Los mercados japoneses están descontando el riesgo petrolero de Medio Oriente, y esa es la verdadera historia

La apretada del Estrato de Hormuz se afloja — y los traders japoneses ya están saliendo

El equipo de Nikkei en Nueva York informó el viernes que el crudo WTI para octubre cerró en $83.40 el barril, con una baja de 13 centavos, mientras el oro para diciembre en COMEX perdió $134.10 — casi 3 por ciento — para ubicarse en $4,529.90 la onza. Los titulares señalarán la mediación de Catar entre Irán y Omán sobre un通道 provisional de navegación por el Estrecho de Hormuz, y los comentarios de Michelle Warren, presidenta de la Reserva Federal, en Jackson Hole, que sugieren que la puerta a más subas de tasas sigue abierta.

Pero leer solo los catalizadores de superficie pasa por alto lo importante: los mercados financieros japoneses ya están reduciendo la prima por riesgo de suministro del Medio Oriente más rápido que la mayoría de las mesas occidentales. Y detrás de esa nueva valoración se asoma un cambio estructural más profundo que apenas está captándose en los comentarios de Londres o Nueva York.

El comentario de Warren en Jackson Hole no fue sutil

Warren dijo en el simposio sobre política monetaria que la tendencia de la inflación “aún no muestra claramente una mejora significativa”. Agregó que si falta confianza en el objetivo del 2 por ciento, “hay trabajo por hacer” — eufemismo de mercado para tasas más altas durante más tiempo. El dólar se fortaleció. El oro, un activo que no genera rendimiento, vendió. La lógica es de manual.

Lo que los mercados también absorbieron es que la disrupción en Hormuz —que empujó el petróleo muy por encima de los $90 a principios de año— se trata como transitoria más que estructural. Se espera que los barcos reanuden el tránsito. La prima por riesgo se desmantela día tras día. En Tokio y Singapur, donde las comerciales japonesas mantienen posiciones físicas enormes en crudo del Golfo, esta nueva valoración tiene consecuencias reales de P&L que las agencias de noticias rara vez capturan.

Soros Fund Management, uno de los mayores especuladores occidentales en futuros de petróleo, redujo su posición larga en WTI en aproximadamente 18,000 contratos entre principios de agosto y la semana pasada, según registros de la CFTC. Esa es una reducción significativa, pero queda pequeña frente a lo que están haciendo las grandes comerciales japonesas (sogo shosha) entre bastidores. Tres de los principales grupos — Mitsui, Mitsubishi Corporation e Itochu — han reducido silenciosamente su compra mensual promedio de crudo del Golfo en un estimado de 60,000 a 90,000 barriles por día durante el último trimestre, según fuentes familiarizadas con sus comités internos de compras. Estas cifras no aparecen en datos públicos de negociación porque los volúmenes suelen redirigirse a través de compras al contado o acuerdos bilaterales en lugar de posiciones en futuros. El efecto acumulativo es de aproximadamente 250,000 barriles por día —una fracción considerable de la producción diaria del Golfo— que ha sido silenciosamente marginada sin ninguna señal dramática de mercado.

Las compras de crudo iraní y del Golfo por parte de China van en descenso — en silencio

Esto es lo que las páginas japonesas están siguiendo y las mesas que hablan inglés han tardado en captar: la mezcla de importaciones energéticas de China está cambiando. El crudo iraní con descuento, que solía ser un pilar de la entrada en refinerías chinas durante los períodos de sanciones, registra declives constantes a medida que Beijing diversifica hacia barriles rusos y producción de shale nacional. El crudo del Golfo —de Arabia Saudita, EAU y Omán— sigue siendo crítico, pero los márgenes de refinación y los patrones de llenado de reservas estratégicas chinos muestran un reequilibrio gradual lejos de la dependencia de Medio Oriente.

Los números cuentan la historia. Las importaciones chinas de crudo iraní cayeron desde un estimado de 1.1 millones de barriles por día a principios de 2024 hasta aproximadamente 750,000 bpd para mitad de año, según datos compilados por Vortexa y corroborados por dos analistas de materias primas con sede en Shanghái que siguieron los patrones de llegada de VLCC (buques muito grandes de carga de crudo) frente a los puertos chinos. Ese descenso no ha sido reemplazado por aumentos proporcionales de ningún otro proveedor individual. En cambio, ha sido absorbido por una combinación de flujos rusos a través del puerto del Lejano Oriente de Zarubino —que ahora transporta 120,000 bpd adicionales desde la expansión del oleoducto ESPO— y aumentos marginales de la producción iraquí y kazaja.

Esto no es dramático. Es incremental. Y precisamente por eso es fácil de pasar por alto. Sin embargo, el efecto acumulativo en los flujos globales de petróleo es sustancial. China sigue siendo el mayor importador de crudo del mundo. Incluso un cambio del 5 al 10 por ciento en su mezcla de abastecimiento se traduce en millones de barriles por día redirigidos a través de rutas comerciales. Eso altera la demanda de transporte, las tarifas fletadas y, en última instancia, la demanda base que OPEP+ debe asumir al establecer recortes de producción.

Quizás lo más consecuente sea el efecto secundario en los mercados de buques tanqueros. El descenso en el tráfico de VLCC con destino a Irán ha deprimido las tarifas de flete en la ruta Medio Oriente-China en aproximadamente 22 por ciento desde abril, según datos de Clarksons Research. Esa reducción de costos beneficia a los refinerías chinas pero también señala fundamentos de demanda más débiles para cualquiera que observe el lado derecho de la ecuación energética. Los pedidos de tanqueros para buques ultra grandes han caído drásticamente —las tarifas de flete al contado para nuevas construcciones de VLCC cayeron a $28,000 por día desde un pico de $85,000 a principios de 2024— reflejando un mercado que ya no anticipa el crecimiento de volumen necesario para justificar la expansión de la flota.

Por qué esto importa para la estrategia de la OPEP

Si Hormuz se normaliza y China continúa su despacio giro, dos fuerzas convergen contra el piso de precio que OPEP+ ha estado defendiendo. La presión del lado de la demanda por el reequilibrio chino se encuentra con el alivio del lado de la oferta por la restauración de las rutas iraníes. El resultado es un golpe doble a la prima de riesgo que ha mantenido el WTI sostenido cerca de $80.

Para la OPEP, el mensaje es inequívoco: el mercado está perdiendo la fe de que la disrupción geopolítica persistirá el tiempo suficiente para justificar la restricción de producción. Las cuotas actuales del grupo fueron diseñadas en parte bajo el supuesto de que las tensiones en Medio Oriente se mantendrían elevadas. Si esas tensiones se alivian —y los esfuerzos de mediación de Catar sugieren que podrían—, el razonamiento estratégico para cortar la producción se debilita.

Arabia Saudita ha señalado en privado que está dispuesta a absorber cuota de mercado adicional si fuera necesario, una posición que tiene enorme peso dados sus bajos costos de extracción y su capacidad de producción excedente de aproximadamente 3 millones de barriles por día. Esta disposición a competir por volumen en lugar de defender el precio mediante recortes es un alejamiento significativo de la disciplina que el reino ha mantenido desde la guerra de precios de 2020. Sugiere que Riad considera que su posición competitiva contra la oferta no-ODEP —shale estadounidense, pre-sal brasileño, producción guyanesa— es lo suficientemente sólida como para soportar un período prolongado de precios estancados. Si ese cálculo es correcto, el piso del mercado podría erosionarse más de lo que la mayoría de los participantes esperan.

Las refinerías rusas, mientras tanto, han estado mejorando silenciosamente su capacidad aguas abajo para procesar grados de crudo más pesados y más baratos —incluidos los volúmenes iraníes e iraquíes que China está desviando de los proveedores del Medio Oriente—. Esto crea un ciclo de retroalimentación: las compras chinas de producto ruso aumentan, liberando capacidad en los puertos rusos que luego exportan más crudo del Báltico y del Mar Negro a Europa e India, desplazando aún más los barriles del Medio Oriente en esos mercados también.

La venta de oro cuenta la misma historia

La caída del oro de casi 3 por ciento no es solo una historia de la Fed. También es una señal de apetito por el riesgo. Cuando los operadores de materias primas venden oro junto con el crudo, están apostando a que el riesgo geopolítico se está valorando a la baja y que la liquidez fluirá de nuevo hacia activos más riesgosos. Esa apuesta depende de que Hormuz realmente se reabra —y de que China no genere un shock de demanda más amplio a través de su transición energética.

Si ambas cosas se sostienen, el oro podría probar niveles más bajos. Si alguna falla, la venta se revierte rápidamente. El tamaño de las posiciones en Tokio refleja esta incertidumbre: los jugadores grandes están reduciendo su exposición pero no saliendo por completo, preservando la opcionalidad para un sorpresa de fin de semana en las negociaciones del Medio Oriente.

El movimiento del yen añade otra capa. La reciente decisión del Banco de Japón de permitir que el rendimiento de los bonos gubernamentales a 10 años se despligue hacia arriba ha debilitado el yen a aproximadamente 152 por dólar, su nivel de depreciación más alto en tres décadas. Para los importadores japoneses —y Japón sigue siendo uno de los mayores países importadores de petróleo del mundo—, un yen más débil encarece cada barril de crudo en términos de moneda local incluso cuando el precio expresado en dólares cae. Esto crea una dinámica perversa: los refinerías japonesas disfrutan de precios de petróleo más baratos mientras simultáneamente enfrentan costos más altos de combustible doméstico, exprimiendo los márgenes en la bomba y en el consumo industrial.

Qué pasa después

Esperemos volatilidad continua durante el fin de semana. El tono halcón de Warren le da otra subida al dólar. Las conversaciones de mediación de Hormuz, si producen un cronograma concreto, seguirán presionando al petróleo. Pero la fuerza estructural a vigilar son los datos de importación de China —que saldrán en las próximas semanas—, los cuales confirmarían o contradecirían la narrativa de una salida gradual del Golfo.

Los efectos de segundo orden valen la pena rastrearlos de cerca. Un descenso sostenido en la demanda de crudo del Medio Oriente por parte de China podría acelerar la inversión en corredores de oferta alternativos —el oleoducto Azerbaiyán-Georgia-Turquía, el Oleoducto Transadriático, y la creciente asociación estratégica de la India con los campos del sur de Iraq— se vuelven más atractivos a medida que la ecuación económica cambia. Estos proyectos, aunque modestos en volumen absoluto comparados con las exportaciones saudíes o iraníes, podrían agregar colectivamente entre 400,000 y 600,000 barriles por día de oferta no-ODEP a los mercados globales dentro de los próximos tres años, comprimiendo aún más la banda de precios que OPEP+ ha defendido.

Por ahora, los mercados japoneses están contando una historia que Occidente no ha escuchado completamente: la era de las primas sostenidas por riesgo del Medio Oriente en el petróleo podría estar terminando antes de lo que la OPEP desea, y el reequilibrio silencioso de China es el motor detrás de ello. La pregunta es si esta nueva valoración ha llegado lo suficientemente lejos —o si la próxima ola de dislocación estructural todavía está por escribirse.