EL PETRÓLEO: ¿A DÓNDE VAN LOS PRECIOS?

José Rafael Revenga                                                         21.09.2015 

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@revengajr

                                                                                                        

Una revisión hacia la baja  

En la semana del 07-11.09 Goldman Sachs (GS) confirma las peores hipótesis y reduce significativamente sus estimaciones para el precio del crudo en el último  trimestre del 2015 y las expectativas para el 2016.

Para el Brent el cálculo formulado en mayo del 2015 era $53/b mientras ahora GS lo recorta a $45/b para el último trimestre del 2015. Una reducción de $8/b en el promedio de tres meses revela la presencia una firme tendencia de debilitamiento de los precios.

Para el Brent durante el 2016, la empresa financiera prevé un promedio de $49,50/b lo cual representa solo una leve recuperación de los valores actuales y no señala una reversión de la tendencia.

En cuanto al WTI, un referente con consecuencias para la cesta venezolana  más directas que el Brent, GS considera que el promedio para el cuarto trimestre del 2015 será de $40/b en vez de la estimación previa de $47/b. Para el 2016 la previsión actual es de $45/b. lo cual indica una erosión de $12/b en relación al cálculo prospectivo de hace tres meses.

La relación entre el WTI y el marcador venezolano no es constante pero la variación histórica reciente apunta a una diferencia alrededor de hasta $5/b menos. 

Es decir, Venezuela debe prever un promedio de $35/b para el 4T 
del 2015 y unos $40/b para el 2016.

Obviamente, el promedio puede ocultar meses en los cuales el nivel de precios puede ser sustancialmente menor lo cual generaría una atmósfera de aun  mayor incertidumbre tanto para los grandes inversionistas, los agentes financieros y las naciones petro-dependientes.

Según los registros oficiales la cesta petrolera venezolana replica los movimientos de los tres principales marcadores -Brent, WTI y cesta OPEP-pero a un nivel algo más bajo. Si la observamos detenidamente podemos notar tanto el impacto causado por acontecimientos y/o declaraciones como las tendencias fundamentales que marcan la evolución de la dinámica.

Precios de la cesta petrolera venezolana (09.2015)

La primera semana (31.08- 04.09) de septiembre el valor de  nuestro crudo promedio $42,66/b como resultado de un alza sorpresiva de $6,48/b en comparación con el valor registrado varios días antes. El valor del crudo venezolano, antes de la momentánea recuperación, ya perforó el nivel de los $36/b lo cual es un indicador indirecto pero confiable en cuanto al potencial de la caída para los próximos meses.            

La segunda semana, del 07.09 al 11.09, el promedio fue $41,08/b, una disminución de $1,58/b en comparación con la semana anterior.

La tercera semana (14.09-18.09) registra un promedio de $40,79/b lo cual representa un debilitamiento de $0.29/b en relación a la semana anterior.

Con el registro de esta semana, el precio de venta promedio del barril del crudo venezolano en lo que va de año se sitúa en 47,98 dólares  muy por debajo de los 88,42 dólares del año pasado y de los 98,08 dólares de 2013.

El promedio del mes de septiembre hasta el 18.09 es $41,52/b lo cual parece ser un fuerte condicionante para los próximos dos o tres meses. 




A partir de septiembre el rango de incertidumbre se amplía debido al aumento de la producción petrolera iraní y, por otro lado, la decisión de la OPEP de no decidir en cuanto a las cuotas de producción y las preocupaciones por las condiciones del “aterrizaje suave” de la economía china. 
Una primera conjetura señala un nuevo decaimiento de los precios del crudo durante el primer trimestre del 2016 lo cual haría que la “cesta venezolana” girara en torno a los $35/b en vez de los $40s/b proyectados para el último trimestre del 2015.

Los vectores fundamentales del mercado mundial

En su reporte Goldman Sachs argumenta su apreciación sobre adonde se dirige el mercado mundial:

“El mercado petrolero está aun más sobre-abastecido que nuestras expectativas y ahora pronosticamos que este superávit persistirá en el 2016 debido al aumento de la producción OPEP, un grado de flexibilidad para resistir los bajos precios del crudo por parte de los productores no-OPEP y una pérdida de velocidad de la demanda mundial influida por un menor impulso de la economía china la cual ocasiona una retroalimentación negativa de parte de los mercados emergentes’.

[Para una explicación técnica del  mecanismo presente en la economía real [ver aquí].

El reciente informe de GS generó mucho ruido especulativo a nivel mundial al asomar una probabilidad de un colapso de los precios a nivel de los $20/b. Si bien la estimación conquistó titulares e inundó el planeta tweet, es conveniente resaltar que GS no lo considera como el “base case” y al leer la frase en su contexto, nos encontramos que solo afirma un aumento del riesgo según el cual dicha predicción se vuelva realidad.

Otras consideraciones son más optimistas al señalar que estamos por entrar en una etapa de recuperación de los precios hasta niveles de los $60s/b, y aun hasta los $70s/b, a partir de mediados del 2016 o principios del 2017 debido a una fuerte reducción de la producción convencional. 
Como promotor de esta categoría de escenarios figura la apreciación de Barclays la cual calcula una reducción del 20% en las inversiones “aguas arriba” durante el 2015 por parte de las principales 175 empresas explotadoras de crudo y gas. Esta dinámica será más pronunciada (disminución de un 35%) en cuanto a la magnitud de las inversiones en los EE.UU.

El análisis técnico prevé otra reducción del 10 al 15% en el 2016 si los precios del WTI se estabilizaran en el rango de $50 a $60/b. De ser acertado el análisis no evitaríamos unos precios inferiores a los actuales durante el año próximo pero estaríamos por ver un alza mayor en el 2017.

El actual informe mensual de la OPEP es más cauteloso pues afirma que hay indicios de la desaceleración de la producción estadounidense de crudo pero esto no garantiza la eliminación del desequilibrio de los vectores fundamentales del mercado global dada la reducción de la demanda de varias regiones económicas.

[ver aquí] 

Los indicadores disponibles indican que hay una reducción de los niveles de producción de todo “crudo costoso” sea el proveniente del shale o de plataformas mar afuera o de Alaska o del norte de Rusia. Específicamente, en relación a la producción fracking, la estrategia de Arabia Saudí solo ha funcionado a medias. 

Las reducciones de los precios del barril debido a la decisión de no fijar cuotas nacionales de producción ha sido compensada parcialmente por una reducción promedio del 20% de los costos operativos en los grandes yacimientos en Tejas y Dakota Norte.

El Oil Market Report de la Agencia Internacional de Energía relata que el suministro no-OPEP se reduciría en 0,5 mb/d en el 2016 para situarse en un promedio de 57,7 mb/d. A la vez, la AIE estima que OPEP debería ser llamada a producir 31,3 mb/d. Igualmente, la Agencia postula una reducción de la producción shale USA tan amplia como 80.000 b/d promedio durante el mes de octubre próximo. El campo de Eagle Ford en el sur de Tejas disminuiría unos 62.000 b/d y Bakken en Dakota del Norte otros 21.000 b/d.

[Ver aquí] 

Si OPEP ha de imponer cuotas para reducir los volúmenes actuales de producción varias condiciones han de ser cumplidas: un acuerdo con Rusia, Irán y los productores árabes.

La estrategia de Rusia

Esto luce bien improbable debido a un postulado estratégico en plena vigencia el cual reza si hay un exceso de producción la primera en reducir su producción dada la vulnerabilidad de varios de sus miembros debería ser la OPEP. Rusia no tiene interés en hacer lo que las naciones miembros del cartel deberían acometer a pesar de la disminución de sus ingresos provenientes de la exportación de petróleo y gas en un 50% en comparación con el total del 2014.

Rusia se encuentra en una posición más cómoda que la mayoría de los miembros de la OPEP pues su déficit fiscal para el 2015 seria de solo 3% mientras que la propia Arabia Saudí se acercaría a un 20% este año.

En función de ciertas informaciones ambiguas surgidas de la reciente reunión de los presidentes Maduro y Putin, voceros oficiales se empeñaron en aclarar la posición rusa: el presidente ejecutivo de Rosneft aclaró que Rusia no se haría miembro de la OPEP y que no se encontraba en capacidad de reducir su producción aun queriéndolo. Además, el ministro de Energía comentó que proceder a cortes artificiales en la producción no tendría sentido a largo plazo.

Al tener en cuenta la geoeconomía, Rusia compite con Arabia Saudí en el mercado energético asiático y con la misma Irán  la cual está por colocar un millón de barriles adicionales para satisfacerlo. Mal puede Rusia abandonar su posicionamiento auto-infligiéndose una amputación de su porcentaje actual de dicho mercado.

Pocos se dan cuenta de la fuerza de Rusia como productora de hidrocarburos líquidos. En realidad, Rusia con sus 10,8 millones de b/d esta a la par con Arabia Saudí con un techo máximo de 11,5 millones de b/d mientras el resto de la OPEP contabiliza unos 25 millones de b/d.

Un indicador de lo que se ha denominado “el umbral del dolor” registra el precio promedio del barril del crudo necesario para el equilibrio fiscal de miembros de la OPEP. Kuwait lo logra con $50/b, Qatar con $60/b mientras Iraq requiere $70/b, Irán 90$/b, Arabia Saudí $100/b y Argelia 110/b. Toda diferencia entre los ingresos reales y esos umbrales deberá ser financiados con déficit fiscales y/o reducciones significativas del gasto publico.

Hay que considerar como proposición futurista que los productores frackers pueden, entre dos a tres años convertirse en los “swing producer” de la industria petrolera a nivel mundial. Si bien se han cerrado Dakota Norte y Tejas, las empresas han aprendido a reducir su umbral de rentabilidad (breakeven point) a cerca los 40$/b. Al ascender de nuevo los precios –probablemente en el 2017-  a $60s esas empresas pueden reabrir sus pozos a un mínimo costo comparativo y de manera casi inmediata. O sea, ellas pueden entrar en acción y satisfacer el delta positivo del suministro antes que los productores de tecnología convencional y así determinar el nuevo equilibrio de la oferta y demanda. Durante las últimas décadas Arabia Saudí con su inmensa capacidad de producción y amplia flexibilidad de graduar el grifo, ejercía esta crucial función. Esta nueva  dinámica representa una profunda alteración en cuanto a la fijación de precios la cual se ha trasladado a productores estadounidenses de shale.

El panorama se complica al considerar el horizonte de los 3 a los 5 años durante los cuales entraran en el juego del mercado nuevos productores de petróleo y gas derivados de esquistos. Entre muchos otros, hay que citar al yacimiento de petróleo shale Vaca Muerta en Neuquén, Argentina con reservas de 27 mil millones de barriles de crudo ya activo con una producción inicial de 45 mil b/d.

[ver aquí]

Los precios entrampados

Hay que retratar con toda claridad la trampa en la que se encuentran los precios petroleros. Es bien improbable que la demanda se recupere. La decisión del Fed -la semana pasada- de no aumentar la tasa de interés referencial se debió a una justificada preocupación por la fragilidad de la economía mundial fuera de los EE.UU.

 Por otra parte, Irak e Irán, y quizás Libia, están comprometidas con toda urgencia en elevar su producción. La primera por la necesidad de financiar la guerra contra el Estado Islámico; la segunda por retornar a su posición preeminente como propietaria de cuantiosísimas reservas de hidrocarburos.

Sea lo que fuere, la más diabólica de las trampas consiste en que cualquier ajuste ascensional sostenido de los precios a nivel de los $50s/b, y ciertamente a nivel de $60/b,  desencadena la casi inmediata entrada en operación de los frackers, por ahora principalmente en los EE.UU., lo cual incidirá directamente en la fijación de un nuevo punto de equilibrio de la ecuación oferta/demanda a niveles algo inferiores.

En otras palabras, la fluctuación previsible de los precios se situaría en un rango con un techo de $50/b, una zona intermedia cercana a los $40/b y un piso todavía por determinar pero que se aproximaría a $30/b.

Frente a una demanda en decaimiento, en cuanto al ritmo de su crecimiento, y la proliferación de productores que por diversas razones autónomas, entre ellas la de compensar la caída de ingresos con el aumento de las exportaciones de crudo, los precios tenderán a buscar un punto de equilibrio hacia los niveles inferiores.