El Brent volvió a superar la marca de US$ 100 por barril este viernes 24 de julio. La imagen basta para traer de vuelta las preguntas conocidas sobre gasolina, inflación y bancos centrales. Sin embargo, el barril dejó de ser la mejor medida de la presión que recorre el mercado energético.
A las 3:30 GMT, el Brent cotizaba a US$ 101,06, mientras que el WTI estaba en US$ 91,20. Según Reuters, ambos se encaminaban a alzas semanales del 14,6% y el 11,8%. Desde el inicio de la guerra, sin embargo, las referencias del diésel europeo y de la gasolina estadounidense acumularon un avance cercano al 65%, aproximadamente el doble de la apreciación del Brent.
Esa divergencia cuenta una historia distinta de la simple falta de petróleo. El mundo logró recuperar parte de la producción de crudo y poner más barriles en el mar, pero las refinerías, las terminales y las rutas de productos terminados respondieron mucho más despacio. El mercado pasó a tener más materia prima disponible que capacidad confiable para transformarla en diésel, gasolina y combustible de aviación en los lugares donde se necesitan.
El precio por encima de US$ 100 sigue siendo importante. Sin embargo, el margen entre el barril y sus derivados muestra dónde se está remunerando la escasez.
US$ 100 cuenta solo la mitad de la historia
La reacción automática ante un alza del Brent suele empezar por la oferta. Si el petróleo sube, la hipótesis inicial es que hay menos producción, menos exportaciones o más demanda. Ese razonamiento funciona buena parte del tiempo, aunque queda incompleto cuando la cadena pierde capacidad en etapas posteriores.
Eso fue lo que ocurrió después de la guerra con Irán. El estrecho de Hormuz dejó de operar con normalidad, los yacimientos redujeron la producción, las refinerías sufrieron ataques y los compradores tuvieron que lidiar con seguros más caros y una menor disponibilidad de buques. La presión de Hormuz sobre el petróleo y el riesgo global reapareció en julio, antes de que el flujo se hubiera recuperado por completo.
La novedad ahora es que el problema no termina en la entrada o la salida del estrecho. Arabia Saudita desvió volúmenes hacia su costa del mar Rojo, Estados Unidos elevó el ritmo de refinación y las cargas de crudo volvieron a circular. Aun así, el diésel y la gasolina siguieron escasos. El eslabón más valioso pasó a ser la capacidad de procesar, almacenar y entregar el derivado correcto.
Eso explica por qué el Brent puede subir un 30% desde el inicio de la guerra mientras algunos combustibles avanzan cerca del 65%. El precio del crudo remunera el barril. El crack spread, la diferencia entre el valor de los productos y el costo del petróleo utilizado para producirlos, remunera a la refinería. Cuando el segundo crece mucho más que el primero, el mercado está diciendo que el procesamiento se volvió relativamente más escaso.
El crudo volvió antes que el combustible
El informe de julio de la Agencia Internacional de Energía ofrece la evidencia más clara de esa separación. La oferta mundial de petróleo aumentó 4,1 millones de barriles diarios en junio, hasta 98,8 millones, con la recuperación parcial de los flujos por el Golfo. Las exportaciones de la región crecieron 6,5 millones de barriles diarios y llegaron a 16,1 millones.
Todavía era un volumen muy inferior a los 24 millones de barriles diarios previos a la guerra. La composición, sin embargo, importa más que la recuperación agregada. El crudo y los condensados representaron el 85% del aumento mensual. En junio, los flujos de crudo ya habían vuelto a casi tres cuartas partes del nivel de febrero, mientras que las exportaciones de derivados y gas licuado de petróleo permanecían por debajo de la mitad del nivel previo a la guerra.
Había más petróleo en tránsito, incluidos 117 millones de barriles adicionales almacenados en el mar. Los inventarios en tierra seguían cayendo y las principales refinerías exportadoras del Golfo aún no habían reanudado los cargamentos normales. El crudo reapareció primero; los productos que abastecen a camiones, aviones, fábricas y consumidores quedaron rezagados.
Esa diferencia también limita el alcance de las decisiones de la OPEP+. Elevar una meta de producción ayuda cuando el barril adicional puede llegar a una refinería operativa y salir de ella como producto negociable. El artículo sobre la canilla de la OPEP+ con poca presión ya mostraba la distancia entre la cuota anunciada y el petróleo efectivamente entregado. Ahora existe una segunda distancia, entre el petróleo entregado y el combustible disponible.
Refinar se convirtió en el recurso escaso
Las refinerías mundiales procesaron 1,5 millones de barriles diarios más en junio que en mayo, según la IEA. Incluso con esa recuperación, el volumen quedó 6 millones de barriles diarios por debajo del registrado un año antes. Las unidades de Oriente Medio todavía enfrentaban interrupciones, las refinerías rusas sufrían ataques ucranianos y parte de Asia operaba a un ritmo reducido.
El resultado apareció en los márgenes. La IEA registró cracks y márgenes de refinación en máximos de cuatro años a comienzos de julio, todavía durante un período en el que el crudo había cedido buena parte de la prima de guerra. Después, la reanudación de los ataques presionó al mismo tiempo el barril y los derivados.
En Estados Unidos, el crack 3-2-1, una aproximación de cuánto gana una refinería al transformar tres barriles de petróleo en dos de gasolina y uno de diésel, llegó cerca de US$ 70 por barril el 20 de julio, según datos recopilados por Reuters. En el noroeste de Europa, el margen de referencia se acercó a US$ 30. El diésel europeo llegó a ofrecer un margen cercano a US$ 65 por barril.
Esas cifras no significan que todas las refinerías estén ganando la misma cantidad. La calidad del crudo, la configuración de la unidad, la ubicación, los contratos, el costo de la energía y las paradas operativas producen resultados diferentes. Aun así, muestran dónde el sistema está pagando por la capacidad disponible. La prima salió parcialmente de la extracción y avanzó hacia el procesamiento.
La ruta de escape perdió seguridad
La logística amplificó ese desequilibrio. Con Hormuz casi cerrado, Arabia Saudita pasó a enviar cerca de 5 millones de barriles diarios por la costa oeste, según estimaciones citadas por Reuters. Cuatro quintas partes de ese volumen transitaban por el estrecho de Bab el-Mandeb, en la entrada del mar Rojo. La ruta que servía como alternativa al Golfo pasó a enfrentar ataques hutíes contra petroleros sauditas.
El desvío por el sur de África tiene un costo medible. Un viaje de Yanbu, en Arabia Saudita, a China demoraba cerca de 19 días a través de Bab el-Mandeb. Por el cabo de Buena Esperanza, el trayecto sube a aproximadamente 48 días, según cálculos de Kpler y LSEG publicados por Reuters. El gasto estimado en combustible pasa de US$ 1,26 millones a US$ 2,87 millones. La ruta corta todavía exige cerca de US$ 1 millón en tarifas de Suez, pero libera el buque casi un mes antes.
El tiempo de viaje también es capacidad. Si cada petrolero permanece ocupado durante más días, quedan menos embarcaciones disponibles para nuevas cargas. Los seguros, la tripulación, el financiamiento y el capital de trabajo se acumulan durante el trayecto. La tonelada de combustible entregada se encarece incluso cuando no cambia la cantidad de barriles producidos.
El ataque al sistema del Caspian Pipeline Consortium, responsable de cerca del 2% de la oferta mundial, agregó otra restricción cuando el mar Rojo ya estaba bajo presión. El mercado no necesita perder todo ese volumen para reaccionar. Basta con que las refinerías y los compradores compitan por rutas, buques y derivados con menos holgura.
Las refinerías estadounidenses operan casi sin holgura
La industria estadounidense intenta ocupar parte del espacio que dejó el Golfo. En la semana terminada el 17 de julio, las refinerías de Estados Unidos operaron al 96,1% de su capacidad, según la Energy Information Administration. Es un nivel elevado y coherente con el incentivo creado por cracks excepcionalmente altos.
La misma fotografía muestra por qué esa respuesta todavía no tranquiliza al mercado. Los inventarios comerciales de petróleo aumentaron 2 millones de barriles, hasta 411,7 millones, pero se mantuvieron un 6% por debajo del promedio de los cinco años anteriores. Los inventarios de gasolina estaban un 7% por debajo del promedio y los de destilados, una categoría que incluye el diésel, un 10% por debajo. La demanda de combustible de aviación aumentó un 9% frente al año anterior.
Estados Unidos puede exportar parte del excedente producido por sus refinerías, y esa flexibilidad ganó importancia con las pérdidas de Oriente Medio. Sin embargo, una utilización cercana al 96% deja menos margen para elevar rápidamente el procesamiento. Una parada no programada durante el verano pasa a tener un efecto mayor sobre el precio y la disponibilidad.
También existe una tensión interna. Exportar ayuda a cubrir el déficit mundial y sostiene el margen de las refinerías, mientras que los inventarios estadounidenses por debajo del promedio aumentan la sensibilidad del consumidor local. El país ganó importancia como proveedor de productos en un momento en que su propio margen de seguridad en los inventarios es reducido.
El margen cambió de lado
El mercado bursátil captó esa transferencia antes de que apareciera por completo en los resultados. Valero, Marathon Petroleum y Phillips 66 subieron cuando el Brent superó los US$ 100 y los ataques en el mar Rojo elevaron las expectativas sobre los márgenes de refinación, según informó Reuters. Las empresas integradas, que combinan producción y refinación, también reciben protección parcial cuando una etapa de la cadena compensa a la otra.
La lectura exige cautela. Un margen spot alto puede desaparecer antes del cierre del trimestre. Las refinerías requieren mucho capital, enfrentan mantenimiento, riesgo regulatorio y volatilidad en el costo del crudo. Además, la propia destrucción de demanda reduce la duración de la ganancia.
La IEA estima que el consumo mundial de petróleo cayó 4,8 millones de barriles diarios en el segundo trimestre frente al año anterior. La caída fue lo bastante intensa como para llevar la demanda a un mínimo de 97,9 millones de barriles diarios en mayo. En China, el consumo de diésel cayó cerca del 10% en mayo y el de gasolina, un 5%. En Europa, la demanda de diésel retrocedió un 5,7%. El precio ya estaba cambiando el comportamiento de los consumidores y las empresas.
Para el análisis sectorial, es importante reconocer que la capacidad de procesamiento adquirió, en este shock, mayor poder de fijación de precios que la producción marginal de crudo. Eso no garantiza ganancias permanentes para las refinerías. Mientras los derivados sigan escasos, sin embargo, sus resultados y los costos de los compradores de combustible pueden distanciarse del movimiento aislado del Brent.
La cuenta llega a las aerolíneas, las monedas y las tasas
El consumidor de ese combustible paga el otro extremo del margen. Las aerolíneas enfrentan un queroseno más caro en un momento de fuerte demanda de viajes. Los operadores logísticos trasladan el diésel y el flete cuando pueden; cuando no pueden, absorben la presión en el margen. Las industrias petroquímicas lidian con materias primas más caras y una disponibilidad menos previsible.
Los países importadores de energía reciben el shock a través de la balanza de pagos y el tipo de cambio. India fue un ejemplo inmediato el 24 de julio: las acciones cayeron, la rupia se acercó a un mínimo histórico e IndiGo, la mayor aerolínea del país, reportó una pérdida trimestral asociada al alza del combustible y a la incertidumbre en Oriente Medio. Los exportadores de petróleo pueden obtener más ingresos externos, aunque el efecto fiscal y cambiario depende de la capacidad de producción, los subsidios internos y el régimen de precios.
La transmisión a las tasas ocurre cuando el alza del combustible deja de ser breve y empieza a contaminar el flete, los alimentos y las expectativas. El resumen semanal del 19 de julio ya había mostrado el contraste entre la gasolina más barata en el CPI de junio y el nuevo ascenso del Brent en julio. Con el barril ahora por encima de US$ 100 y los derivados subiendo todavía más, el alivio estadístico quedó más atrás que el shock actual.
El viernes, las bolsas asiáticas cayeron, los rendimientos subieron y el mercado volvió a discutir alzas de tasas en Estados Unidos. La curva no reacciona al crack spread de forma mecánica, pero sí a la posibilidad de que el encarecimiento de la energía prolongue la inflación. Esto se suma a la prima de plazo que ya aparecía en los Treasuries, un tema analizado en la curva estadounidense pidió prima de plazo.
Para América Latina, la división entre productores e importadores es apenas el comienzo. El petróleo caro puede mejorar los términos de intercambio de algunos países y, al mismo tiempo, encarecer el diésel, el transporte y los fertilizantes. Los bancos centrales deben decidir cuánto del shock se trasladará a los precios regulados y las expectativas. Las empresas deben evaluar si tienen poder para trasladar el costo. El mismo barril crea ganadores y perdedores dentro de una sola economía.
La señal que separa un shock energético de un shock macro
El Brent sigue siendo la referencia más visible, pero ya no basta por sí solo para ofrecer una lectura suficiente. Si el precio del crudo retrocede mientras los cracks, el diésel y el flete permanecen altos, la normalización estará ocurriendo solo al comienzo de la cadena. Las refinerías todavía tendrán poder de fijación de precios y los compradores de combustible seguirán expuestos.
Una mejora más amplia exigiría convergencia. Los flujos por Hormuz y Bab el-Mandeb tendrían que estabilizarse, las refinerías del Golfo volver a cargar derivados, los inventarios de gasolina y destilados recuperar holgura y los márgenes salir de sus máximos. En ese escenario, el barril podría caer junto con el costo efectivo de la energía y devolver margen de acción a los bancos centrales.
El riesgo opuesto es que el shock salga del mercado petrolero y entre en el resto de la economía. Los márgenes de refinación elevados durante más tiempo presionan a las aerolíneas, el transporte y la industria. Los fletes largos inmovilizan buques y capital. Los inventarios bajos dejan al sistema vulnerable a nuevas paradas. La inflación energética pasa entonces a depender menos de un titular sobre producción y más de la capacidad física de entregar combustible.
El Brent por encima de US$ 100 llama la atención porque cabe en una pantalla. La información más importante está en la distancia entre ese precio y el de los derivados. Fue allí donde la guerra, los ataques y las rutas bloqueadas concentraron la escasez. Mientras esa distancia siga abierta, el mercado estará pagando más por la refinería que por el barril adicional.
Suscríbete a LATAM Alpha para seguir cuándo el petróleo, la refinación y la geopolítica empiezan a cambiar la inflación, las tasas y los márgenes.
