José Rafael Revenga 21.09.2015
jrrevenga@gmail.com
@revengajr
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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.
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.
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.
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.
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.
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.
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