Para las empresas que compiten en un sector expuesto a la mercantilización, la tarea es sencilla, aunque considerable: determinar la naturaleza de la ventaja competitiva en el sector y adaptar la estrategia y el modelo de negocio de la empresa en consecuencia. (Véase “Escaping the Doghouse: Winning in Commoditized Markets,” artículo de BCG, abril de 2015.)
El sector petrolero y las compañías que lo integran son un ejemplo claro de ello. El sector ofrece a las empresas oportunidades para crear ventajas mediante el acceso a activos de bajo coste; al mismo tiempo, sus participantes están muy expuestos a la volatilidad de los precios y a las imperfecciones del mercado. Algunos de los líderes del sector, como BP, Total y Royal Dutch Shell, han respondido a este entorno adoptando un modelo de trading respaldado por activos, que combina la producción con el arbitraje y permite a estas empresas capturar tanto las ventajas estructurales como las dinámicas que brindan las características del sector.
Los acontecimientos recientes en el sector ponen de relieve la pertinencia de este enfoque. Si bien el entorno actual de precios del petróleo sigue suponiendo una dura carga para el segmento upstream del sector, ha resultado muy beneficioso para el trading de petróleo. De hecho, las conversaciones recientes que hemos mantenido con directivos de grandes operaciones de trading indican que 2015 podría ser el año más rentable para el trading de petróleo desde 2008.
Lo que impulsa este viento de cola para el trading es la relativamente alta volatilidad de los precios del petróleo, que ha provocado un aumento de las imperfecciones temporales de precios en los distintos mercados y, por tanto, mayores oportunidades de arbitraje. Las petroleras que reconozcan y aprovechen estas oportunidades pueden obtener un beneficio extraordinario. Y, en el proceso, se volverán menos vulnerables a las oscilaciones potencialmente bruscas de sus resultados causadas por las turbulencias en otras partes de la cadena de valor.
Trading para la diversificación, la estabilidad y el crecimiento
En los últimos años, el trading de petróleo ha sufrido una mala reputación en algunos círculos, derivada en gran medida de una serie de escándalos financieros relacionados, entre ellos la debacle de Enron a comienzos del siglo XXI. Muchos directivos siguen considerando el trading una fuente innecesaria de riesgo y volatilidad; algunos lo ven, esencialmente, como una forma de apostar. (Cabe señalar que, de hecho, pocos operadores están autorizados a tomar posiciones direccionales netas sobre la evolución de los precios del petróleo.)
Creemos que esta reputación desvirtúa en gran medida la naturaleza del trading de petróleo y subestima su valor potencial. Bien ejecutado, el trading puede constituir una fuente crítica de diversificación y estabilidad para las petroleras integradas. Esto se debe a que los rendimientos del trading no están correlacionados positivamente con los de las operaciones upstream o downstream. (Véase el Gráfico 1.) Asimismo, los rendimientos del trading no se ven afectados directamente por el nivel ni por la dirección de los precios del petróleo. Así, el trading puede desempeñar un papel importante en la cartera global de una petrolera integrada, un papel especialmente valioso en momentos de turbulencia en los mercados.
El trading de petróleo también puede ser, por derecho propio, un factor material del rendimiento financiero absoluto de una empresa. Los ingresos anuales relacionados con el trading pueden alcanzar los miles de millones de dólares en el caso de las mayores petroleras.
En suma, el trading de petróleo puede ser una poderosa fuente de ventaja competitiva. Esto es especialmente cierto en el entorno actual de precios del petróleo.
Oportunidades actuales
Los mejores operadores utilizan un modelo de negocio ágil que les permite identificar y aprovechar sistemáticamente las imperfecciones de precios allí donde se producen. El contexto actual del mercado está plagado de tales imperfecciones, que se traducen en importantes oportunidades de arbitraje. Estas se dividen en tres categorías principales: tiempo, ubicación y calidad.
Tiempo. Las llamadas situaciones de contango, en las que los precios de entrega futura son más altos que los de entrega inmediata, han creado oportunidades de trading lucrativas, especialmente para las empresas con una capacidad de almacenamiento marginal significativa. En marzo de 2015, por ejemplo, el diferencial de precios entre los mercados a plazo y al contado fue de aproximadamente 1 dólar por barril al mes, lo que se traducía en un margen libre de riesgo de casi 3 dólares por barril de capacidad de almacenamiento durante un periodo de tres meses. Los bajos tipos de interés a corto plazo actuales (la tasa de los fondos federales de Estados Unidos se sitúa actualmente en el 0,25 por ciento) hacen que la economía de financiar la acumulación de inventarios para aprovechar estas oportunidades resulte especialmente atractiva. Muchas refinerías, sin embargo, siguen gestionando sus inventarios de crudo como si el petróleo fuera únicamente un insumo industrial y no un activo financiero. Se esfuerzan por mantener el inventario lo más reducido posible, dejando así sin aprovechar un valor considerable, con un riesgo prácticamente nulo.
Ubicación. Los diferenciales de precios entre ubicaciones pueden generar oportunidades interesantes para los actores capaces de acceder a la logística pertinente y de reencaminar físicamente el petróleo o los productos petrolíferos. Los cuellos de botella en la infraestructura de Norteamérica, por ejemplo, provocados por la revolución del petróleo de esquisto y por la normativa estadounidense sobre exportaciones, han desconectado en parte los precios de Estados Unidos de los de los mercados internacionales. Durante los últimos tres años, los mejores operadores han tratado de entender cómo evolucionará esta situación y dónde es probable que se materialice el mayor valor como resultado. Han desarrollado estrategias claras para aprovechar las futuras discrepancias regionales de precios y han tomado medidas para garantizar que podrán controlar activos logísticos clave, como terminales, oleoductos, vías férreas y capacidad de almacenamiento. Una empresa, por ejemplo, invirtió en nuevas terminales y en capacidad de transporte de gas licuado de petróleo para aprovechar el excedente de propano en el mercado estadounidense (impulsado por el auge de la producción de petróleo de esquisto), que había generado diferenciales significativos entre los precios nacionales y las cotizaciones internacionales por vía marítima. (Véase el Gráfico 2.) Al reconocer y actuar sobre la oportunidad a tiempo, la empresa logró un margen de aproximadamente 200 dólares por tonelada métrica, o el 40 por ciento sobre los precios nacionales de Estados Unidos.
Calidad. Los balances globales y regionales de oferta y demanda de los principales crudos han cambiado significativamente en los últimos años. La producción de crudo dulce ligero del mar del Norte se ha reducido notablemente, por ejemplo, mientras que nuevas calidades ligeras se producen a partir del petróleo sintético canadiense y del petróleo de esquisto estadounidense. El equilibrio tradicional de flujos en el Atlántico también se ha invertido: Europa, que solía exportar a Estados Unidos, se está convirtiendo ahora en el importador marginal de todas las grandes regiones productoras: Rusia, Norteamérica, África y Oriente Medio. Estos cambios en los flujos afectan a los diferenciales de precios entre crudos dulces y agrios y entre crudos pesados y ligeros, e influyen en los márgenes de netback de refino. Las refinerías estrechamente vinculadas a operadores capaces de reaccionar rápidamente a estos cambios han logrado rendimientos superiores hasta la fecha en 2015. (Los márgenes de netback de las refinerías también se han visto afectados por los cambios en la configuración marginal impulsados por las fluctuaciones de la demanda de petróleo.) Muchas refinerías, sin embargo, no aprovechan estas oportunidades: se niegan a adaptar sus suministros de crudo en respuesta a las oportunidades de optimización de precios y a la evolución de los netbacks. En cambio, se centran principalmente en los KPI técnicos. Algunos equipos técnicos de estas empresas llegan incluso a bloquear la programación lineal que la mayoría de las refinerías utiliza para determinar el suministro óptimo de crudo, con el objetivo de asegurarse de que sea muy poco probable que el programa recomiende el uso de una calidad distinta, menos familiar (pero económicamente más ventajosa). (Esta restricción del programa de selección de suministro también puede producirse de forma involuntaria: el personal de una empresa realiza una serie de ajustes relativamente pequeños a los criterios del programa durante un largo periodo, y el efecto acumulado acaba siendo prácticamente invisible para la empresa.) El efecto neto es que la programación lineal ya no cumple la función para la que fue concebida, y la tensión natural que debería existir entre refinerías y proveedores se reduce considerablemente. Esto puede acabar mermando los esfuerzos de las refinerías por maximizar el valor.
La elevada volatilidad de los precios del petróleo que ha prevalecido en el mercado desde el verano de 2014 ha aumentado tanto el número como la magnitud de las imperfecciones de precios del mercado, lo que amplía el margen de maniobra de las empresas para participar en los tres tipos de arbitraje. También ha incrementado el tamaño de la recompensa potencial asociada a una ejecución exitosa.
La elevada volatilidad del mercado también ha creado un tipo adicional de oportunidad, que no es arbitraje puro y que los operadores pueden aprovechar. Las oscilaciones bruscas del precio del petróleo han generado una fuerte demanda de instrumentos de gestión del riesgo que ofrecen protección ante caídas. Esta demanda ha sido especialmente intensa por parte de empresas muy vulnerables a nuevas caídas del precio del petróleo y para las que mantener un perfil de flujo de caja sostenible es esencial para su negocio. La demanda ha provocado un sobreprecio generalizado de estos instrumentos, del que los operadores sofisticados pueden sacar partido, especialmente ahora que los bancos de inversión, tradicionales proveedores de estos instrumentos, se han retirado del mercado, ampliando así la oportunidad para las organizaciones de trading.
Aprovechar el momento
Un mayor énfasis en el trading puede resultar sumamente beneficioso para una amplia gama de empresas en el entorno actual.
Entre las empresas que se beneficiarían especialmente se encuentran las refinerías complejas que operan en Asia. Estas compañías pueden procesar muchos tipos de crudo y deberían aprovechar con rapidez los importantes diferenciales de precios entre crudos dulces y agrios y entre pesados y ligeros. Sin embargo, pocas de estas refinerías lo hacen. En cambio, la mayoría mantiene un enfoque muy conservador, con un énfasis mucho mayor en la seguridad del suministro que en la optimización de las compras. Consideramos que esta postura es subóptima, dada la liquidez relativamente alta del mercado petrolero y el coste económico potencial de esta política para los resultados de estas empresas. De hecho, nuestros estudios indican que estas políticas conservadoras de suministro de petróleo pueden costar a los márgenes de las refinerías entre 1 y 2 dólares por barril.
Las grandes compañías y países productores de petróleo, incluidos los que operan en Oriente Medio, también podrían beneficiarse de forma significativa si reconsideraran el papel que desempeña el trading en su negocio. Muchos de estos actores han rehuido el trading o le han restado importancia, al considerar que va en contra de su objetivo de convertirse en proveedores de crudo respetados y fiables.
Nuestra opinión es algo distinta. Consideramos que ser un productor fiable y predecible depende en gran medida de ser transparente respecto a la producción y a su evolución. Un mayor énfasis en el trading no es incompatible con ello, ni impide respetar la regulación de volúmenes de carácter político, como los objetivos de la OPEP. Por tanto, el trading podría resultar muy ventajoso para estas empresas. De hecho, al dar mayor peso a esta actividad y aumentar su enfoque en el trading spot frente a los contratos a largo plazo, estos actores podrían incrementar significativamente sus rendimientos. Hemos determinado, por ejemplo, que SOCAR, la State Oil Company of Azerbaijan Republic, incrementó sus ingresos en 1,70 dólares por barril al pasar de priorizar la comercialización a priorizar el trading.
Sin embargo, todas las empresas deberían considerar las ganancias potenciales que pueden obtenerse al aumentar su énfasis en el trading, dado su potencial de crecimiento. Muchas de las grandes petroleras europeas y estadounidenses piensan en esta línea y ya han invertido para aumentar la profesionalidad de sus divisiones de trading. Algunos actores de Asia también están en proceso de hacerlo (China National Petroleum, por ejemplo, creó recientemente una división de trading), al igual que algunas compañías petroleras nacionales (incluidas las de Azerbaiyán y Omán) en diversas regiones.
Es cierto que el modelo de negocio necesario para tener éxito en el trading respaldado por activos es muy distinto del requerido en exploración y producción, refino y comercialización, y por ello no resulta adecuado para todas las empresas. Pero los beneficios del trading pueden ser considerables y, para muchos actores, compensarán con creces los retos de su implementación. No solo puede ampliar los márgenes de las empresas, sino también estabilizar los rendimientos de la cartera y hacer que una compañía responda con mayor agilidad a las oportunidades del mercado. Las petroleras que consideran el trading únicamente como una fuente de suministro para sus refinerías podrían estar dejando inactiva una importante fuente de creación de valor.
Este artículo se publica en colaboración con BCG Perspectives. La publicación no implica el respaldo del Foro Económico Mundial a las opiniones expresadas.
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Autor: Eric Boudier es socio sénior y director gerente de BCG en Oslo. Sönke Lorenz es Principal de BCG en Berlín. Iván Martén es socio sénior y director gerente, líder global de la práctica de energía de BCG en Madrid.
Imagen: Vista aérea de la plataforma petrolífera Oseberg en el mar de Noruega antes de la visita del presidente austriaco Heinz Fischer y del rey noruego Harald. REUTERS/Helge Hansen/Scanpix
