio a nivel mundial se calcula en función de una canasta de 7 crudos: El Sahara-Blend de Argelia, Minas de Indonesia, Bonny Light de Nigeria, Arabian Light de Arabia Saudita, Dubai de Emiratos Arabes Unidos, Tia Juana Light de Venezuela y el del Istmo de México. Debido a la globalización del mercado mundial del petróleo, no sólo la influencia de la OPEP determina los movimientos de las cotizaciones. Los hechos que afectan el comercio internacional del petróleo y su disponibilidad inmediata, es decir las restricciones en la oferta, constituyen fuentes de incertidumbre para el mercado que generan una elevada volatilidad en los precios y que también afectan los precios mundiales, provocando alzas abruptas que pueden alterar los patrones de consumo principalmente en los países importadores de petróleo (véase el Gráfico).

Entre los hechos más saltantes pueden destacarse: los conflictos políticos, las crisis económicas, las guerras internacionales, los atentados terroristas, entre otros. Por ejemplo, en el Gráfico puede preciarse la asociación entre los conflictos políticos, militares, y económicos con las subidas y bajadas del precio internacional del petróleo a lo largo de los últimos 60 años. Volúmenes de Producción y Reservas Mundiales

Respecto a la producción fuera de la OPEP, las regiones como el Mar del Norte, la Cuenca Caribeña y Rusia tienen una importante participación, representando en conjunto el 34% de las exportaciones totales a nivel mundial en el año 2003. En contraste, en la década de 1970 fue Norte América la región que dominó la producción de este grupo. Durante la década de 1980 los yacimientos del Mar del Norte y de México fueron los más representativos, y mucha de la nueva producción en la década de 1990 ha provenido de los países en desarrollo de Latinoamérica, del Oeste de África, de los países de Medio Oriente no pertenecientes a la OPEP, y de China. Hasta 1989, la antigua Unión Soviética era todavía el primer productor mundial de petróleo con una cuota superior a los 11 millones de barriles por día. A la fecha se conoce que las reservas confirmadas de petróleo de la cuenca del Mar Caspio (25 mil millones de barriles) son de orden similar a las del Mar del Norte o Estados Unidos, y se estima que la producción de dichas zonas podría duplicarse en el curso de los próximos 20 años, pasando de 7.8 millones de barriles por día en el año 2003 a 14 millones de barriles por día en el año 2020. Por otro lado, las reservas petroleras europeas siguen siendo muy reducidas (los nuevos países miembros de la Unión Europea cuentan aún con menores reservas), a pesar de los notables progresos realizados para reducir los costos de exploración y explotación (por ejemplo, los costos de extracción de la producción europea a la fecha se sitúan en torno a US$ 7 y 11 el barril, frente a US$ 1 y 3 en el Medio Oriente). La Unión Europea produce, gracias a la explotación del Mar del Norte (sobre todo la parte de Reino Unido), cerca de 1,160 millones de barriles de petróleo anuales, es decir, apenas el 4.4% de la producción mundial. Sin embargo, se estima que las reservas comunitarias pueden agotarse en unos 8 ó 10 años, suponiendo que no variará el nivel de consumo ni el progreso tecnológico (Comisión Europea; 2001). En este sentido, cabe prever un rápido descenso del uso de recursos energéticos fósiles en esta región. A lo largo de las dos décadas pasadas, el incremento de la producción procedente del grupo no perteneciente a la OPEP ha tenido como contrapartida el descenso de la participación de la OPEP en la oferta mundial, la cual ha descendido de 52% en 1973 a 44% a la fecha. Esto se explica porque luego del alza inicial de los precios del petróleo en 1973, se produjeron importantes cambios en la estructura energética mundial y nuevos descubrimientos de reservas en países fuera de la OPEP. Por ello, cobró especial importancia la exploración y explotación de nuevas áreas petroleras, lo cual determinó el surgimiento de otros productores – exportadores, que gradualmente fueron desplazando a la OPEP de sus mercados tradicionales. Las nuevas tecnologías de exploración y explotación, los agresivos programas de reducción de costos por industria y las facilidades fiscales otorgadas por los gobiernos contribuyeron a consolidar la perspectiva de crecimiento de la producción

de los países productores fuera de la OPEP. Según estimaciones de la US. Energy Information Agency (EIA), a fines del año 2003 existían reservas probadas aproximadas de 1.2 billones de barriles de petróleo distribuidas de manera dispersa en el planeta (véase el Gráfico). Si se observa el volumen de reservas por regiones, puede notarse que el Medio Oriente posee la mayor cantidad de reservas (56%) En segundo lugar se encuentra Norteamérica (18%), siguiendo el resto de regiones con participaciones mucho menores. A nivel latinoamericano (excepto México) existen reservas probadas aproximadas por 96.6 mil millones de barriles, siendo Venezuela el país que ocupa el primer lugar con 80.72% de las reservas, siguiendo en orden de prioridad Brasil (8.63%) y Ecuador (4.80%). Perú posee reservas marginales en comparación con el resto de países de la región (0.34%).

Según un estudio de proyección del mercado mundial de crudo The International Energy Outlook (EIA; 2004), la oferta exportable de la OPEP crecería sostenidamente desde 24.9 millones de barriles diarios en el año 2001, hasta alcanzar los 54.4 millones de barriles diarios en el año 2025. La ausencia de políticas energéticas sostenidas y el desarrollo de nuevos sustitutos del petróleo en sólo pocos países hacen prever que la dependencia energética respecto a la producción de la OPEP se seguirá acentuando, más aún en los países en vías de desarrollo. Según el mismo estudio, la oferta global de crudo proyectado para el año 2025 excederá en 41 millones de barriles diarios a la producción promedio de la primera década de este siglo. Sin embargo, se espera que sólo el 39% proceda del grupo de productores fuera de la OPEP. 5. La Demanda Mundial Durante las tres últimas décadas se sucedieron profundos cambios en los patrones de consumo mundial de energía y petróleo, los cuales se produjeron principalmente por las alteraciones en el ritmo de crecimiento de las economías a nivel mundial y por los cambios registrados en los precios de estos productos. Un estudio realizado para el caso de los países de la OECD (Dargay y Gately; 1994) con relación al tema del impacto de las variaciones de precios sobre la demanda de crudo demuestra que los cambios observados en la trayectoria de la demanda de petróleo en el período 1960 – 1990, se refleja básicamente en la demanda proveniente de actividades distintas al transporte. El estudio encuentra que en la etapa previa al primer shock petrolero en 1973, la demanda total de petróleo creció rápidamente (etapa en la que el petróleo reemplazó al carbón en la matriz energética mundial), perdió dinamismo a mediados de dicha década, y declinó ostensiblemente después del segundo shock petrolero de 1979 (cuando el crudo destinado a actividades distintas al transporte fue parcial y progresivamente reemplazado por el gas natural, el carbón y la energía nuclear). En contraste, la demanda de petróleo destinada al sector transporte continuó creciendo consistentemente a lo largo del período, a pesar de los shocks de precios ocurridos (véase Gráfico).

Además del incremento en los precios, la reducción del crecimiento de la demanda, tanto de energía como de petróleo después de 1973, se debió también al bajo crecimiento económico de aquellos años. El crecimiento promedio anual de la economía mundial (en promedio 5% antes de 1973) se redujo a la mitad después de esta fecha. Dargay y Gately (1994) señalan en su estudio la existencia de una elasticidad-ingreso unitaria de la demanda de petróleo en los países industrializados, mostrando con ello que el crecimiento de la demanda de energía posee un comportamiento similar al crecimiento del ingreso de estos países en el período analizado (1970–1991). De otro lado, según las proyecciones realizadas por la US EIA se espera que para el año 2020 la demanda mundial de petróleo se incremente a tasas crecientes en los países industrializados y en vías de desarrollo (véase el Gráfico)

Este aumento acelerado de la demanda podría poner en riesgo el abastecimiento de petróleo a nivel internacional, generando una presión constante para la subida de las cotizaciones del crudo y para la búsqueda de nuevas reservas. En el caso de los países en vías de desarrollo, el alza de los precios del petróleo como producto de los shocks internacionales tuvo un impacto sumamente negativo puesto que, dadas las características de las tecnologías a las cuales tenían acceso, les fue difícil adoptar las medidas de ahorro y conservación de petróleo a gran escala adoptadas por los países industrializados.

En la medida de sus posibilidades, éstos procedieron a la explotación de sus reservas y, en algunos casos, al desarrollo de otras fuentes energéticas. Estos programas fueron financiados en gran parte con préstamos externos los que determinaron posteriormente los elevados niveles de endeudamiento de estas economías en la década de 1980. Para el grupo de países menos desarrollados, fue en la década de 1980 donde se presentaron mayores variaciones en su patrón de consumo de petróleo (el cual constituía alrededor de la quinta parte del consumo global). En promedio, la tasa de crecimiento del consumo en dicho período fue de 37%, resultado evidentemente superior al 5% en promedio registrado por la demanda global de este producto. La región del Medio Oriente no perteneciente a la OPEP fue la que registró un mayor incremento del consumo de crudo (78%), seguida por Asia (49%), África (44%) y Latinoamérica (7%) 20. En todos los casos, la demanda de petróleo para su uso en el sector transporte se incrementó sostenidamente. En el caso particular de África, el incremento de su consumo se explica por el desarrollo de su industria petroquímica y de generación eléctrica. En la zona del Medio Oriente no perteneciente a la OPEP y Latinoamérica, fue el aumento del stock de vehículos y el desarrollo del sector urbano lo que impulsó su demanda de petróleo. Por último, en Asia la demanda de crudo estuvo guiada por el desarrollo de su sector urbano y sobre todo por el crecimiento de algunas de sus economías, las que permitieron los cambios en los patrones de consumo (Dahl y Erdogan; 1994). A fines del año 2003, la demanda mundial de petróleo se concentró básicamente en Norte América, Europa Oeste (representada por la Unión Europea), los países industrializados de Asia, así como en el Círculo del Pacífico y China. Estás agrupaciones importan a la fecha alrededor de 56 millones de barriles por día (MMBD), siendo el 64% de las importaciones realizadas por las regiones industrializadas. Norte América ha registrado los mayores niveles de demanda de petróleo (aproximadamente 15 MMBD de los cuales 9.2 MMBD son importados), la cual proviene básicamente del sector transporte (66%). Se espera que la participación de Norte América en el consumo mundial de crudo presente cambios significativos de acuerdo a las proyecciones de EIA (2004), debido a la aparición de fuentes de energía alternativas. Por su parte, la Unión Europea es un actor importante dentro del mercado internacional de productos energéticos, constituyéndose en el segundo consumidor y el primer importador mundial de energía. Asimismo, absorbe el 19% del petróleo consumido en el mundo e importa cerca de 9.7 millones de barriles por día. Su industria ha progresado en el campo del ahorro energético debido a las grandes inversiones en modernización de maquinaria en la década de 1990. Las políticas energéticas de la Unión Europea han buscado reducir la dependencia del petróleo (que representa el 16% del consumo energético total de la industria) y diversificar el consumo a favor del gas natural y la electricidad. Sin embargo, la transición de las economías europeas hacia una sociedad de servicios es un hecho que en los últimos años ha estimulado el consumo de petróleo en los sectores residencial y de transporte (el 98% del mercado del transporte depende del petróleo lo que equivale al 67% de la demanda final de crudo de la Unión). Ello contribuye a que la dependencia energética de la Unión Europea siga aumentando, pues la producción comunitaria es cada vez más insuficiente para cubrir sus necesidades energéticas (Comunidad Europea; 2001). La principal fuente de energía de la cual depende la Unión es el petróleo, el cual representa el 41% del consumo energético total, seguido por el gas natural que representa un 22% del consumo total. Un 16% del consumo de energía es satisfecho con combustibles sólidos (carbón, lignito, y turba), un 15% se satisface con la energía nuclear y sólo un 6% con energías renovables. Según proyecciones realizadas para esta región, en un horizonte de 30 años el balance energético de la Unión Europea seguiría descansando sobre los combustibles fósiles de no aplicarse una adecuada estrategia energética. Este escenario se agrava si se considera el ritmo de crecimiento de la producción observable a la fecha, puesto que los yacimientos de gas y petróleo del Mar del Norte, principales abastecedores de la región, probablemente se verán agotados hacia el final de dicho período (Comisión Europea; 2001).

6. La estructura de los mercados petroleros actuales a) Los mercados de crudos marcadores a) Los mercados de crudos marcadores En el centro de este sistema enc ontramos tres mercados regionales clave con diferentes niveles de importancia, liquidez y complejidad. Ellos son los mercados de los crudos Brent, Dubai y West Texas Inter médiate. I) Brent. Mercado Brent es el término genérico que se da a un complejo conjunto de mercados interconectados que están vinculados con el comercio de la mezcla británica de crudo Brent; dicha mezcla se obtiene de la producción de los campos donde se emplean sistemas de oleoducto Brent y Ninian. En esencia, se trata de un mercado informal con procedimientos de liquidación sumamente complejos, en el que se comercia con cargamentos anticipados de petróleo Brent, y que es normalmente conocido como el mercado quincenal Brent. La comercialización promedio en este mercado es de 40 mmbd, en tanto que su base física es de aproximadamente 8 mmbd. Este mercado carece de un sistema centralizado de intercambio; las transacciones se llevan a cabo por teléfono o télex, y en él se comercializan cargamentos de 500.000 barriles. La participación en es te mercado es diversa pero también limitada, ya que los principales negociadores son las ca sas financieras deWall Street y las compañías petroleras más impor tantes. El mercado Brent surgió a principios de los años ochenta, y su propósito original fue crear un mercado de precios con fines fiscales más que de administración de riesgos. Al ser un mercado informal, no está entre sus funciones divulgar precios, y son las agencias evaluadoras especializadas las que se encargan de estimar y publicar sus precios. Hacia 1988, surgió en el International Petroleum Exchange de Londres (IPE) un exitoso mercado formal de futuros en Brent que opera paralelamente al mercado informal por anticipado. El contrato se basa en partidas de mil barriles de Brent para su entrega futura, y el volumen de este comercio se sitúa, por lo general, alrededor de los 25 mmbd. El contrato se establece en efectivo, es decir, el mercado no regula la entrega física del Brent y, al expirar, se determina sobre la base de los precios del mercado informal de futuros. Como se puede apreciar, este mercado es muy diferente de los de bienes futuros que tienden a converger con los precios del mercado spot, más que con los precios generados por un mercado de transacciones por anticipado. Recientemente, el volumen también se ha vuelto significativo en la negociación de opciones en los IPE Brent, y las opciones se han convertido en una herramienta cada vez más importante administración de riesgos en el mercado Brent. Se podría afirmar con relativa certeza que el IPE con el producto equivocado; en vez del contrato basado en futuros de Brent, es el promedio días del Brent spot el que, como veremos después, se utiliza más como marcador en el mercado mundial y, en consecuencia, el precio que genera el riesgo más alto en la industria petrolera.

contratos para la comercia de cinco de crudo

El mercado spot para el Brent se conoce como «mercado fechado Brent». Especialmente este mercado es para remesas de crudo físico que deben cargarse en Sullon Voe, en las islas Shetland, en un plazo de quince días. Aun cuando el volumen comercial es aproximadam ente 100 veces menor que el combinado de los mercados por anticipado de futuros y opci onales, como se verá más adelante, el precio del Brent «fechado» es el más importante en el mundo del petróleo. El comer cio es informal, se basa en transacciones telefónicas, y casi siempre es el resultado de las posiciones obtenidas en el mercado por anticipa do. Las transacciones se discuten en términos de los diferenciales de los precios del mercado por anticipado, y el nivel general de los precios del Brent «fechado» se determina por medio del mercado anticipado con un diferencial, el cual representa la ventaja relativa del crudo de entrega inmediata frente al crudo de entrega posterior d el mar del Norte. II) Dubai. El mercado Dubai consiste en el comercio anticipado de cargamentos de petróleo crudo Dubai Fateh. Los principales participantes se encuentran localizados en Londres o en Estados Unidos y son, en esencia, los mismos que participan en el mercado Brent. Aunque se han hecho varios intentos por establecer contratos de futuro para el petróleo Dubai, ninguno ha tenido éxito. El volumen del co- mercio se sitúa alrededor de 5 mmbd en comparación con su base física que es de 4 000 barriles diarios. Sólo una pequeña parte del comercio que se realiza en el mercado Dubai consiste en la compra y venta de cargamentos individuales. Más de 90% del comercio consiste en tratos «distribuidos», es decir, tran sacciones en las que se comercia un diferencial. En el mercado Dubai esto adquiere la forma de un comercio de los

diferenciales entre cargamentos Dubai cuya entrega se hace en meses distintos, o bien del diferencial entre el Brent y el Dubai. En realidad, la comercialización de cargamentos individuales de Dubai no es lo suficientement e grande como para que empresas evaluadoras midan los niveles de precios que éste alcanza; en cambio, las transacciones con los diferenciales en tre Brent y Dubai se usan en conjunción con los precios Brent. III) West Texas Intermedíate (WTI). El comercio de WTi se centra en los contratos de futuros de crudos dulces y liger os del New York Mercantile Exchange (Nymex). Dada una base física de aproximadamente 1.25 mmbd, no resulta inusual la com ercialización de 100 mmbd en Nymex, además de 30 mmbd de opciones en los contratos. Si bien el volumen de este mercado es considerablemente mayor que el del Brent, su utilidad como crudo marcador se encuentra limitada por una serie de razones que se expondrán más adelante. b) Mercados spot Los mercados spot utilizan sobre todo los precios de los marcadores o, en algunas regiones, los precios oficiales para la determinación de los correspondi entes al petróleo crudo. Desde 1986, el establecimiento de precios por diferencial se ha convertido en la norma, con transacciones que se cierran sobre la base de un marcador, al que se suma o resta un diferencial (relativamente estable). El diferencial representa variaciones en el monto de las ganancias del producto refinado y reflejo también, dependiendo del lugar de producción del crudo y la distancia a la que se encuentra de los centros clave de refinación, un elemento de la estructura temporal de los precios, al igual que diferencias en los costos de flete. El comercio inmediato de petróleo crudo normalmente es para remesas que deben cargarse varios días o semanas después de la fecha de la transacción, lo cual significa que el precio absoluto de la negociación raramente se sabe al momento de cerrarse el trato, y lo único conocido es el diferencial del marcador. Así, los marcadores establecen los términos generales de los precios inmediatos, y el comercio inmediato determina los precios relativos de los crudos. El mercado de entrega inmediata para cargamentos transportados por mar se encuentra dominado por marcadores de precio que to man como punto de referencia el Brent «fechado». Éste es el marcador para el mercado spot del mar del Norte (tanto en el Reino Unido como en Noruega), al igual que para el comercio de crudos de África occidental y el petróleo que se comercia en el Mediterráneo. En otras partes, los precios del limitado comercio de crudos del Medio Oriente para entrega inmediata se determinan en función de los diferenciales de los precios oficiales. Lo mismo ocurre con los crudos indonesios y del Lejano Oriente. El comercio inmediato en Estados Unidos para el crudo enviado por oleoductos tiende a fijar sus precios en relación con el WTI. El úni co crudo estadunidense importante que se transporta por mar es el Alaskan North Slope (ANS); éste cuenta con un mercado anticipado pequeño para las entregas en el golfo de Estados Unidos, y se comer cia también tomando como referencia el WTI. El único otro caso en que se emplea el WTI como marcador es en la importación estadunidense de ciertos crudos del mar del Norte y de África occidental. Sin embargo, el mercado de Estados Unidos está más bien aislado del resto del comercio mundial. El crudo estadunidense no puede exportarse debido a que existe una ley que lo prohibe, misma que refleja una preocupación por mantener la seguridad del abasto. Más aún, la logística que supone la determinación de precios del crudo entubado es completamente diferente de aquella relacionada con los cargamentos que tienen que transportarse por mar, los cuales prácticamente dominan la totalidad del comercio petrolero. Por lo tanto, se puede afirmar que el WTI no es un marcador que se utilice ampliamente y su importancia es mucho menor que la del mercado Brent. c) MERCADOS DE FUTUROS DEL PETROLEO. En este contexto, la Comisión Europea ha iniciado una serie de estudios y debates sobre el tema con el fin de delinear e implementar de la mejor manera una estrategia energética basada en la seguridad del abastecimiento de la región. Dicha seguridad no pretende sólo maximizar la autonomía energética o minimizar la dependencia, tareas complejas a corto plazo, sino también reducir los riesgos derivados de esta última. El objetivo es garantizar, para el bienestar de los ciudadanos y el buen funcionamiento de la economía, la disponibilidad física y continua de los productos energéticos en el mercado, a un precio accesible a todos los consumidores. De acuerdo a la Comisión Europea (2001), se ha encontrado que existe un límite al margen de maniobra que puede tener la UE sobre la oferta (aspecto en el que se tendría que avanzar para ampliar la gama de recursos energéticos internos, así como en llevar a cabo una política de seguridad de los suministros externos). La ausencia de un consenso político a favor de

una política energética comunitaria limita aún más las posibilidades de intervención por este lado. Por su parte, los países industrializados de Asia y Oceanía tienen una importante participación dentro de la demanda global de crudo siendo Japón, China, Australia y Nueva Zelanda los principales consumidores. Cabe señalar que a pesar de la disminución de la demanda de crudo registrada en Japón a lo largo de los últimos cuatro años como consecuencia de la recesión que afectó a su economía (especialmente por parte de las grandes industrias y las empresas eléctricas), la predominancia del petróleo en el sector energético de este país no se ha visto alterada. Según EIA (2004), la demanda mundial esperada para el año 2025 alcanzaría los 123 millones de barriles por día. El mayor incremento de la demanda por este producto (en promedio, 3.9% anual) provendría de los países asiáticos que se encuentran en proceso de desarrollo, encabezados principalmente por China. Dicho estudio estima que, en términos absolutos, la mayor demanda de petróleo procederá de las regiones de Norte América (12.2 millones de barriles por día) y de los países en vías de desarrollo de Asia (15 millones de barriles por día); mientras que el menor crecimiento se proyecta para Europa Oeste, en donde la tasa de crecimiento poblacional es baja, y donde el transporte y la infraestructura de uso final se encuentran en un estado de mayor madurez. Sin embargo, el uso significativo del petróleo en el sector transporte en esta región determina que este combustible continuara siendo una importante fuente de energía. Por otro lado, la tasa esperada de crecimiento económico promedio mundial, principal fuente de incremento de la demanda de petróleo, será de 3.1% por año (teniendo a China e India como importantes actores, con tasas de crecimiento de 6.2% y 5.2%, respectivamente). Como resultado se espera que la participación de los países en desarrollo en la demanda de petróleo se incremente de 36% en el 2001 a 43% en el 2025 con el correspondiente descenso de la participación de los países industrializados, cuya demanda por petróleo decrecería de 57% en el 2001, a 50% en el 2025. Cabe resaltar que alrededor del 75% del incremento del consumo de petróleo se explicaría por su mayor demanda en el sector transporte, especialmente en los países en desarrollo que a la fecha poseen una baja proporción de combustible en su matriz energética (EIA; 2004). Una vez presentados los aspectos y particularidades más destacables del mercado internacional del petróleo, queda claro que las fuerzas económicas y los intereses de los grupos de poder que guían los patrones de comercio y las cotizaciones internacionales pueden tener consecuencias de gran magnitud en el desarrollo de las industrias petroleras domésticas (principalmente en países que son importadores netos de petróleo) y en la estructura productiva nacional.

UNA DESCRIPCIÓN DEL MERCADO DE FUTUROS DEL PETRÓLEO: ACTIVIDAD, AGENTES Y REGULACIÓN En los últimos años, las materias primas han cobrado un inesperado protagonismo como activos de inversión. Más allá de una moda pasajera- están convirtiéndose en una clase más de activos de cualquier cartera. Dentro del conglomerado de materias primas denominadas “commodities”, existen algunas cuyos mercados de futuros presentan un mayor grado de liquidez y permiten un descubrimiento más eficiente del precio. Este es el caso del petróleo, con volúmenes de contratación que desde su creación han aumentado exponencialmente. Este elevado crecimiento de los volúmenes de contratos intercambiados en los mercados es consecuencia tanto de la evolución histórica de la formación de precios en el mercado de físicos, como del aumento del número y tipología de los participantes en el mercado de futuros. Por una parte, está la importancia histórica que han conseguido los mercados de futuro como formadores de precio, en detrimento de los contratos de abastecimiento a largo plazo que regían históricamente las formas de comercialización del petróleo entre países productores y consumidores. Por otra, están los nuevos participantes en el mercado: inversores financieros que asumen riesgos y que permiten que el mercado gane en liquidez y profundidad. Los nuevos participantes desarrollan su actividad tanto directamente en los mercados organizados, con plataformas establecidas y cuyas posiciones se valoran en cámaras de compensación diariamente, como a través de operaciones que se llevan a cabo en los mercados “Over the Counter” (OTC, por sus siglas en inglés), que son transacciones que normalmente se realizan de manera bilateral con la asunción de un riesgo de contrapartida. Ambos tipos de operativa han crecido considerablemente. Estos nuevos participantes, en el caso de que se pueda identificar claramente su actividad se clasifican como financieros y comerciales. En el primer grupo estarían fondos de inversión, fondos de pensiones, fondos de inversión alternativa (hedge funds), inversores en índices, comerciantes (traders, o operadores especializados) e inversores minoristas. En el segundo

grupo, identificados como comerciales, están aquellas empresas productoras y las que necesitan abastecerse del producto. En una tercera categoría se encuentras los intermediarios especializados (swap dealers) que, al tener relación comercial con agentes que no intervienen directamente en el mercado, amplían la base de participantes hacia todo tipo de inversores vía operaciones OTC. Todos los participantes acuden a los distintos mercados para satisfacer sus necesidades, lo que requiere cierto conocimiento de la operativa. En el caso específico del mercado de petróleo, para poder entender la dinámica del mercado de futuros, es necesario comprender el funcionamiento de los mercados al contado, la operativa de las transacciones físicas de entrega de petróleo, así como la formación de los precios. El aumento acelerado de los precios de las materias primas en el 2008 y específicamente el repunte del crudo hasta los 140 dólares por barril (USD/bl), impulsó a los reguladores a incluir dentro del marco de la restructuración fi n anciera, que se promueve desde el G-20, un capítulo especial sobre los mercados de materias primas. Pese a que no existe evidencia suficiente acerca de una manipulación de precios por parte de alguna categoría de participantes en los mercados, preocupa la volatilidad que han experimentado los precios en los últimos años. En el presente artículo se comienza por analizar la evolución histórica de la formación del precio del crudo y la operativa de las operaciones al contado. A continuación, se des- criben los principales mercados de futuros de petróleo y los productos que se negocian. Posteriormente, se analiza la tipología de los participantes y cómo ha ido cambiando la participación de alguno de ellos en el mercado. Por último, se pasa revista a las propuestas de cambios regulatorios que se están introduciendo, a raíz de la alta volatilidad de los mercados de materias primas desde 2008.

FORMACIÓN DEL PRECIO DE CRUDO La formación de precio del crudo ha evolucionado con el tiempo. Antes de la era OPEP y después de la Segunda Guerra Mundial, los precios eran fijados por las compañías productoras dominantes, bautizadas por Enrico Mattei como las “Siete Hermanas”; eran los llamados posted prices. Los vendedores notificaban a los compradores su disposición a vender cierta cantidad de petróleo a un precio determinado o precio publicado. A mediados de la década de los setenta ocurrió un cambio de estructura del mercado. Algunos gobiernos comenzaron a reclamar participación accionarial en las compañías concesionadas o fueron completamente nacionalizadas. Así nació el concepto conocido como Oficial Selling Price (OSP) o Government Selling Price (GSP). Hasta 1985 el sistema de precios implicaba el establecimiento de un precio de referencia por parte de la Conferencia de Ministros de la OPEP. Por lo cual, a partir del precio fijado para el Árabe Ligero, el resto de los miembros ajustaban el precio de su crudo dependiendo de su calidad y situación geográfica. Esto es, el OSP de un crudo de la OPEP era el precio de referencia (Árabe Ligero) más/menos un diferencial. La producción fuera de la OPEP creció considerablemente de mediados de los setenta a mediados de los ochenta. Por citar algunos ejemplos, la nueva producción de Rusia, Canadá, Mar del Norte y México, necesitaba a su vez de un sistema de precios para poder exportar su creciente producción. La nueva oferta de petróleo encontró en el mercado internacional la manera de pre- ciar sus exportaciones de manera distinta a la OPEP, ello bajo la forma de precios spot, forward o a plazo, y hasta por medio de fórmulas de precios establecidas de mutuo acuerdo de manera contractual. La fragmentación del sistema de precios dio lugar al intento de la OPEP por proteger su cada vez menor participación de mercado frente a la entrada de los competidores no-OPEP. El fallido intento de la OPEP se llamó netback pricing. El resultado fue el colapso de 1986 de los precios internacionales del petróleo y con ello también el final del sistema netback. Con el abandono del sistema netback nació el actual sistema de “precios de mercado”. El mecanismo de descubrimiento del nivel de precios de mercado se basa principalmente en las fuerzas de la oferta y la demanda de petróleo. En 1986, como rechazo a los precios netback, Pemex estableció un sistema de fórmulas de exportación para sus crudos, basadas en precios spot internacionales de crudos marcadores, como WTI, WTS, LLS, ANS y Brent, así como de algunos productos. Para alguien que está interesado en saber como se determina el precio del petróleo, puede resultar un poco confuso que, existiendo un sin ¿n de variedades de crudos, exista apenas un puñado de indicadores de precios internacionales. Para comprender esta

aparente incongruencia es necesario conocer cómo funciona el mercado al contado y como se realizan las transacciones físicas de petróleo.

Mercado al contado En el caso de que un productor de crudo tenga que realizar una venta por primera vez, tiene la alternativa de buscar un cliente con el cual deberá establecer una relación comercial. En dicha relación, se deberá establecer el precio al cual se realizará la transacción considerando la calidad del crudo, y también se determinará el plazo de entrega y las condiciones de pago, abriéndose así un riesgo de contrapartida. Lo más probable es que la transacción se repita en el tiempo, lo que se traduce en una simplificación de estas negociaciones. Sin embargo, esta operativa no está exenta de problemas ya que la calidad del crudo puede variar o el plazo de entrega sufrir variación, sin contar el riesgo de crédito que se asume con el pago diferido. La aparición y desarrollo de los mercados al contado, así como su extensión a los mercados de futuros, vienen a cubrir los riesgos potenciales de una relación bilateral. Tomando en cuenta la enorme variedad de calidades de petróleo que existe en el mundo, la utilización de una fórmula permite comercializar cualquier tipo de crudo adicionando un premio o un descuento al precio del marcador internacional, de acuerdo a las características de calidad. Adicionalmente, la utilización de una fórmula para establecer el precio definitivo, permite incorporar elementos muy propios de la entrega física como el riesgo de que el precio de referencia actúe mientras la mercancía está en transporte. Los precios marcadores de referencia internacional, como lo son el WTI y el Brent, al ser utilizados por los contratos de abastecimiento, recogen también las condiciones del mercado que se reflejan en la valoración de estos crudos en los mercados al contado y a futuro. Considerando todos estos argumentos, es importante analizar el proceso de determina- ción de los precios marcadores de referencia.

Formación de precios en mercados al contado En el caso del mercado de petróleo los precios son determinados directamente en el mercado físico, las cotizaciones son recogidas, valoradas, clasificadas y difundidas por agencias como Platts y Argus Media. La utilización de estas valoraciones es imprescindible en mercados donde las transacciones no son fácilmente observables. Estas agencias fijan los precios basados en información de oferta y demanda que concluyen en transacciones, así como también con información que es recogida por su red de periodistas que se encuentran distribuidos de tal manera que buscan cubrir las transacciones más relevantes. Pero, en realidad, estos precios recogen en gran medida la formación de precios en los mercados de futuros con determinadas diferencias puntuales, basadas en cuestiones muy particulares ligadas a la entrega física del crudo y a los plazos de entrega de los mismos. Veamos esto para los dos grandes contratos de futuros o crudos marcadores: el WTI y el Brent.

Valoración del WTI Los contratos de futuros del WTI, en la Bolsa estadounidense NYMEX, contemplan la entrega física, con lo cual los precios de los futuros convergen hacia el spot o entrega fija en la expiración del contrato. Por lo tanto, en el caso del WTI, el utilizar el futuro (con mucha liquidez) en el sistema de precios para valorar todos los envíos de crudo que recibe Estados Unidos, marca una pequeña diferencia con relación al uso de la fórmula. En la práctica, sin embargo, hay alguna evidencia de que los precios del futuro a un mes aumenta la volatilidad en la medida que se acerca el vencimiento, por lo cual muchos comerciantes prefieren apegarse a la valoración del WTI en el mercado del contado. De hecho, en los Estados Unidos, Arabia Saudita ya ha comenzado a usar el Argus Sour Crude Index (ASCI) en sustitución del WTI.

Valoración del Brent por Platts Debido al grado de declino de la producción del crudo Brent, desde el 2002 se utiliza un conglomerado de crudos que abarca

al Brent, al Forties, al Osemberg y, desde el 2007, al Eko¿sk, para la formación del precio del denominado contrato BFO. En este caso, el proveedor de información Platts consigue precios a través de un mercado informal de entregas a plazo que se llama BFOE. Además, en el caso del contrato Brent el tema es más complejo que en el contrato del WTI. Los contratos de futuro del Brent no son entregables físicamente y al vencimiento el precio del contado, o para entrega a fecha ¿ja, debe converger hacia el precio en el mercado de futuros (ICE Futures Index). Esto se consigue por la existencia del mercado para entrega ¿ja a un plazo de 21 días (BFOE Market). GRÁFICO. LAS INTERRELACIONES ENTRE EL MERCADO (BRENT) DE FÍSICO Y EL DE FUTUROS

Elaboración: Dirección de Estudios de Repsol

Esta peculiar característica ha dado lugar a la creación de una serie de productos de mercado que proponen gestionar el riesgo, ya sea como intercambios por productos físicos (EFPs), o como contratos por diferencias (CFDs). Los participantes en estos mercados suelen ser principalmente las refinerías, productoras, consumidores de „downstream‟ y creadores de mercados. Otros participantes como fondos de pensiones, índices, e inversores minoristas, tienen una presencia limitada en estos mercados y concentran su actividad en el mercado de futuros. En realidad, la principal conclusión es que las diferencias de precios entre los merca- dos al contado y a futuro son puntualmente mucho mayores en el caso del Brent por la inexistencia de la posibilidad de entrega física del crudo en el contrato de futuros y por la relación menos directa entre mercado de físico y de futuros, tal y como se puede observar en el gráfico. GRÁFICO. DIFERENCIAS DE PRECIOS ENTRE ENTREGA PRECIOS AL CONTADO Y A FUTUROS PARA EL BRENT Y EL WTI (MEDIA MÓVIL DE 250 DÍAS DE DIFERENCIAS)

Determinados los mecanismos de funcionamiento en el mercado al contado, lo que corresponde ahora, es analizar la estructura de los mercados temporales.

MERCADOS DE FUTURO Todas las obligaciones y/o derechos que se originan mediante contratos a un plazo determinado forman parte de lo que denominamos mercados temporales. Sin embargo, dentro de estos mercados existe una distinción, ya que por una parte se encuentran los mercados a plazo y por otra los mercados a futuro. La diferencia entre ambos radica, esencial- mente, en el carácter de formalidad que tiene cada uno. De esta manera, los mercados a futuro presentan una estructura definida y procedimientos claros para la contratación, compensación y liquidación, mientras que en los mercados a plazo la contratación es específica y la asunción de riesgos mayor. Según Brown y Errera (1987) las distinciones más relevantes se resumen en el siguiente cuadro:

Mercado a futuros

Mercados a plazo

Sede de la negociación

Bolsas o mercados organizados

Directo, participan grandes empresas e instituciones suficientemente solventes

Riesgo de contrapartida

Contra la bolsa (solvencia normalmente elevada)

Al operar con contrapartida se asume riesgo de crédito

Contratos predefinidos y las partes se sujetan a dichas condiciones

Contratos únicos y hechos a medida de las partes

Totalmente transferibles a un coste reducido mediante la bolsa respectiva La operación se cancela con la entrega del producto Independientemente de la fecha de contratación tiene un programa de vencimiento establecido

Difícilmente transferibles y sujeto a que las partes otorguen su consentimiento La operación se cancela con la compra de posiciones contrarias a las propias abiertas Acordado, ya sea a uno, dos, tres o «X» meses

Las operaciones que se negocian en los mercados de futuros se denominan derivados. Esta denominación está relacionada a las obligaciones o derechos que se generan sobre la posesión del activo subyacente o sobre su valor monetario, a una fecha determinada. Los derivados más extendidos son los futuros, opciones, swaps (intercambios), entre otros. Todas estas modalidades de derivados se negocian también en el caso del petróleo. Los mercados organizados de derivados de crudo más importantes son el New York Mercanti- le Exchange (Nymex), el Intercontinental Exchange (ICE), Singapore Exchange (SGX), Dubai Mercantile Exchange (DME), Tokyo Commodity Exchange (TOCOM), siendo los dos primeros los más importantes por volumen de contratos negociados de petróleo. A continuación, se pasa revista a los principales mercados de futuro de petróleo.

New York Mercantile Exchange (Nymex) Esta bolsa, que fue creada en 1872 con el nombre de Butter and Cheese Exchange of New York, cambió su denominación a la actual en 1882. En 1994, el Nymex se fusionó con Commodity Mercantile Exchange (Comex). Posteriormente, en marzo del 2008, el Chicago Mercantile Exchange (CME) inicio la compra del Nymex por un valor de 11.2 mil millones de dólares, operación que concluyo en agosto del mismo año. A partir de entonces, el Nymex y el Comex, operan como mercados designados del grupo CME. La sede central de CME se encuentra en Chicago, mientras que las oficinas centrales de Nymex están en Nueva York. El grupo CME además de mantener oficinas en Houston y Washington, tiene presencia en Londres, Singapur, Tokio, Sao Paulo y Calgary. Este mercado está regulado por la Commodity Futures Trading Commission (CFTC) y por la National Futures Association (NFA). Estos mercados son organizaciones que pueden adoptar distintas formas jurídicas de acuerdo a las leyes de cada país donde se establezcan. El principal objetivo de los participantes es la negociación de contratos a futuro para obtener cierto beneficio o evitar pérdidas.

Principales productos negociados en Nymex Los productos que se negocian en Nymex se pueden clasificar en materias primas agrí- colas, energéticas y metales. El detalle de cada una de las categorías se menciona a continuación: Derivados de productos agrícolas: Futuros de Cocoa; Futuros de Café; Futuros de Al- godón; y, Futuros de Azúcar #11. Derivados de metales: Futuros sobre el acero (HRC); Futuros sobre el paladio; Futuros sobre el platino; Opciones sobre el platino; y, Futuros sobre el uranio. Derivados energéticos: Los contratos negociados a través de Nymex de derivados energéticos alcanzan a 391 productos, estos incluyen además de petróleo, productos refinados, gas natural, electricidad, carbón, emisiones. Los derivados que se negocian son futuros, swaps, opciones y spreads entre otros. Los derivados negociados tienen como subyacente los siguiente crudos: Alberta ligero; Louisiana; Brent; WTI; Dubai; Canadian heavy crude; y, ASCI. Por el volumen de operaciones que maneja y la liquidez que mantienen sus mercados, Nymex se ha convertido en la bolsa más importante a nivel global.

El oro: Valor refugio ¿Cuándo y en qué medida?

El precio del oro alcanzó un máximo de siete años el 9 de marzo, ya que un aumento en los casos de coronavirus fuera de China provocó temores de una pandemia y agitó los mercados bursátiles de todo el mundo.

El Oro es un activo utilizado normalmente como valor refugio y como cobertura contra la inflación.

Cabe recordar que cuando los mercados caen mucho y entran en crisis, el Oro tiende a subir, pero a su vez tiene varias características que todos deben conocer cuando se opera en mercados financieros, que son:

  • No siempre que se produce una caída fuerte, o un crash, o se entra en una recesión, el Oro sube, ha habido casos en la historia de los mercados que el Oro también ha caído, lo que sucede es que en todas esas ocasiones, su caída ha sido muy inferior a lo que lo han hecho los mercados.
  • El Oro es muy volátil, lo que implica importantes oscilaciones en su cotización y, un aspecto muy importante, no paga ni intereses ni dividendos, los beneficios sólo se obtienen por la revalorización de su cotización.
  • Otro aspecto que no se suele comentar y se debe saber es que la volatilidad en las materias primas difiere a la volatilidad de las Bolsas u otros activos. Por regla general la volatilidad de los activos aumenta en las caídas y disminuye cuando los activos suben, o cual hacen lentamente, siendo las caídas bruscas y con fuerza. En las materias primas, sucede al revés, su volatilidad aumenta en las subidas y lo hacen de forma brusca y disminuye en las caídas que suelen ser lentas.

«El repentino pánico del fin de semana (del 7 de marzo) por la propagación del coronavirus en todo el mundo afectó al mercado de valores y los gestores de fondos claramente están comprando oro para protegerse contra una recesión en la economía global», dijo Adrian Ash, director de investigación de BullionVault, una plataforma de trading en línea.

Una pausa en los titulares de Covid-19 [Coronavirus] por empezar a tener la situación medio controlada, también podría hacer que el ascenso en el precio del Oro frenara, pero el metal ya ha aumentado durante 10 semanas de las 12 últimas. Las perspectivas de un menor crecimiento y de un descenso de las tasas de interés, están aumentando el atractivo del oro como una valor refugio.

Royal Mint, la casa de la moneda en Reino Unido, dijo que un aumento del 484% en la demanda de sus lingotes y monedas de Oro durante la caída de las bolsas en la semana del 24 de febrero.

Así mismo, Andrew Dickey, director de metales preciosos en The Royal Mint afirmó que «También experimentamos un aumento del 70% en el tráfico del sitio web, con transacciones generales en nuestra división de lingotes un 138%».

El Oro es visto tradicionalmente como el activo de menor riesgo en tiempos de incertidumbre y precisamente en los primeros dos meses de 2020 ha aumentado la tensión geopolítica. En tiempos de crisis, el precio del Oro tiende a aumentar mientras otras inversiones caen, precisamente por lo comentado, es decir, porque se le considera valor refugio.

Los inversores han estado buscando activos donde puedan encontrar alguna protección contra las preocupaciones globales.

Este año, los inversores esperaban ver condiciones de mercado positivas gracias a la disminución de las tensiones comerciales entre los EE. UU. y China y el apoyo de los bancos centrales, pero ahora estas suposiciones quedan ya muy lejos, ya que las tensiones en el Medio Oriente han aumentado y el temor generalizado sobre el impacto del coronavirus en la economía global se ha extendido por todo el mundo.

Antes de invertir en Oro hay que tener en cuenta que a pesar de ser considerado como el valor refugio por excelencia, no significa que esté libre de riesgos.

A pesar de su percepción como un refugio seguro y a pesar del crecimiento excepcional de 2000 a 2020, las fluctuaciones de los precios del Oro han sido volátiles durante décadas. El precio del Oro alcanzó los $ 1,855 en 2020, pero cayó a alrededor de $ 1,100 a principios de 2020.

Por lo tanto, es importante tener en cuenta también que el Oro es un producto volátil, como comentábamos al principio del artículo.

El Oro ¿Un «refugio seguro»?

Para que una inversión nos transmita seguridad, el precio del activo no debería sufrir grandes variaciones, ni al alza ni a la baja, ya que si no el sentimiento que nos provoca es que no es ni un refugio seguro ni estable.

El principal índice de volatilidad del Oro, el GVZ, ha operado durante largos períodos desde 2020 hasta el verano de 2020 en el rango de 10 a 13, su variabilidad siempre ha sido históricamente baja. Esto es crucial para ser interpretado como activo refugio.

Hemos dicho que la volatilidad de las materias primas se manifiesta en las subidas y el Oro lo es. Si un activo refugio de repente manifiesta una altísima volatilidad simplemente es el reflejo de la grave preocupación por las circunstancias que a nivel global se están produciendo, de ahí el hecho de que haya subido mucho su precio y haya aumentado la volatilidad. Para quienes intuyeron y previeron que en cierta medida esto podría pasar y compraron oro entonces, esos vaivenes en la cotización, más en esas alturas, poco les preocupa porque lo compraron en una zona de buen precio y en todo caso les beneficia. Situación muy diferente para especuladores y para los “siemprealcistas” que ahora quieren especular o refugiarse en él.

Los especuladores, asumiendo un gran riesgo pueden sacarle un beneficio, los que han operado reaccionando tarde, si estarán muy preocupados por semejante alza de la volatilidad y los vaivenes en el precio.

¿Quiénes previeron y estaban anticipando las caídas?

Quienes primero lo hicieron fueron los gobiernos de determinados países e incluso algunos repatriaron reservas depositadas en terceros países.

El Banco Central de Rusia ha sido el mayor comprador de oro en los últimos siete años, adquiriendo 2.230 toneladas superando a China en reservas. (Hay siempre que tener cuidado con los datos facilitados por China porque no suelen ser fieles a la realidad de su economía y suelen basarse siempre en estimaciones).

En 2020, Rusia compró 224 toneladas de lingotes en un esfuerzo por diversificarse lejos del dólar estadounidense, ya que su relación con occidente se ha enfriado desde la anexión de la Península de Crimea a mediados de 2020.

Rusia y otros gobiernos cuyas reservas se estiman en:

Ellos son los que compraron en primer lugar Oro y lo hacían de forma lenta, acumulando para que los mercados no percibieran grandes oscilaciones.

Ranking países reservas Oro (Fuente Statista)

¿Puede estar el Oro perdiendo el ”efecto refugio”?

En pleno derrumbe del petróleo y de las Bolsas, la cotización de uno de los activos refugio por excelencia, el Oro, unos días ha permanecido impasible, otros ha subido bruscamente y otros ha bajado, es decir, su volatilidad ha aumentado exponencialmente como se muestra en el gráfico.

El 9 de marzo, la cotización del Oro subió por encima de los 1.700 dólares la onza. Este nivel situaba su cotización en máximos de siete años, desde diciembre de 2020. Al cierre de la jornada, en cambio, la subida se limitó a apenas un 0,20%, desde los 1.672 dólares del viernes hasta los 1.675 dólares.

¿Esto significa que por unos días de alta volatilidad ha perdido su efecto? Creemos que no, simplemente al ver muchos inversores que las bolsas caían han entrado tarde al mercado pagando precios altos debidos a la pandemia y la crisis del petróleo. Otra cosa es que aquellos previsores que vieron que las economías mundiales, cuando meno flaqueaban, empezaron a comprar Oro y a ellos, la volatilidad de estos días no les afecta (solo podrían ganar dinero) y ya veremos cuando el Oro regrese a precios como los que tenía al inicio de las guerras comerciales de Trump.

¿Seguirá aumentando el precio del Oro?

A corto plazo, los expertos opinan que sí, pero las opiniones se dividieron cuando se trataba de predicciones más alejadas en el tiempo.

«Si las perspectivas para la economía global mejoran, o la propagación del coronavirus se desacelera, es probable que los inversores vuelvan rápidamente a las inversiones en renta variable, pero si las cosas se deterioran, lo más probable es que el oro continúe funcionando como valor refugio».

¿La solución es invertir en Oro?

En medio del terremoto desatado en los mercados financieros, desde entidades como Pimco han recomendado, más que tomar posiciones en activos refugio, primar sobre todo la liquidez. Desde Unigestion inciden en esta línea: «Estar en liquidez sería la mejor manera de proteger las carteras en un futuro próximo», por lo que concluyen que «ahora mismo, el efectivo es el rey».

Los analistas de Julius Baer, lejos de recomendar la inversión en Oro para aprovechar futuros episodios adicionales de aversión al riesgo, se muestran bajistas sobre su evolución tanto a corto como a medio y largo plazo.

Según explica la firma suiza, el derrumbe histórico del precio del petróleo hunde las previsiones de inflación, una situación que supone toda una losa para la cotización del Oro, que siempre ha sacado mayor partido a las tensiones inflacionistas.

Julius Baer llama la atención sobre el comportamiento anómalo del Oro en sesiones recientes y explica que el hundimiento de las perspectivas de inflación junto a la posibilidad de que algunos inversores tuvieran que vender (con plusvalías) sus posiciones en Oro para cubrir las pérdidas sufridas en otros activos, provocaron que la cotización del Oro apenas reaccionara a la desbandada que registraron ayer los mercados.

Según la firma suiza, el ‘shock’ del coronavirus tendrá un impacto limitado en el tiempo, por lo que dará paso a una recuperación de la economía mundial que frenará el apetito inversor por el Oro.

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