Los diferenciales de precios y la rentabilidad del petróleo

Durante el curso de mis investigaciones acerca del negocio de los hidrocarburos a lo largo de las cuatro décadas de la denominada Era Petrolera exploré el tema de los “diferenciales” a fin de arrancar, entre otras, conclusiones respecto de la bondad del negocio, y de la habilidad de los diferentes gobiernos y personeros en la comercialización de los crudos ecuatorianos.

El análisis llevado a cabo es académicamente riguroso y sus conclusiones son objetivamente verificables. En el proceso he debido familiarizarme con el funcionamiento de los mercados (en este caso del petróleo), identificando el origen de cómo y porqué se originan los diferenciales de precios; he adoptado metodologías que permiten comparar los números, fueren estos absolutos o porcentajes, para poder arrancar conclusiones válidas.

Los resultados no prueban o desmienten que existan prácticas corruptas, o que los corruptos se hayan apoderado o no de puestos claves en la conducción de los negocios. Dichos temas merecen y deben ser investigados en las instancias correspondientes.

I. Diferenciales, mercados y prácticas comerciales

¿Cuáles fueron los precios del petróleo ecuatoriano a lo largo del período?, y ¿cómo se alinean éstos con los precios del crudo referencial (el West Texas Intermediate)? Las cifras están consignadas en las estadísticas del Banco Central. Ahí se recogen los volúmenes y los ingresos mensuales por concepto de la venta de crudo, por lo que se puede derivar el número y precio de los barriles exportados.

En la metodología usada, los resultados del primer mes son acumulados con los del segundo mes, y así sucesivamente, por lo que, en cada punto calendario (mensual), la cifra reportada es la sumatoria de todos los meses anteriores (dividido para el número de observaciones periódicas). En el caso de los precios de WTI, éstos son establecidos diariamente, por lo que es necesario agregarlos en forma mensual, y luego derivar las cifras siguiendo la metodología del Central.

Los diferenciales se originan porque los crudos difieren en calidad, calidad que define el valor agregado de los combustibles originados en la refinación. Los crudos de menor densidad (definida, inversamente, por el grado API) y menor contenido de azufre y otros elementos son los que producen mayor cantidad de combustibles livianos (gasolina y jet fuel), cuyo valor de mercado es mayor que el de los combustibles pesados (bunker oil y diésel oil). Otro factor que cuenta en el diferencial es la localización del punto de origen y los de consumo. Los buquetanques petroleros han alcanzado tamaños descomunales, precisamente en el afán de lograr economías de escala para incrementar la eficiencia de costos y aumentar la competitividad.

Los mercados de los productos básicos se caracterizan por la falta de control de los productores. Todos, grandes y pequeños, son “price-takers” y existen ciclos de expansión en los precios, seguidos por fases de contracción. Hay mercados físicos, en los que se tranzan las compras y las ventas de los productos, pero los precios que rigen se determinan en los mercados financieros en los cuales los agentes de mercado (constituidos por fondos de cobertura, fondos financieros, y banca de inversión) toman posiciones largas (compra) o cortas (venta) en función de los “sentimientos” de los agentes, o los resultados de la aplicación creciente de algoritmos para determinar la dirección de los precios.

¿Cómo pueden los productores/vendedores defenderse en estas circunstancias? Las herramientas de defensa son las políticas de producción, el manejo del riesgo, y la comercialización. La producción debe ser costo/eficiente en todas sus fases; el manejo del riesgo requiere la diversificación de clientes y mercados; y la comercialización debe caracterizarse por mirar el largo plazo al tiempo que tantea el mercado en todos sus momentos, por buscar y hallar los clientes idóneos, y construir relaciones duraderas basadas en la confianza mutua.

Finalmente, no es correcto afirmar que cualquier diferencial es evidencia de “negociado” o robo. La rentabilidad de cualquier negocio se la mide en función del valor presente del mismo, o la tasa interna de retorno. Lo que importa es establecer si existe o no una medida consistente de cuál es el diferencial típico, y de cómo, cuándo, y porqué se han producido diferencias significativas en el comportamiento de tales diferenciales.

II. La experiencia ecuatoriana

Las observaciones efectuadas entre 1986 y 2016 establecen que, a precios corrientes, los diferenciales fueron de $4.37 por barril ($5.28 a precios de 2007). Dependiendo de los precios usados, entre 1986 y 2006, el valor absoluto de los diferenciales entre los crudos ecuatorianos y el WTI fue de $13,400 o $16,200 millones.

No existe correlación perfecta entre los ciclos de los precios del petróleo y los diferenciales. Hay períodos de mercados recesivos (1986 a 1992) en los cuales los diferenciales por barril (mas no en valores absolutos) son mayores. Los mercados de la década de los noventa fueron (salvo un corto episodio en 1992) de precios bajos, alcanzando sus niveles más bajos en 1997–1998. Paradójicamente, los diferenciales de precios tendieron al alza a partir de 2003 y tuvieron los comportamientos más marcados en cuanto a diferencias durante el gobierno de RC.

Hay dos etapas claramente marcadas en materia de diferenciales de precios.

Entre 2007 y el primer semestre de 2009, los diferenciales tienen un promedio ponderado de $13.44. Entre el segundo semestre de 2009 y fin de 2016, el diferencial ponderado es de $3.57. La primera etapa es la de las ventas directas a PDVSA y ANCAP. La segunda es la de los contratos de largo plazo, comúnmente conocidos como los contratos con China (y posteriormente Tailandia) los que, entre 2014 y2016, coparon prácticamente toda la producción de Petroecuador.

Hay varias conclusiones que se desprenden de estos resultados, todas las cuales están claramente establecidas en Swett (2017).

1. El mayor diferencial en la serie de 30 años ocurre en 2008, año que, hasta la fecha fue el de los precios más altos en las series históricas. Las ventas directas a refinerías, anunciadas como la forma idónea de vender el petróleo ecuatoriano, para evitar a los intermediarios, fueron terriblemente onerosas para el país y deben ser objeto de investigación.
2. En los años 2011 y 2012 se dieron los únicos diferenciales negativos (esto es “positivos” para Ecuador) y el crudo ecuatoriano se cotizó por encima del referente WTI. Posteriormente, tales diferenciales tendieron a “normalizarse”, más aún cuando hacia finales de 2015 se aplicó una nueva fórmula para el cálculo de los precios del crudo ecuatoriano (ASCI).
3. No existe una correlación perfecta entre las ventas a China y la reducción de los diferenciales en 2011 y 2012, pues el período coincide, precisamente, con la terminación de los primeros contratos bajo la modalidad de largo plazo. Una explicación plausible es que la empresa estatal adoptó las “mejores prácticas” comerciales como consecuencia del cambio de modelo de comercialización, y sentó toda su estrategia comercial sobre tales bases.
4. Si bien los diferenciales son normas de mercado, el objetivo de Petroecuador debe ser, en forma permanente, el de obtener los menores diferenciales posibles. El costo de los diferenciales de la etapa inicial es tan alto que, de haberse éstos mantenido durante todo el gobierno de RC, el país hubiera dejado de percibir en exceso de $13,000 millones en ingresos petroleros.