eamos a los especialistas petroleros. Aseguran que es prácticamente imposible construir un modelo científico
de predicción de precios. Cualquier técnica, procedimiento, método, debe pasar la prueba. ¿Cuál? La más difícil. Predecir el pasado. En casi 35 años de vida académica y laboral en asuntos de energía he revisado muchas propuestas. Créanme que es muy difícil predecir el pasado. Más el futuro. Hay muchos prejuicios (bias
dicen nuestros vecinos). ¿Por qué creer las estimaciones, sin mostrar su solvencia para predecir el pasado, argumentan polemistas? Claro, nunca faltan pronosticadores que se defienden. Aducen la desviación de las variables explicativas
originales. Falló el pronóstico porque fallaron los supuestos, económicos, sociales, políticos. Mi estimado Perogrullo –teórico de buen talante– insiste en la necesidad de analizar tres puntos: 1) demanda; 2) producción; 3) y muy especialmente a la OPEP. La evolución de la demanda se vincula a la marcha de la economía. También a grandes movimientos tecnológicos. Importante es seguir la evolución anual del consumo mundial de crudo. E identificar regiones, bloques y países de mayor dinamismo. Y las razones de él. Y atreverse –con astucia pero con prudencia– a imaginar el futuro. Hoy es fundamental entender no sólo que China y la India han venido aportando el mayor crecimiento anual de la demanda. También descubrir que ese dinamismo no puede ser permanente. ¿Por qué? No sólo por el imprescindible cambio técnico. También por las tendencias seculares de la economía, donde la sobreacumulación de activos es una amenaza cíclica permanente. Normalmente acompañada de un endeudamiento sin precedentes. Y si no revísense los análisis del boom petrolero mexicano, adjunto a un endeudamiento terrible y a casi 10 años de crecimiento cero
.
Hoy mismo, la sobreacumulación de activos de las petroleras estadunidenses y su sobrendeudamiento. Lo acaba de documentar el Banco Internacional de Pagos (BIS, por sus siglas en inglés). Esto les impide entrar plenamente a la guerra de producción. Menos aún, ganarla. Y un segundo aspecto de esto es el cambio tecnológico. Hay tecnologías que alteran radicalmente el nivel de consumo de petróleo. No puede menos que sorprendernos, por ejemplo, las nuevas ofertas de autos que garantizan un rendimiento de 20 a 23 kilómetros por litro en la ciudad y de 25 a 27 en la carretera. Más a quienes nacimos en enormes autos de 5 a 6 kilómetros por litro en la ciudad y 8 a 9 en la carretera. Sí. Casi sesenta años de innovación han triplicado el rendimiento. Y eso en este ejemplo. Hay muchos otros: fabricación de cemento, de acero…
Un segundo punto de análisis tiene que ser –dicen nuestros especialistas– el análisis de producción y disponibilidad de crudo. Y de los costos que permiten –insiste uno de ellos en conversación reciente– no sólo extraer el crudo sino llevarlo a los centros de consumo. Hay una diferenciación obligada entre costos de extracción (a los que les anteceden los costos de descubrimiento, exploración y verificación de recursos) y costos de transporte y suministro.
Hace años con gran claridad mis profesores de economía política nos obligaban a comprenderlo: diferenciemos rentas de fertilidad de rentas de ubicación
como lo hace –desde el inicio de sus Principios– David Ricardo. Incluso la disponibilidad o indisponibilidad de recursos naturales está en el núcleo de este análisis de productores. Es un aspecto central que reencontré en la lectura de textos de académicos de gran talla como Robert Mabro del Oxford Institute for Energy Studies y Bernard Mommer, el de las seis nacionalidades y uno de los que más ha estudiado la renta petrolera en el mundo. Por cierto, en este contexto conviene analizar la discusión de hoy entre republicanos y Obama, en torno al oleoducto Keystone que traería petróleo de Canadá (Alberta) hasta el sureste de Estados Unidos (Oklahoma, Texas y Luisiana), asunto que como dice un buen amigo también especialista, debiera preocupar no sólo a Venezuela sino también a México. Menos porque la compañía desarrolladora de ese ducto sea la canadiense TransCanada, la misma de los gasoductos Naranjos-Tamanzunchale-El Sauz, Manzanillo-Guadalajara, El Encino-El Oro-Topolobampo-Mazatlán. Más porque representa una competencia directa a exportaciones venezolanas y mexicanas.
Bueno, pero lo cierto es que en este aspecto continúa el debate sobre el precio que permite aligerar una oferta mundial actual. Una oferta que, además, tiene un componente de inventarios en superficie
muy alto, cercano a 7 mil millones de barriles que representan más de 70 días de abasto mundial. Sí, en barcos, ductos y todo tipo de depósitos en superficie. El comportamiento del mercado spot de las últimas tres semanas pareciera dar una primera respuesta. Por ejemplo, los precios de nuestra mezcla mexicana de exportación no han bajado de 37.77 dólares. Su precio promedio ha sido de 43.64 dólares. Y este viernes cerró a 49.97 dólares. Las señales –en momentos de demanda estacional baja– dan indicios de freno en la caída. Pero no adelantemos vísperas. Lo cierto es que los petroleros pasaron un mejor fin de semana que los anteriores. Se vendió el crudo 13 dólares por encima de las cotizaciones de hace tres semanas. Pero esta incertidumbre nos conduce al tercer aspecto que recomiendan analizar los especialistas, la política actual de la OPEP. A diferencia de otros momentos de descenso de precios y de oferta relativamente mayor a la demanda, los miembros de la OPEP –encabezados por Arabia Saudita– decidieron no disminuir su producción. Y, en los hechos, ingresar a una lucha por la producción, cuya resultante aún no se vislumbra. Pero esto deberemos profundizarlo próximamente. Sin duda.
NB: Tuve el privilegio de ser convocado por José Luis Piñeyro a colaborar en un par de seminarios sobre energía y seguridad nacional. Nuestra querida UAM sólo le hace justicia mínima con el reconocimiento de esta semana, reseñado fielmente por La Jornada. ¡Enhorabuena!
