José Rafael Revenga Febrero 29, 2016
jrrevenga@gmail.com
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@revengajr
El acuerdo logrado por los cuatro exportadores en Qatar (16.02.2016) evita un descalabro mayor en el nivel de los precios al proponer un techo para la producción pero no congela el piso de los precios
El ministro de petróleo de Irán: "El acuerdo de Doha es risible"
La noticia, el jueves 17.02, sobre el incremento en 2,1 millones de barriles durante la semana previa de los inventarios de crudo en EE.UU acabó con la ilusión propagada por el acuerdo de Doha sobre la "congelación de los niveles actuales de producción".
El ministro de energia de Rusia, Alexander Novak, estima que el precio meta del crudo deberia ser $50/b
Iran encuentra dificultades financiera para aumentar sus exportaciones mas alla de los 500.000 b/d pero programa la disponibilidad de un millón de b/d adicionales en el 2016
Kuwait aumenta su capacidad en 150.000 b/d en 2016
En los EE.UU. la producción de crudo para enero 2016 fue de 9,2 MMb/d, un 1,4% inferior al mes de enero 2015.
El aumento semanal del crudo almacenado en el terminal marcador de Cushing, Oklahoma, señala la persistencia de un exceso de producción al alcanzar los 64,7MMb, es decir, el 90% de su capacidad.
Frente a la declinación de los precios la tentación es aumentar la producción para aumentar los ingresos lo cual tiene a ser contraproducente
El acuerdo logrado por los cuatro exportadores en Qatar (16.02.2016) evita un descalabro mayor en el nivel de los precios al proponer un techo para la producción pero no congela el piso de los precios
El ministro de petróleo de Irán: "El acuerdo de Doha es risible"
La noticia, el jueves 17.02, sobre el incremento en 2,1 millones de barriles durante la semana previa de los inventarios de crudo en EE.UU acabó con la ilusión propagada por el acuerdo de Doha sobre la "congelación de los niveles actuales de producción".
El ministro de energia de Rusia, Alexander Novak, estima que el precio meta del crudo deberia ser $50/b
Iran encuentra dificultades financiera para aumentar sus exportaciones mas alla de los 500.000 b/d pero programa la disponibilidad de un millón de b/d adicionales en el 2016
Kuwait aumenta su capacidad en 150.000 b/d en 2016
En los EE.UU. la producción de crudo para enero 2016 fue de 9,2 MMb/d, un 1,4% inferior al mes de enero 2015.
El aumento semanal del crudo almacenado en el terminal marcador de Cushing, Oklahoma, señala la persistencia de un exceso de producción al alcanzar los 64,7MMb, es decir, el 90% de su capacidad.
Frente a la declinación de los precios la tentación es aumentar la producción para aumentar los ingresos lo cual tiene a ser contraproducente
“La
mitad de los países miembros de OPEP se encuentran en una crisis existencial
sobre si sus gobiernos pueden ser viable en estas condiciones” (Bloomberg)
“Sin un rebote de los precios la
consecuencia para los gobiernos –desde Rusia a Nigeria y a Venezuela- van desde
nefasto a catastrófico”. (Bloomberg)
La tercera parte de las 500 principales empresas
de producción, desarrollo y servicios especializados se encuentran en serias
dificultades de liquidez con una deuda que sobrepasa los $150 millardos
.
“Quienquiera crea que hemos visto el fin de la
producción de LTO (light tight oil) en
los EE.UU. debería repensarlo”, AIE
Indispensable
lectura: el resumen del Médium-Term Oil
Market Report 2016 [Ver aquí]
“El shale de los EE.UU. pondrá
un techo a cualquier recuperación de los precios”, Faith Birol, Director
Ejecutivo, AIE
La producción global crecerá en 4,1MMb/d entre
el 2015 y el 2021, en comparación con los 11MMb/d entre el 2009 y el 2015, AIE
“El Reino
está preparado para dejar a los precios petroleros resbalar
hasta $20/b”, Ministro de Petróleo Ali Al-Naimi
hasta $20/b”, Ministro de Petróleo Ali Al-Naimi
Espejismo
en el desierto
Una nueva reunión, programada para
mediados de marzo, secuela de aquella de mediados de febrero pasado, despierta
nuevas ilusiones sobre el manejo del excedente petrolero a nivel mundial. Su único
efecto positivo previsible es sostener los precios a nivel de los $30/b mientras
se prolongue una expectativa ilusoria difícil de realizar.
La reunión celebrada en Doha, Qatar el
16.02 entre los ministros de petróleo de Arabia Saudí, Rusia, Venezuela y Qatar
acordó en dejar las cosas tal como estaban: congelar los niveles de producción
de petróleo en los niveles correspondientes a enero del 2016. Coincidentemente
es necesario remarcar que tanto para Rusia como para Arabia Saudí ellos son los
niveles históricamente más altos.
En otras palabras, ninguno de los
protagonistas presentes tenía el potencial de incrementar su producción. En términos
formales, la reunión fue un fracaso pues lo acordado consagraba la realidad en
vez de proceder a modificarla mediante recortes programados.
No obstante, por varios días los traders y muchos analistas apostaron a la versión de un desenlace positivo por el mero hecho que dos mega-productores aceptaran reunirse y acordar algo aunque se limitara a ser un espejo de la dinámica real.
No obstante, por varios días los traders y muchos analistas apostaron a la versión de un desenlace positivo por el mero hecho que dos mega-productores aceptaran reunirse y acordar algo aunque se limitara a ser un espejo de la dinámica real.
Una ilusión
venida a menos
La burbuja del optimismo se desvaneció
cuando los comentaristas se dieron cuenta que ni Irán ni Irak –ambos
comprometidos en aumentar aceleradamente sus niveles de producción- apoyaron el
desenlace del encuentro en Doha. El mayor logro pudo haber sido la aceptación
de Arabia Saudí de no entrar en una guerra con Irán al tratar de obstaculizar
el aumento a raíz del levantamiento de las sanciones.
La monarquía saudí tiene el potencial de
añadir dos millones de barriles diarios en el plazo de 90 días lo cual hubiera
empujado los precios a unos $10/b. Pocos analistas mencionan la carrera
desbocada en enero 2016 en la cual Irán, Irak y Arabia Saudí aumentaron sus volúmenes
de producción significativamente al compararlos con el promedio del 4T del
2016. Las respectivas cifras son: 100.000; 90.000 y 50.000 b/d.
Para entender el impacto de la reducción
de precios sobre los ingresos tenemos un ejemplo en el caso de Irán el cual
aumentó en enero 2016 sus exportaciones en un 16,7% ofreciendo un descuento de
$2,60/b en relación al mismo tipo de crudo proveniente de Omán y Dubái lo cual
se tradujo en una caída del 22% de sus ingresos anuales potenciales si se
mantuviera a lo largo del 2016.
Arabia Saudí presenta un claro ejemplo de
la erosión de los ingresos fiscales por la exportación del crudo.
Si tomamos como referencia el precio de la “canasta OPEP” en $26,50/b, las petro-exportaciones generarían $31 millardos menos, durante el 2016, en comparación con el precio promedio de $39/b vigente para el 4T 2015. Si el precio cae hasta $20/b la pérdida de ingresos fiscales seria de $48 millardos.
El jueves 18.02 el mercado petrolero empezo a procesar la realidad detras de las melifluas declaraciones en torno a la supuesta positividad del acuerdo de Doha. En primer lugar, el canciller saudo Adel Al-Jubeir declara que su pais "no estaba preparado para recortar la producción":
Si tomamos como referencia el precio de la “canasta OPEP” en $26,50/b, las petro-exportaciones generarían $31 millardos menos, durante el 2016, en comparación con el precio promedio de $39/b vigente para el 4T 2015. Si el precio cae hasta $20/b la pérdida de ingresos fiscales seria de $48 millardos.
El jueves 18.02 el mercado petrolero empezo a procesar la realidad detras de las melifluas declaraciones en torno a la supuesta positividad del acuerdo de Doha. En primer lugar, el canciller saudo Adel Al-Jubeir declara que su pais "no estaba preparado para recortar la producción":
“Si otros productores quieren limitar o acuerdan congelar en función de una producción adicional que pueda tener un impacto pero Arabia Saudí no está preparada para recordar la producción de crudo”.
“El tema petrolero será determinado por la oferta y la demanda y por las fuerzas del mercado. El reino de Arabia Saudí protegerá su porcentaje del mercado y nosotros lo hemos dicho”.
Probablemente
el alto funcionario saudí tenía en mente la declaración sibilina del ministro
de petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, quien apoyo el acuerdo de Doha pero
sin comprometerse a hacerlo suyo:
“Irán respalda cualquier medida que ayude a estabilizar el mercado”.
Goldman Sachs opina:
“Dicha congelación tendrá un pequeño impacto sobre el mercado petrolero tal como se ha propuesto, mientras permanece una alta incertidumbre sobre su materialización. Como resultado, nuestras estimados sobre la oferta y la demanda permanecen inalterados y reiteramos nuestra opinión que los precios petroleros seguirán siendo volátiles”.
Arabia Saudí sigue
siendo el rey
Arabia Saudí es el factor
determinante pues su actual nivel –01.2016- de 10,21MMb/d supera al promedio
del 2015 de 10,12MMb/d y al promedio de los tres años anteriores el cual se
sitúo en 9,5MMb/d. O sea, la congelación de los niveles actuales la coloca en
una posición privilegiada en comparación con Irán la cual ha sufrido una merma
de aproximadamente 1MMb/d durante casi cinco años. No es motivo de sorpresa que
Irán haya decidido recuperar sus niveles de producción del 2012.
La gran mayoría
de los comentaristas expertos ha sobredimensionado el significado del acuerdo
de la congelación de los niveles actuales de producción.
Al no considerar el impacto de los nuevos proyectos, iniciados en el 2013, de países no-OPEP, que entraran en operación durante el 2016, los cuales pueden totalizar un nuevo flujo de suministro de unos 3 MMb/d en el 2016 y 1,5MMb/d adicionales en el 2017. Entre ellos, el campo TEN mar afuera en Ghana, el campo de la Chevron en el Golfo de México y las arenas bituminosas de la región Foster Creek en Canadá.
Al no considerar el impacto de los nuevos proyectos, iniciados en el 2013, de países no-OPEP, que entraran en operación durante el 2016, los cuales pueden totalizar un nuevo flujo de suministro de unos 3 MMb/d en el 2016 y 1,5MMb/d adicionales en el 2017. Entre ellos, el campo TEN mar afuera en Ghana, el campo de la Chevron en el Golfo de México y las arenas bituminosas de la región Foster Creek en Canadá.
Las
explotaciones estadounidenses en el Golfo de México van en aumento desde un
promedio de 1,63MMb/d en el 2016 a un estimado 1,91MMb/d en diciembre del 2017.
Al-Naimi disipó el ambiente optimista generado por el semi-acuerdo de Doha al afirmar que casi no existe ninguna posibilidad de una reducción de la producción de crudo por parte del cartel OPEP:
“Hay menos confianza que lo normal. No habrá muchos países que cumplirán. Aun si dicen que cortarán la producción, no lo harán. No va a ocurrir. Ellos no van a cumplir. No hay sentido en desperdiciar el tiempo”.'
“No perseguimos un mayor porcentaje del mercado. Le doy la bienvenida a nuevos suministros, incluyendo el shale oil".
Es razonable identificar a Rusia y a Irán como los blancos de las
aseveración del Al-Naimi. Efectivamente, Rusia no es miembro de la OPEP y bajo
la conducción del Presidente Putin ha trazado una política de alta intensidad
autonómica.
En cuanto a Irán, su ministro de petróleo, Bijan Namdar Zanganeh, no
tardó en dar a conocer su posición:
“La congelación es una jugarreta ridícula diseñada a presionar a Irán a fin de que no recupere las exportaciones suprimidas a causa de las sanciones impuestas durante casi cinco años”.
Las firmes declaraciones del Ministro Saudí de inmediato generaron la caída
del marcador Brent en casi $2/b para situarse en $33,25 y el WTI desliza en
$1.54/b para culminar en $31.85 el
martes 23.02.2016.
El centro de la energía mundial: el
CERAWeek en Houston
La ciudad de Houston acogió del 22 al 26.02 a casi tres mil directivos y
expertos de primer rango en el encuentro anual denominado CERAWeek. (the world’s preeminent energy conference).
La atención del segundo día se centró en la exposición del Ministro de Petróleo
y Recursos Minerales de Arabia Saudí, Ali Al-Naimi, en la cual negó toda
posibilidad de un recorte de la producción con lo cual desinflo las
expectativas surgidas a partir de la congelación de los niveles de producción
acordados por Qatar, Venezuela, Rusia y Arabia Saudí en Doha una semana antes.
Al-Naimi reiteró en términos tajantes que su país no ha declarado la
guerra petrolera a ningún país o empresa. Su orientación estratégica de
aumentar su producción durante los últimos 18 meses se debe a la dinámica del
mercado.
Es asombroso como han cambiado los tiempos: el principal productor
miembro del cartel de la OPEP durante cuarenta años ahora ha descubierto que su
ventaja es navegar en el volátil mundo de la oferta/demanda a nivel global:
“Reducir la producción de bajo costo para subsidiar aquella de altos costos solo retrasa un desenlace inevitable. Suena duro, pero es la manera más eficiente para reequilibrar los mercados”.
Igualmente, criticó como varias regiones (el Ártico, la faja del
Orinoco, las arenas de Canadá y varios proyectos ultra-profundos mar afuera),
incrementaron drásticamente su producción cuando el precio del crudo surgió muy
por encima de $100/b sin darse cuenta que el paradigma no era sostenible. Estos
proyectos se hacen inviables dado el actual nivel de los precios.
En una zona intermedia, Al-Naimi incluye
los yaciemientos de costos de extracción medianos tales como los
existentes en West Texas y North Dakota los cuales aumentarían su producción en
1,2 MMb/d tan pronto los precios se recuperen para alcanzar los $50/b.
Este cálculo encierra profundas implicaciones para el futuro desarrollo
de la industria: en realidad, el “shale oil” se convierte en el sustituto de
los costos mega-proyectos y por lo tanto, durante los próximos años los EE.UU.
compartirán junto con Arabia Saudí el papel crucial de “swing producers”.
Es decir, los productores que regulan la dinámica del mercado. La
explotación del shale mejora rápidamente su productividad y su flexibilidad.
(Al-Naimi) la calificó como poseedora de la característica de “nimbleness” o fácil de abrir y cerrar.
Esto significa que los primeros que se beneficiaran de un aumento que duplique
los niveles actuales van a ser los pozos no muy costosos y poseedores de un
alto potencial de activación rápida. (“rapid
deployment”).
Irak se encuentra en una situación de crisis dado que ha perdido 85% de
sus ingresos petroleros los cuales constituyen el 43% de su PNB.el 99% de sus
exportaciones y 90% de sus ingresos fiscales.
La primera medida de ajuste
implementada por el Primer Ministro Haider al-Abadi ha sido elevar su
producción de crudo en enero del 2016 a 4.775.775 b/d (3,9MMb/d para
exportación) y reducir los salarios de la clase media empleada en el sector
público lo cual ha conducido a violentas protestas por parte de la población
kurda.
En la actualidad Irak coloca su crudo en los mercados internaciones en
$22/b mientras requiere un precio dos veces mayor para equilibrar sus gastos
presupuestarios para el 2016.
La situación es muy similar a la vulnerabilidad
presente en otras petro-naciones las cuales no previeron una caída en los
precios del crudo y ahora enfrentan un descenso estrepitoso de sus recursos
fiscales. Así, por ejemplo, Irak casi triplica sus gastos fiscales entre el
2009 y el 2014 año en el cual se apoyó en un precio de $90/b para actualmente
contar con solo la cuarta parte.
El país
enfrenta la necesidad de financiar una guerra contra el ISIS lo cual incluye un
apoyo continuado a los combatientes peshmerga
en la Región Autónoma Kurda quienes representan el último bastión defensivo
para que las zonas petroleras de Kirkuk y Mosul no pasen al control de los
yihadistas los cuales ya operan el 10% de los yacimientos iraquíes y se
benefician de la exportación de 400.000 b/d.
En una situación
similar se encuentra Nigeria la cual ha explora la conveniencia de un préstamo
al Banco Mundial por $11 millardos para solventar su desequilibrio fiscal del
2016.
Un informe fundamental
El Médium-Term Oil Market Report 2016 (MTOMR2016)
de la Agencia Internacional de Energía, dado a conocer la semana pasada, es
fundamental para aproximarse con mayor acierto a una visión prospectiva –hasta
el 2021- de la industria del crudo.
A continuación algunas de sus
consideraciones:
1) El shale oil producido en los EE.UU.
declinará en el 2016 (600.000 b/d) y en el 2017 (200.000 b/d ) pero sus
yacimientos estarán en primera fila para activarse una vez los precios
asciendan a nivel de $50/b
2) Hay
una probabilidad creciente en que en “un futuro no muy distante” se produzca un
nuevo “pico” (“spike’) en los precios
a causa de la gigantesca desinversión en exploración y producción ya en marcha:
un 25% en el 2015 y 17% en el 2016. En total, más de $300 millardos.
3) El
rebalanceo del mercado no empezará a ocurrir antes del 2016.
4) El rally, o recuperación, iniciará su
ascenso gradualmente debido a los nuevos flujos provenientes de EE.UU. e Irán (más
de 3,9MM b/d en el 2021) los cuales son “resilientes” y se
caracterizan por un potencial fácil de activar. El “spike” o “pico momentáneo
puede producirse más cerca del 2020 ocasionado por la continua desinversión.
5) Los EE.UU. serán responsable del mayor
crecimiento individual hasta el 2021fecha en la cual su producción superará los
14MMb/d
Traspaso, en su texto original, una de las principales conclusiones del MTOMR2016:
“It is very tempting, but
also very dangerous, to declare that we are in a new era of lower oil prices.
But at the risk of tempting fate, we must
say that today’s oil market conditions do not suggest that prices can recover
sharply in the immediate future – unless, of course, there is a major
geopolitical event. Further, it is becoming even more obvious that the
prevailing wisdom of just a few years ago that “peak oil supply” would cause
oil prices to rise relentlessly as output struggled to keep pace with ever-rising
demand was wrong. Today we are seeing not just an abundance of resources in the
ground but also tremendous technical innovation that enables companies to bring
oil to the market. Added to this is a remorseless downward pressure on costs
and, although we are currently seeing major cutbacks in oil investments, there
is no doubt that many projects currently on hold will be reevaluated and will
see the light of day at lower costs than were thought possible just a few years
ago. The world of peak oil supply has been turned on its head, due to
structural changes in the economies of key developing countries and major
efforts to improve energy efficiency everywhere”.
Adicionalmente,
habría que introducir en la ecuación prospectiva si bien no predictiva, el
desarrollo del gigantesco campo de petroleo Majnoon, situado en Basra en el sur
de Irak con una reserva estimada de 38 millardos de barriles.
La economía global se enfría
Un buen número
de inversionistas y expertos en la industria de la energía comparten una
inquietud difusa pero creciente en relación a la existencia de una nube ominosa
que frena la economía a nivel global y contribuya a impulsar la caída de los
precios petroleros.
Es difícil establecer una conexión causal lineal entre
ambos procesos: en algunos días parecería que uno de los procesos desencadena
el otro pero en otras instancias el efecto se transmuta, a su vez, en causa de
fluctuaciones atmosféricas.
Así, por ejemplo, el martes 23.02 el precio del crudo
del marcador WTI cae algo más del 4% en comparación con el día antes mientras
los principales indicadores bursátiles caen más del 1%.
El miércoles
24.02 los precios continúan su deslizamiento. El Brent para contratos a futuro
con entrega en abril cae $0,80 y se estabiliza en $32,48/b. Por su parte el WTI
pierde $1,11 para cerrar en $30,76/b. Es difícil ver como puede ser viable una
“congelación” de la producción por parte de algunos cuando Irán e Irak se
niegan a hacerlo y Arabia Saudí declara que lo haría solo si hay un consenso
pleno.
En todo caso,
habría que esperar a una nueva reunión a mediados de marzo entre algunos
productores OPEP y no-OPEP para constatar si existe una estrategia grupal lo
cual parece poco probable.
Además, hay que tener en acuerdo el posible acuerdo
fija el nivel de producción en los niveles actuales y, en ningún caso, se ha
mencionado un acuerdo sobre el recorte de producción. Los niveles actuales son
los históricamente máximos o sea el acuerdo, en caso de suscribirse, lograría
solo congelar los factores que han generado la situación actual.
El Secretario
General de la OPEP, Abdalá al-Badri, manifestó en su exposición el día de la
apertura de CERAWEEK –lunes 22.02- la disposición del Grupo Doha de negociar
con los productores no-OPEP y reconoció que el cartel había fallado en su
reunión a fines del 2014 al no proceder a reducir las cuotas de exportación.
Ahora, al-Badri afirma:
“Congelemos la producción. Si tenemos éxito [en los próximos tres o cuatro meses] podemos dar otros pasos en el futuro”.
Es fácil ser
pesimista cuando un acuerdo se limita a congelar los factores que han resultado
en el actual “ciclo nefasto” de la caída de los precios y cuando dos de los más
importantes miembros de la OPEP –Irán e Irak- se comprometen no a congelar sino
a aumentar sus niveles de producción.
Para
colmo de males, al-Badri advierte:
“Si eventualmente los precios lograran alcanzar
el nivel de los $50 o $60/b, la recuperación se tropezará con un techo establecido por el shale oil de los EE.UU.”
Daniel
Yergin expuso una visión actualizada de las dinámicas geoeconómicas y
geopolíticas subyacentes a un convencional rebalanceo del oferta/demanda:
“Tal como lo ven los productores del Golfo Arábigo, Irán está embarcada en una campaña para llegar a ser el poder preeminente en el medio Oriente. Ellos señalan no solo a Irak dominada por los chiíes pero también a Siria y a Yemen, en donde están comprometidos en una guerra por delegación con Irán. Cualquiera que serán los prospectos para una detente USA-Irán el acuerdo si significa el retorno del petróleo iraní sancionado al mercado y a una batalla por el porcentaje de mercado con sus rivales del otro lado del Golfo. Y las naciones del Golfo Arábigo están determinadas a no reducir su producción a fin de facilitar la captura de los mercados por parte de Irán”.
Para
colmo de colmos Christine Lagarde,
Directora Ejecutiva del FMI, alertó, al cierre del G20 (el grupo de los
Ministros de Finanzas y Presidentes de los Bancos Centrales), en Shanghai el
27.02:
“Esta reunión del G20 tiene lugar en un momento cuando la incertidumbre y las presiones crecientes downside pudieran poner en riesgo la recuperación de la economía global”.
NOTA:
Para
ver un comentario de Daniel Yergin, quizás la máxima autoridad de la dinámica
petrolera mundial y co-presidente del CERAWeek ver aquí.
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