25/12/16

EL PETRÓLEO EN EL 2017




José Rafael Revenga                                 Diciembre 26, 2016
@revengajr

A una semana de la fecha de implementación de los recortes de los niveles de producción tanto de las naciones OPEP como las no-OPEP, el mercado global del crudo ha desarrollado un burbuja expectante de su aplicación la cual ha elevado los precios a lo largo de diciembre en un 10%.

La situación al cierre del año




Así, el lunes 19.12 el marcador Brent se colocó en $55,51/b mientras el WTI alcanzó   $52,26/b. A su vez la cesta petrolera venezolana registraba $45,27/b como promedio para la semana 19-23.12.

El viernes 23.12 el Brent se encontró en $55,16/b y el WTI  en $ 53,07/b, ambos para los contratos por vencerse el próximo febrero. Los registros para ambas fechas denotan un nivel de estabilidad  que agota los efectos positivos de los acuerdos de Viena.

Hay que considerar que los recortes, aun si llevados a cabo en su totalidad,  no eliminarían físicamente el desequilibrio entre oferta y demanda si no a mediados del 2017 en el mejor de los casos manteniendo los factores actuales.

Si esa expectativa se mantiene la burbuja mediática anticipatoria mantendría los precios alrededor de los $55/b  lo cual sería un éxito para los promotores de los acuerdos alcanzados en Viena.




Un enfoque prospectivo: Libia y EE.UU.

El análisis prospectivo se torna más complejo y el rango de incertidumbre se amplía en cuanto a los precios al introducir escenarios locales con el potencial de neutralizar los acuerdos logrados.

Por ejemplo, en Libia la Corporación Nacional de Petróleo declaró a mediados de diciembre el aumento de 270.000 b/d al recuperar el control sobre los oleoductos provenientes de los campos Sharara y El Feel. Se prevé lograr dicho  volumen, equivalente a una cuarta parte de la reducción acordada por la OPEP, a finales del primer trimestre del 2017.

Ese factor delta se suma a la reciente duplicación de la producción nacional la cual alcanza 600.000 b/d con un potencial máximo de un millón doscientos mil b/d.




Adicionalmente, la  Enegy Information Agency de los EE.UU. reporta un aumento de la producción nacional en 99.000 b/d durante el mes de noviembre .lo cual la sitúa en 8,796  millones b/d. No es aventurado pronosticar un incremento adicional de 400.000 b/d para mediados de 2017.

El factor USA, igual que el factor Libia, escapa al control de los acuerdos vieneses, aunque sea por diferentes razones. Ambos gozan de un importante potencial efectivo en cuanto al aumento autónomo de su nivel de producción.




Libia estaría limitada por su record históríco mientras los EE.UU. bajo la nueva Administración pudiera pasar, en varios años y de acuerdo al comportamiento del mercado global, de los actuales 10 millones b/d a un asombroso 20 millones b/d.

La irrupción del shale

Harold Hamm, pionero de la extracción horizontal en la formación Bakken en Dakota del Norte, presidente de Continental Resources y asesor de primera línea  del Presidente Trump ha manifestado que dicho nivel sería contraproducente pero no ha negado que una meta viable sería un par de millones de b/d adicionales a ser alcanzado a fines del 2018. Esta capacidad de facto convierte a los EE.UU, en el “productor rey” o “balancín” del mercado global:
 "We could take it from 10 [million barrels a day to 20 million. The key here is not to get too much production coming back in — oversupply the market — or prices collapse and that's not a good deal for everybody.”
Si en breves meses se da un incremento tanto en Libia como en los EE.UU. es altamente probable que un número significativo de firmantes de los dos pactos inicien su retirada del mismo lo cual motivaría a Arabia Saudí a acometer individualmente un segundo recorte. De allí en adelante, cualquier previsión es inútil.

La geopolítica alimenta la incertidumbre

A pesar de la necesidad de generar proyecciones a ser utilizadas en el manejo financiero de las empresas y de los países productores así como en las inversiones de capital, estas están sometidas a variables inducidas por impredecibles factores geopolíticos y decisiones metagerenciales.

Todo este cúmulo  de vectores dio lugar a la dinámica encubierta por el término “volatilidad” la cual se manifestó en el 2016 con un “bajo” de $35,73/b y un “alto” de $53,59/b para el WTI.

Ha cobrado enorme importancia el impacto de  las tendencias y los acontecimientos pertenecientes a un enfoque geopolítico en la determinación de los precios lo cual garantiza que el movimiento oscilante de los precios del crudo durante el 2017  exhibirá una volatilidad similar a la del 2016.

La geopolítica en el 2016

Me encuentro con un detallado análisis,  correspondiente al 2016, sobre como los sucesos geopolíticos. y las estrategias acompañantes incidieron de manera directa en la evolución de los precios del crudo:

  • Jan. 16 – The Western sanctions crippling Iran's export economy were lifted, allowing Iranian oil to be sold across the world. Iran has increased oil production by 20% since sanctions were lifted.
  • Feb. 16 – Saudi Arabia and Russia agreed to cap their oil production at existing levels. Oil prices rose 6.7% the next day.
  • April 7 – Libya's UN-backed government reclaims control of its oil ahead of an OPEC meeting. Oil prices climbed 12.3% in three days of trading.
  • June 10 – China reached its oil storage capacity, a sign of an oversupply of oil. Crude oil prices dropped 8.8% over the following week.
  • June 24 – The United Kingdom voted to leave the European Union. WTI prices fell 6.4% in one day.
  • July 15 – A failed military coup in Turkey shook oil markets. Turkey is a strategically important country in the Middle East and a major conduit of oil pipelines through the region. Oil prices fell 6.5% over the week.
  • Aug. 11 – Saudi Arabia begins pushing for an OPEC agreement to freeze oil production. WTI crude oil prices jumped 15% over the next week.
  • Sept. 28 – OPEC announced it reached a tentative agreement to cut oil production during its meeting in Algiers. Oil prices jumped 9.2% during the next week.
  • Oct. 24 – News broke that Iraq was seeking an exemption from the OPEC deal, throwing into question whether an agreement would happen at all.
  • Nov. 8 – Donald Trump won an upset victory in the U.S. presidential election. His proposed energy policies could lead to more oil supply through American oil production.
  • Nov. 30 – OPEC announces its plan to cut oil production is official. WTI oil prices have risen 15% since then.

Un uevo acuerdo o desacuerdo


La próxima reunión de OPEP será en mayo 2017. Bien puede ser aun más crucial que la reciente. Tendrá que evaluar si efectivamente los signatarios de los acuerdos han cumplido sus compromisos y, a la vez, cual estrategia seguirán las “cinco naciones hermanas”: EE.UU., Rusia, Irán, Irak y Arabia Saudí.

Además, no se debe soslayar que los compromisos asumidos están sujetos a toda una serie de condicionalidades que les restan eficacia.

Por ejemplo, el caso de Rusia la cual se comprometió a un recorte total de 300.000 b/d. En primer lugar, fijó su nivel de referencia en su producción de octubre igual a 11,247.000 b/d, un record histórico. Segundo, su reducción será progresiva -200.000 b/d para marzo- y solo culminaría en junio 2017.

El temor justificado es que a pesar del éxito inicial del anuncio de los acuerdos –un impacto basado en una burbuja mediática-  cualquier desajuste pudiera desencadenar  un “efecto deslave” que obligará a Arabia Saudí asumir un mayor  recorte casi unilateralmente a fin de mantener a los precios en el rango entre $50 y $55/b.




18/12/16

EL PETRÓLEO Y EL "FACTOR TRUMP"




 José Rafael Revenga                                   Diciembre 18, 2016
@revengajr
Presidente electo Donald Trump: “  
 “Imaginemos un mundo en el cual nuestros enemigos y los carteles petroleros ya no puedan utilizar la energía como un arma” (2016)
A tres semanas del “petro-acuerdo”  labrado por la OPEP el 30.11 y a una semana del apoyo ofrecido por los no-productores OPEP, los cuales añadieron un recorte de casi 600.000 b/d a los 1.200.000 b/d originales, el mercado a nivel mundial y los países productores de crudo dan señales positivas en cuanto a la evolución del precio por barril.
Parecería que en los próximos meses los marcadores mundiales se situarán alrededor de los $55/b. Quizás no tanto por la magnitud de la reducción ya suscrita sino, más bien, porque el acuerdo parece aplicable lo cual ha llevado a Arabia Saudí de ir aun mas allá de su recorte de casi los 500.000 b/d para así  sostener el precio y hacer viable su oferta pública de acciones en la empresa estatal ARAMCO programada para inicios del 2018 y de la cual depende su futuro fiscal.
Un precio de $55/b para el WTI puede transformarse en un umbral cuya superación sería contraproducente pues activaría una importante producción de shale en USA y llevaría a una pérdida de mercado para los países árabes.
Actualmente, Goldman Sachs proyecta un volumen de nueva producción de shale estadounidense equivalente a 800.000 b/d en 2017 lo cual se sumaría al nivel actual de 4 millones b/d y la producción total estadounidense alcanzaría a 8,8 millones b/d.
Una estimación más limitada la ofrece el Postcarbon Institute (ver) https://loo.gl/ps8ML6
Los precios en alza ¿Por cuánto tiempo?



El viernes 16.12 el crudo alcanzó su nivel más alto en los últimos 17 meses. El Brent se colocó en $55,21/b y el WTI en $51,90/b. Esto representa un aumento del 23% para el Brent en las últimas cuatro semanas y para el WTI un 20%.
No obstante, hay fundadas dudas sobre si los dos acuerdos de viena a fines de noviembre y a mediados de diciembre logren sostenerse más allá del primer trimestre dada la competencia por los mercados. Por ejemplo, Irak recién firmó contratos adicionales con sus clientes en China e India  a pesar de haber suscrito el compromiso de reducir su producción en 210.000 b/d.
El “Factor Trump”






Hay que prestar una urgente atención al impacto de las medidas previsibles y/o imprevistas de parte del nuevo presidente de los EE.UU. sobre la conducción global de los hidrocarburos.
Un análisis somero incluye, en primer lugar, una política centrada en el desarrollo inmediato de la capacidad de producción de crudo y gas mediante la desregulación del uso de los territorios federales. En segundo lugar, la asignación de una amplia gama de incentivos para facilitar la producción no-convencional. Un tercer factor es la exigencia de ampliar el numero de puestos de trabajo.
Si las anteriores consideraciones son razonables y propias de una política energética catalizadora, hay que tener en cuenta que Trump maneja también otros criterios directamente relacionados con la postura mundial del ejercicio de la soberanía estadounidense.



El manejo de esta agresiva política energética quedará en manos de un cuarteto excepcional de ministros  reconocido por su criterio de hacer el máximo uso de las reservas nacionales para lograr la independencia de importaciones para los EE.UU.
El grupo lo configuran: Rex Tillerson, jefe máximo de la Exxon y ahora nominado para la Secretaría de Estado; Scott Pruitt dirigirá la Environmental Protection Agency; Rick Perry estará al frente del Departamento de Energía y Rian Zinke será el próximo director del Departamento de Energía.
Si a la dimensión de una nueva política energética le agregamos el cuarteto de ministros con un mandato y un enfoque homogéneo y, por último, algunos criterios  personales del próximo presidente de los EE.UU. terminamos con una bandada de “cisnes negros”.
Trump ha declarado que estaría dispuesto a cortar las importaciones de crudo provenientes de Arabia Saudí si el Reino y otros países árabes no financian la guerra contra el ISIS.
A este cuadro multifactorial hay que añadir el efecto del alza de precios logrado por los productores OPEP y no-OPEP lo cual paradójicamente impulsa la producción USA y desata una guerra por los mercados la cual reducirá los precios.
Si bien los efectos de los “acuerdos Viena” han sido positivos durante los primeros días, hay que tener en cuenta que el “efecto Trump” distorsionará, en pocos meses, por completo al mercado energético mundial.

Me seguiré ocupando del tema en próximas notas.



11/12/16

EL PETRÓLEO: UN ACUERDO VOLÁTIL

José Rafael Revenga                             Diciembre 11, 2016
@revengajr

El martes 06.12 vio el primer tremor de incredulidad en cuanto a la puesta en vigencia de las medidas acordadas por la OPEP el miércoles 30.11 en Viena.
Lo que desató una onda de escepticismo fue el informe correspondiente al pasado noviembre de las estadísticas de producción de OPEP las cuales señalan un record histórico de 34,19 millones b/d como promedio.
Parecería que los países miembros de OPEP han querido usufructuar a lo máximo la producción de los meses de noviembre y diciembre antes de aplicar las reducciones acordadas a partir del 01.01.2017. El incremento fue de 370 mil b/d. Ese día el Brent cayó $1,01/b para situarse en $53,93/b y el WTI se deslizó $0,86/b para cerrar en $50,93/b.
Rusia  se sumó a dicha estrategia al producir 11,21 millones  b/d durante el mes de noviembre, su mayor nivel en los últimos 30 años.

O sea, los principales productores no dudaron en aumentar su producción en lo que fuera posible para aprovechar un posible aumento sostenido de los precios del crudo antes de verse obligados a reducir los niveles de la oferta.




Los riesgos inciertos

Todo esto configura un cuadro de alta incertidumbre en el cual es aconsejable optar por el escenario de $40/b como lo hizo la vicepresidenta del Banco Central de Rusia, Ksenia Yudayeva, en un foro de inversionistas el 06.12 en Londres:
“Hemos visto en base a desarrollos recientes que puede haber alguna probabilidad de precios más altos pero hay un número importante de riesgos aguas abajo”.
Por consiguiente, el Banco no revisará el caso base de $40/b previsto para el 2017”.

Un cartel a medias

Los principales factores que enturbian la eficacia del “acuerdo Viena” son:

  i) el aumento permitido a Angola 
  
ii)los aumentos de Nigeria y Libia que totalizan 140.000 b/d. 

iii)        el grupo productor no-OPEP –excluyendo a Rusia- es responsable de un recorte de 300.000 b/d y se reunió con representantes de OPEP solo el sábado 10.12. No hay garantía que el grupo procederá a cubrir su cuota pero en todo caso la reunión está diseñada como un apoyo mediático a la OPEP lo cual debe repercutir positivamente, por algún tiempos, en un leve ascenso de los precios.

El grupo no-OPEP está integrado por México (una reducción de 200.000 b/d para quedar en 545.000 b/d), Oman (una probable reducción de 45.000 b/d de un total de un millón b/d), Colombia, Congo, Egipto, Bahrain, Turkmenistan, Bolivia, Azerbaijan (un volumen total de 850.000 b/d), Uzbekistan, Kazakhstan, Egipto, Brunei y Trinidad y Tobago. Colectivamente producen 18,8 millones b/d.

     El viernes 09.12 el alza de los precios del  crudo sigue afianzándose en la víspera de la reunión productores no-OPEP liderada por Rusia y celebrada en la sede de la OPEP en Viena..El Brent aumentó 0,5% a $54,17/b y el WTI  0,8% a. $51,24/b

iv)La Agencia de Información de Energía prevé en su más   reciente informe Short-Term Energy Outlook (STEO)  un aumento de la producción USA de 8,600.000 b/d a 9 millones b/d en mayo 2017. El documento estima la producción de OPEP en 33,15 millones b/d para el 2017 en comparación con 32,5 millones b/d en el 2016.

v)OPEP admitió la declinación natural de la producción de los pozos lo cual sirve para disfrazar la reducción acordada pues de tomas maneras, sin inversiones, el nivel de barriles producidos tendía a decrecer.}}

vi)El sábado 10.12 once productores, no-OPEP, incluyendo a Rusia, se ponen de acuerdo en una reducción de 550-000 b/d


      Saudi oil minister Khalid al-Falih chimed in saying: 

      "I can tell you with absolute certainty that effective Jan. 1 we’re going to cut and cut substantially to be below the level that we have committed to on Nov. 30." 



Los recortes por aprobar y aplicar

Para la producción no-OPEP la Agencia estima una producción de 57,2 millones b/d para el 2017 para un aumento de 350.000 b/d superior a la del 2016.

Lo que sí parece garantizado es el recorte por parte de Arabia Saudí (486.ñ000 b/d), los Emiratos Árabes Unidos (139.000 b/d) y Kuwait (131.000 b/d). En total representan un 60% del recorte de 1,2 millones b/d acordado por la OPEP. lo cual de hecho hace del grupo el “productor swing” de la Organización bajo el liderazgo de Arabia Saudí.

Sin embargo, a raíz del reciente proceso de toma de decisiones, queda claro que los productores OPEP requieren de la participación de Rusia  -11,21 millones b/d en noviembre- para lograr un acuerdo efectivo.

La situación de Venezuela es compleja. Se comprometió y procedió a un recorte de 100.000 b/d el cual hubiese tenido lugar de todas maneras dado la declinación de un buen número de pozos.

En la práctica el sector venezolano afectado es la exportación a la India el cual decreció en un 4% mientras el volumen enviado a los EE.UU. se sigue manteniendo en un 33%. Las estimaciones de institutos internacionales prevén que el promedio de producción venezolana para el primer semestre del 2017 estará alrededor de 1.700.000 b/d.




Al tomar en cuenta los esfuerzos de Irán, Irak y Arabia Saudí –redujo en $1,20/b el crudo liviano- por penetrar el mercado hindú es previsible el escenario en el cual el crudo venezolano se vea progresivamente desplazado. En la actualidad un 14% de sus exportaciones se dirigen a la India.

China y Rusia siguen siendo los principales inversionistas en la Faja del Orinoco lo cual seguramente tiene que ver con la posición de Venezuela en cuanto a que considera que 500.000 b/d de crudo extra-pesado no son parte del acuerdo de Viena.

China presenta una situación positiva desde el punto de vista de crecimiento de su demanda petrolera pues sus importaciones de crudo en noviembre se incrementaron en un 18% en comparación con hace un año.

India presenta un cuadro en el cual están activados varios vectores catalizadores. El Primer Ministro, Narendra Modi, anunció que su gobierno ofrece una licencia integral que cubre la exploración y la explotación de todo tipo de hidrocarburos para los inversionistas interesados en el marco de una repartición de los beneficios y de la eliminación de procedimientos burocráticos para atender una demanda que se duplicará para el 2040 al alcanzar 10 millones b/d.

India, por medio de la empresa privada; Reliance Industries opera la mayor refinería del mundo con una capacidad de 1,2 millones b/d.



La estrategia de la OPEP

La meta estratégica es reducir al mínimo el excedente de inventarios acumulado en tierra firme y en tanqueros anclados para el segundo semestre del 2017 con lo cual los marcadores pudieran superar $60/b.

Especial atención merece la consideración del resurgimiento de la producción de crudo shale en los EE.UU. dado el impacto catalizador del aumento de precios derivado del acuerdo Viena”.

Si bien el acuerdo, o por lo menos, el anuncio que se implementaría un acuerdo a partir del 01.01.2017, era indispensable para evitar una brusca caída de los precios y para sostener una expectativa mediática valedera para el primer semestre del 2017, hay que estar consciente que la dinámica desatada es “pan para hoy, hambre para mañana”.

Efectivamente, el número de taladros horizontales (477 rigs) ha aumentado de manera continua durante varias semanas y ahora, se ven estimulados por una rentabilidad aun más atractiva.

Frente a una estrategia de salvamento inmediato que, paradójicamente, estimula una fuerte competencia a dos años plazo con el crudo obtenido por técnicas no-convencionales, el Ministro de Petróleo de los Emiratos Árabes Unidos ha intentado despejar la preocupación en boca de todos:
“No espero ningún crecimiento significativo en la producción de shale próximamente.”
No obstante, el Cisne Negro acecha



El más productivo y rentable campo denominado Permian en Tejas reporta´esta semana un aumento de 11 pozos equivalente a 42 pozos adicionales en comparación con hace un año para un total de 246.

British Petroleum (BP) exporta 3 millones de crudo shale estadounidense al mes a clientes en Asia dando inicio a una nueva ruta de suministro.

4/12/16

EL PETRÓLEO: UN ACUERDO POR CONFIRMAR EN EL 2017



José Rafael Revenga                                                                                 Diciembre 04, 2016

 @revengajr

 jrrevenga@gmail.com

Tal como aventuré en mi nota “El Petróleo: un Acuerdo Ineludible” (ver:goo.gl/qj21XK) de hace una semana, OPEP, a pesar de todos los negros augurios, de las fintas sin cesar entre los protagonistas (“las cinco hermanas”) y del escepticismo justificado de los traders, concluyó el miércoles 30.11 un acuerdo que es algo más que una burbuja mediática o, como se dice ahora, una “intervención verbal”.

Finalmente, en una sesión de solo cuatro horas, los 14 miembros de la Organización concluyeron con una postura común y acuerdos específicos en torno a la reducción diferenciada de los niveles de crudo por parte de las naciones productoras así como la exoneración del compromiso colectivo por parte de otras.


El acuerdo en detalle

 A continuación el resumen de lo acordado para entrar en vigencia en enero 2017:

• Reducción del total producido por OPEP a 32,5 millones b/d

• Irak aprobó un recorte de su nivel actual de producción de 4,561 millones b/d a 4,351 millones b/d

• Irán, el más renuente de los miembros, aceptó congelar su producción en 3,8 millones b/d después que se le autorizo un alza de 90.000 b/d

• Venezuela asume su fardo al pasar de 2,067 b/d a 1.972 b/d lo cual hubiera ocurrido de todos modos dado la inoperancia de varios complejos de refinación por exigencias de mantenimiento

• Es importante anotar que Arabia Saudí acepta un recorte de 486.000 b/d al pasar de 10.544.000 b/d a 10.508.00 b/d lo cual corresponde a la caída nivel del consumo interno dado el final del verano.

• Los países árabes del Consejo de Cooperación del Golfo se anotan con una rebaja de 700.000 b/d

• Los productores no-OPEP se anotan con un recorte de 600.000 b/d de los cuales 300.000 son responsabilidad de Rusia en torno a la cual se mantienen serias dudas debido a la difícil supervisión.

• Para efectos contables y de supervisión durante los próximos seis meses, el total neto de la rebaja acordada para la OPEP es de 1,173 millones b/d

• Aun antes del aviso oficial emanado de la reunión de Viena, el mismo miércoles, los precios exhibieron un alza de 7% y el Brent se colocó en casi $50/b

• El Ministro de Energía Saudí reconoció que su país sufriría “un rudo golpe” en cuanto a la magnitud del recorte y el impacto sobre la producción actual y la previsión para el 2017

El impacto inicial



Este cumulo de decisiones se traducen en una sorpresiva alza de un 12% en los precios del crudo registrados en la mañana siguiente correspondiente al jueves 01.12.

El Brent se situó en $51,87b y el WTI en $ 49,38/b.

El viernes 02.12 demuestra que a pesar de múltiples comentarios sobre la posible indisciplina que puede caracterizar la aplicación de los acuerdos, el mercado parece haber encontrado un piso firme en el baremo de $50/b al ascender a $54,50 en las transacciones del jueves 01.12.2016 por la tarde en Londres.

O sea, la fuerza de la circunstancia le ha dado una fuerza ascensional a los precios aun sin entrar en vigencia los términos del acuerdo.

Adicionalmente, se ha filtrado que el acuerdo depende de la reducción de los 300.000 b/d asignados a productores no-OPEP todavía sin identificar y sin comprometer. Efectivamente, los contratos a futuro transados en el NYME para el crudo WTI ascendieron a $51,14 y el marcador global alcanzó $53,97.

En otras palabras, si OPEP vigila escrupulosamente la puesta en práctica de los términos del contrato, los marcadores internacionales pueden acercarse a $60/b a mediados del 2017.

Las ventajas a corto plazo 

A pesar de todas las dudas razonables sobre la instrumentación efectiva del acuerdo, sus ventajas, por momentáneas que sean, son indudables.

En primer lugar, se evitó que los precios descendieran a $40/b; se forjó la plataforma para que los precios del próximo primer semestre se coloquen entre $55/b y $60/b  y se estableció un tejido de relaciones con productores no-OPEP, especialmente Rusia. En relación a la última consideración,

Reuters afirma que el presidente de Rusia, Vladimir Putin, jugó un papel esencial al poder conciliar la rivalidad entre el Príncipe Saudí Mohammed bin Salman y el Supremo Líder de Irán, Ayatolah Ali Khamenei acompañado por el Presidente Hassan Rouhani.



Independiente del efecto benéfico de dicha gestión, ella revela que OPEP ha dejado de ser un ente capaz de tomar decisiones colectivas y que se requiere la intermediación de uno de los principales productores no-OPEP en la aceptación de una política común.



 La incertidumbre del segundo semestre del 2017 

El marco en que se desenvolverá el segundo semestre –la próxima reunión formal de la OPEP está convocada para los primeros días del próximo junio- será, por fuerza mayor, muy diferente al actual.

 Se constatará si el acuerdo ha sido respetado en su adjudicación de “techos de producción” y tendrá que procesarse una estrategia a más largo plazo de cómo enfrentar la política energética independentista del presidente Trump y, por ende, el aumento de la producción de shale en USA y otras regiones del mundo debido, paradójicamente, al aumento de precios acordado en Viena.

Un ejemplo de la relancina dinámica del mercado energético global es el enriquecimiento en 3.000 millones de dólares en tres horas del ciudadano estadounidense Harold Hamm, presidente de Occidental Resources cuyas acciones se valorizaron en 22% el miércoles 30 antes del mediodía al conocerse en Wall Street el resultado de Viena.


El precio de la acción individual de la empresa se fijó, al cierre de las operaciones bursátiles, en $10,58. Hamm es uno de los más cercanos asesores en materia energética del presidente Trump y su empresa es la principal explotadora de shale en los EE.UU. Su fortuna personal se calcula en $13,8 mil millones.

En otras palabras, un logro a corto plazo puede obnubilar la visión de mayor alcance.

 El dilema de Arabia Saudí 




Encuentro una calificada interpretación del dilema en que se encuentran Arabia Saudí y los otros productores convencionales en la afirmación de Michael Cohen, jefe de investigaciones de activos energéticos de Barclays:
 "The problem is Saudi Arabia is really testing the elasticity of shale, and they've been testing the elasticity of shale for the last two years, the new source of supply. If their actions lead to an increase in the price to a band of $50 to $60, what kind of shale response would we get? Nobody knows the answer to that question.” 
La producción total de crudo en los EE.UU. ha descendido de un nivel algo superior a los 9 millones b/d a 8,7 millones b/d de los cuales 4 millones son debidos a la explotación del shale. La perspectiva con los nuevos precios se traduce en un aumento de hasta 4 millones b/d adicionales provenientes de la explotación de las formaciones rocosas mediante taladros horizontales cuyos avances tecnológicos permiten un beneficio adecuado aun en el nivel de $30/b.

 La apuesta de Arabia Saudí se basa en el cálculo que el incremento de la producción de shale estadounidense no superará los 300.000 b/d en 2017. Otras estimaciones mencionan que el delta se aproximará a 800.000 b/d.

En este sentido, hay que incluir en la ecuación prospectiva multifactorial la necesidad de Arabia Saudí de lanzar una Oferta Pública Inicial (IPO) en el 2018 que le permita un importante ingreso de divisas adicional; la valorización de su empresa estatal ARAMCO y la monetización de sus reservas de hidrocarburos para crear un fondo soberano de inversiones con un valor de $3 billones para solventar la dependencia fiscal de la explotación del crudo.

Dicha estrategia requiere un nivel de precios cercano a $60/b.

Otras interrogantes que permanecen abiertas son: la muy reciente apertura de un mega-oleoducto (Kinder Morgan Trans Mountain Project) en Canadá el cual permitirá suplir casi un millón de b/d nuevos al mercado en el 2017; la no identificación de los productores no-OPEP responsables de un recorte de 300.000 b/d equivalente al suscrito por Rusia y el resurgimiento de Libia que por sí sola neutralizaría los números de la reducción OPEP.



El próximo 09.12 está pautada una reunión de los productores no-OPEP la cual servirá para conocer y consolidar la magnitud de los recortes por asumir. De ser claras y precisas sus conclusiones, el precio del crudo pudiera ascender un par de dólares.

Un Preámbulo del Acuerdo que no debe ser un Epílogo 



A dos días de la reunión de la OPEP en Viena, la incertidumbre envuelve a la negociación debido a aparentes cambios de estrategia de parte de Rusia, Irán, Irak y Arabia Saudí.

 El primero –productor no-OPEP- parece apoyar un acuerdo solo de palabra, Irán (3,92 millones b/d) e Irak (4,5 millones b/d) han asumido una postura recalcitrante y Arabia Saudí endurece su estrategia reclamando apoyo de Rusia y una reducción real de parte de Irán e Irak.

Irán da muestra de su estrategia real de no ceñirse a ninguna cuota de producción al dar a conocer el 26.11 una invitación a las principales empresas de exploración para activar 29 campos petroleros.

Un informe especializado relata la estrategia de Irán diseñada en base a su necesidad de atraer inversiones:
“Years of neglect and international sanctions have led to a deterioration of the country's oil infrastructure. According to the EIA, Iran has the world's second largest gas reserves and fourth largest oil reserves, and the country will need over $200B of investments in its energy industry over the next 5 years to increase production.” 
“Iran's ability to increase oil production is first predicated on capital investments, and capital won't appear without higher oil prices. Without higher oil prices, there's little excitement among foreign oil companies to invest in Iran. When oil prices are low and capital scarce it's harder for oil company executives to justify an investment in Iran given the political instability. There are simply easier places to invest without the risk of permanent capital loss." 
El martes 29.11 el Ministro de Petróleo de Irán fija la posición con la cual el entrara a la mesa de negociación: “Mi país no recortará su producción de crudo”.

De inmediato el WTI se coloca en $44/b para una caída de casi 4%. Esta postura lleva automáticamente a una idéntica por parte de Arabia Saudí la cual rechazará cualquier acuerdo que brinda ventajas a Irak e Irán.

El Reino reconoce solo las exoneraciones acordadas a Nigeria y Libia. Dado que ambas naciones están por normalizar su nivel de producción a corto plazo lo cual representaría más de un millón b/d la añadidos a la oferta mundial, es razonable concluir que esta variable nulifica el recorte propuesto por Arabia Saudí.

La discusión y, por lo tanto, el acuerdo esperado dependería del nivel de referencia de la producción actual acordado. A partir de este nivel se efectuaría el recorte.

Los principales productores de la OPEP participan en esta estratagema que en la práctica es otra manera de trampear el acuerdo. Por ejemplo, Arabia Saudí exige que Irán congele su producción en 3,7 millones b/d mientras Irán insiste que su techo actual es 3,975 b/d y ese sería el nivel de congelación con lo cual queda negada cualquier reducción.

Además, el Reino Saudí ha “morfeado” su objetivo y ahora apunta a lograr un nivel de precios más cercano a los $40/B que a los $50/b al tener en cuenta que el valor superior desencadenará la explotación de shale en los EE.UU. debido a la nueva política “trumpiana” de “independencia energética”. Por razones de la reducción rutinaria de la demanda en la actual temporada, Arabia Saudí tendría que recortar más de 400.000 b/d para que la acción sea significativa.

Afortunadamente una declaración del Ministro de Petróleo de Irak el lunes 28.11 pudo disipar el pesimismo incipiente en cuanto al logro de un acuerdo sobre producción/precio:

“El país cooperará con OPEP para el logro de un acuerdo que sea aceptable para todos”. Lo que Irak coloca sobre la mesa de negociación es la congelación de su producción en el nivel de 4,546 millones.

 b/d.

26/11/16

EL PETRÓLEO: UN ACUERDO INELUDIBLE



José Rafael Revenga                                        Noviembre 27, 2016       

@revengajr

                                                                    
El viernes 25.11 registra la mayor baja en los precios del crudo ocurrida en los últimos dos meses. El hecho presagia la incertidumbre vigente a tres días de un posible acuerdo, por parte de los países miembros de OPEP, en torno a la restricción de la producción a fin de evitar la caída del valor de los marcadores internacionales.

Los contratos a futuro enmarcados en el Brent se situaron en $47,24/b para una caída de 3,59% mientras el WTI cayó a $45,88/b.

Lo que está en juego es determinar si la reducción de los niveles de producción va a ser consensual y si su aplicación es creíble.


Adicionalmente existe el escollo de la exigencia por parte de Arabia Saudí en relación a la participación de los productores no-OPEP en la aprobación del acuerdo.

Las últimas propuestas mencionan un recorte de 1,1 millones b/d por parte de OPEP y 600.000 b/d asignados a productores no-OPEP. La gran interrogante sigue siendo la postura de Irán la cual se resiste a clarificar su posición.

Sin embargo, el Ministro de Energía Bijan Namdar Zanganeh declaró:
“Si llegamos a un acuerdo, soy optimista que los precios aumentarán y la economía global require  esas condiciones”.

Señales optimistas


Una semana antes de la crucial reunión de la OPEP, programada para el miércoles 30.11, el Primer Ministro de Irak, Haider Al-Abadi anuncia estar de acuerdo para fijar un tope al precio del crudo y aun más, acepta un recorte de su producción. Su propio Canciller había comunicado, el día antes, la postura opuesta.

Como resultado del anuncio la expectativa a nivel mundial, en cuanto al resultado del evento en Viena, creció positivamente a pesar que los precios diarios no reaccionaron inmediatamente a la espera de la redacción final del documento.

En el mercado estadounidense, las ventas a futuro de crudo (CLc1) se estabilizaron en $47,96/b y en el mercado europeo el marcador Brent cerró en $48,95/b.

Ya el martes 22.11 el Ministro de Petróleo de Irak, Jabbar al-Luaibi, había afirmado:
“Las exigencias legítimas de Irak no deberían ser percibidas como un obstáculo para alcanzar un nuevo acuerdo para congelar la producción”.
Pero después del pronunciamiento iraní ahora luce factible el logro de una primera meta: la reducción de un millón b/d durante un período de seis meses. Esta dista mucho de ser una solución definitiva pero ayuda a reducir los inventarios abultados por la oferta excedentaria.



Una reducción de 1 millón b/d aumentaría los precios del crudo en $3/b. Si la demanda creciera en otro millón los precios ganarían otros $4/b.

Hay que tener en cuenta que el marcador WTI pierde $5/b entre el 20.10 y el 18.11 para situarse en $45/b lo cual anunciaba un probable descenso hacia los $40/b. Dicha situación presentaba un abanico de diversas amenazas para los múltiples intereses nacionales y transnacionales tantos públicos como privados.

En otras palabras, no hay nada tan aleccionador como asomarse al umbral del precipicio para asumir una postura colectiva resultante de la integral de la defensa de intereses individuales.

El resultado más positivo de la reunión de la OPEP mantendría los precios del crudo entre $45 y $50/b. No luce probable que los acuerdos logren rebajar el nivel total de la Organización a la meta física promovida por Arabia Saudí equivalente a 32,5 millones b/d la cual requeriría una rebaja del 2%  a nivel total.

Argelia, Qatar y Venezuela son los más activos promotores de un acuerdo en Viena.

El Ministro de Petróleo de Irán se pronuncia optimista y considera unos recortes como “altamente probables” después de conversar el 19.11 con el Secretario General de la OPEP: 
“Pienso que los miembros de OPEP honrarán el acuerdo e intentarán ponerlo en acción”.
Entre los numerosos ires y venires de los protagonistas de cómo llegar a una decisión colectiva cuando la toma de decisiones ya no obedece a la lógica de un cuartel, es relevante señalar la visita del Secretario General de la OPEP, Mohamed Barkindo, tanto a Venezuela como a Irán, en la búsqueda de un “mecanismo eficiente” para hacer aceptable y sujeto a supervisión la regulación de los niveles de producción.



La última declaración de Barkindo aumenta la percepción positiva de los traders y de los money managers en cuanto al resultado de Viena:
”It is highly likely that oil and energy ministers of the member countries of the Organization of the Petroleum Exporting Countries will reach an agreement on Nov 30”.
Este clima de una resolución positiva de la incertidumbre fue reforzado por un cambio de la estimación del precio futuro del crudo anunciada por el banco de inversiones  Goldman Sachs el cual ahora espera un promedio de $55/b para el primer semestre del 2017. La prospectiva anterior mencionaba un rango entre $45 y $50/b.
La dinámica real de los precios es, a la vez, reflejo y prueba,  de la positiva atmósfera de expectativas. Así el lunes 21.11 los marcadores mostraron un alza de casi 4% situándose el Brent en $48,91/b y el WTI en $47,49/b.



La credibilidad del acuerdo determinará su éxito
El desafío de los participantes en la reunión de Viena es cómo encontrar un lenguaje que transmita resolución en cuanto a la disciplina en la aplicación de los términos del acuerdo el cual no puede sino expresarse en términos vagos.
A solo dos días de la crucial reunión de la OPEP el 30.11 focalizada en decidir si  se aprueban un techo y una  posible reducción alícuota a los principales productores de crudo con la finalidad de evitar que los precios desciendan por debajo del nivel de $40/b, se multiplican las gestiones de consenso y las declaraciones optimistas.

En ese sentido, el Ministro de Energía de Arabia Saudí ha asumido las riendas protagónicas con las cuales intenta sembrar la idea que el consenso para aprobar una congelación sí puede lograrse y que la postura de Irán es susceptible de un acomodo:
“Irán no es un problema. Irán se encuentra en una solución particular y requiere un tratamiento particular. Ellos no se someterán a la misma regla para la reducción. Estudiaremos cual es la mejor solución para Irán.” (17.11.2016)

Expectativas


Desde mi atalaya de visión limitada considero que sí habrá  un acuerdo cuya carga real recaerá sobre los hombros de Arabia Saudí y de sus socios árabes del Consejo de Cooperación del Golfo.

El reto es hacer el acuerdo efectivo y sobretodo, creíble para los mercados a mediano plazo. Se acordará que algunos de los principales productores “congelarán” su nivel mientras otros procederán a una “reducción” real.

Si la combinación de intenciones más la aparición de hechos comprobables es suficientemente  creíble tendremos un “acuerdo” no tan amplio y serio como el esbozado el 28.09 en “Argelia”, principalmente promovido por el Reino Saudí, pero “acuerdo” en fin de cuentas.

¿Cómo cuantificar un nivel de producción total para OPEP para que el acuerdo tenga “músculo”? En Argelia el Reino Saudí propuso un rango entre 32,5 millones b/d y 33 millones b/d como tope para la producción de OPEP.

Dado que la producción actual de OPEP supera los 35 millones b/d, debido a incrementos generados en el último trimestre del 2016, la reducción para ser efectiva tendría que alcanzar unos dos millones b/d lo cual luce poco probable por lo cual algún ajuste benigno en las cifras oficiales de producción parecería necesario.

Es decir, se puede anticipar la fórmula del acuerdo por lograr según la siguiente ecuación: Arabia Saudí (500.000 b/d), otros integrantes del Consejo de Cooperación del Golfo (500.000 b/d) + declaraciones de apoyo por parte de Rusia, Irán e Irak de una eventual colaboración en mantener sus techos actuales deberían ser suficientes para situar los precios en un nivel de $50/b.

En el caso de Irak el aumento de 1$ en el precio del crudo significaría unos ingresos anuales adicionales de 1 mil millones de dólares. Un recorte de la producción en un millón b/d, por parte de OPEP, pudiera representar un alza de $5/b en relación al nivel actual.

El jueves 17.11 surge la formula de limitar el acuerdo a solo seis meses lo cual permitiría revisar los criterios cuantitativos para una posible renovación por otros seis meses. Este enfoque promete viabilidad en el sentido de lograr un consenso que admite una serie de excepciones pero su precariedad es su mayor debilidad frente a los inversionistas.
En todo caso, los productores involucrados se valdrían de un “acuerdo” que calmaría en algún grado a los mercados con la esperanza de lograr un re-equilibrio durante el segundo semestre del 2017.
El viernes 25.11 el Ministro de Energía de Rusia, Novak, enfatizó el compromiso de apoyar una congelación de la producción en los niveles actuales los cuales se encuentran en su mayor marca histórica. (https://goo.gl/2diL3r). En la práctica, este criterio significaría que Rusia dejaría de aumentar su producción en  unos 300.000 b/d  durante 2017.
OPEP ha propuesto la reducción de 500.000 b/d de parte de los productores no-OPEP.
Una apuesta borrosa



La dinámica de la reunión de la OPEP luce particularmente desafiante pero los principales protagonistas apuestan al optimismo mediante el hábil uso de lo que ahora se conoce como  “post-verdad”  según la cual una información proyectada más allá de su contenido real es interpretada como más creíble que el dato originario. En otras palabras, por minúsculo sea el “acuerdo”, él será interpretado como un logro mayor el cual se alcanzará en algún futuro no precisado.

Además, hay que considerar que el beneficiario más directo de una fijación de los precios del crudo en una banda de cinco dólares alrededor de los $50/B es la industria del “shale” en los EE.UU. y en otras naciones.

El “efecto Trump”


El “efecto Trump” puede avizorarse aun antes de su toma de posesión el 20.01.2017. El  presidente electo ha enfatizado la independencia energética, la flexibilización de las regulaciones aplicadas a las tierras federales y, por ende, la aceleración de la explotación del “shale oil”. 

Hay que añadir su propensión negativa a un aumento  de los precios del crudo especialmente cuando podrían favorecer a naciones de quienes ha expresado  poca simpatía verbal. Es necesario considerar de inmediato el impacto global sobre los precios del crudo de un aumento de hasta un millón de b/d por parte de USA en el 2017.

Una bandada de cisnes negros


EE.UU. anuncia el descubrimiento de un gigantesco yacimiento de petróleo y gas shale en la zona Wolfcamp, West Texas Permian Basin. Se estima que contiene 20 mil millones barriles de crudo.  Es tres veces el bien conocido campo Bakken el cual en la actualidad produce un millón de b/d. [ver]

Libia estima poder duplicar su producción actual en el 2017 lo cual la llevará a 1.200.000 b/d.




Pocos se percatan del radical cambio, ya en curso, que afecta la industria del crudo y del gas a nivel global. 

A no más tardar en cinco años el marco del negocio verá a los EE.UU. duplicar su actual nivel  de producción para alcanzar ochos millones b/d; Rusia ya tendrá una larga trayectoria como el primer productor mundial; Arabia Saudí intentará superar su nivel actual de 10 millones b/d; Irak hará lo posible por ofrecer una gran flexibilidad en sus arreglos contractuales pues requiere de 200 mil millones de dólares de los inversionistas internacionales para pasar de sus actuales cuatro millones b/d a por lo menos seis millones b/d  e Irak intentará acercarse a los nueve millones b/d.

Las “cinco naciones hermanas”


Es irremediable que el tablero de la industria vaya decantando cinco grandes productores –USA, Rusia, Arabia Saudí, Irán e Irak-  que representen más de la mitad de la producción mundial mientras el resto de las naciones pasan a ser “productores de segunda” con un nivel inferior a los dos millones b/d.

Todo esfuerzo de reconceptualización del marco de quien invierte, en dónde lo hace, con quien lo lleva a cabo y bajo cuales condiciones operacionales lo ejecuta se verá recompensado por el logro de un  nicho en una dimensión planetaria  en la cual reinan  “las cinco naciones hermanas”.