José Rafael
Revenga
Junio 05, 2016
jrrevenga@gmail.com
@revengajr
@revengajr
La narrativa a
corto plazo de los escenarios relacionados con el precio del crudo admite tres
casos básicos:
i) estabilidad entre $45/b y $53/b hasta completar el segundo semestre del 2016 lo cual representa una fluctuación leve alrededor de los valores actuales. Se trata de un “rebote suave” y precaria
ii) una caída desde los niveles cercanos a $50/b para encontrar un nuevo equilibrio alrededor de la cota de $40/b
iii) un aumento más firme hasta cerca de $60/b a comienzos del 2017 para luego caer abruptamente a niveles de $30/b durante el próximo año. Una amenaza que no debe ser descontada
Irán y Arabia Saudí: un enfrentamiento por la conquista del mercado
El jueves 02.06, al finalizar la reunión de la OPEP, el recién designado Ministro de Energía de Arabia Saudí Khalid Al Falih dio a conocer públicamente la posición del Reino en relación a los precios del petróleo:
i) estabilidad entre $45/b y $53/b hasta completar el segundo semestre del 2016 lo cual representa una fluctuación leve alrededor de los valores actuales. Se trata de un “rebote suave” y precaria
ii) una caída desde los niveles cercanos a $50/b para encontrar un nuevo equilibrio alrededor de la cota de $40/b
iii) un aumento más firme hasta cerca de $60/b a comienzos del 2017 para luego caer abruptamente a niveles de $30/b durante el próximo año. Una amenaza que no debe ser descontada
Irán y Arabia Saudí: un enfrentamiento por la conquista del mercado
El jueves 02.06, al finalizar la reunión de la OPEP, el recién designado Ministro de Energía de Arabia Saudí Khalid Al Falih dio a conocer públicamente la posición del Reino en relación a los precios del petróleo:
“El petróleo crudo pudiera aumentar a $60/b a finales del 2016. Es muy posible. Lo correcto por hacer es continuar monitoreando el mercado y dejar que el mercado haga lo suyo”
La defensa de la
participación en los mercados, principalmente en los asiáticos, establece una
dura rivalidad entre Irán, Irak y Arabia Saudí lo cual presiona los precios
hacia abajo
El Ministro de
Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, afirmó en la reunión de la OPEP:
“Un techo para la producción no nos beneficia en absoluto”
Si los precios
del crudo se acercan a $60/b la explotación del shale renace en los EE.UU.
Después de la
reunión de la OPEP (producción total en mayo 2016: 32,52MM b/d) el jueves 02.06
los precios se mantienen estables muy cercanos a $50/b anclados en la promesa
de Arabia Saudí de no aumentar su producción
Sin embargo, el
viernes 03.06 los precios mostraron una pérdida de impulso y el WTI perdió 1,1%
e su valor para ubicarse en $48,62/b para los contratos por vencer en julio.
El "efecto contango" mantiene los precios en alza
El "efecto contango" mantiene los precios en alza
En el
vocabulario propio de la industria ha surgido un nuevo concepto y su vocablo
correspondiente: “contango”. Se refiere a la situación en la cual los precios
del crudo para entrega futura se encuentran significativamente superiores a los
precios del mercado “spot” o sea la venta en el momento actual.
En la práctica
se origina por un supuesto hipotético o expectativa borrosa la cual determina
que factores actuales tienden a reducir la capacidad de producción y, por ende,
aumentar los precios.
Esta apuesta,
combinada con una producción sin disminuir, ha resultado en una armada de
buques tanqueros que sirven como almacenes temporales hasta que los precios
futuros compensen el costo adicional y ofrezcan la rentabilidad esperada.
De allí la
importancia de mantener un clima
centrado en la expectativa de precios en alza lo cual potencia una profecía auto-cumplida.
El escenario se complica si el valor de “contango” se viene abajo o se torna
negativo lo cual desencadena una estampida de parte de los tanqueros de
encontrar un comprador para no incurrir en el costo adicional del almacenaje
marítimo.
La barrera de $50/b se hace impenetrable
La barrera de $50/b se hace impenetrable
La apertura de
nueve taladros en los campos de shale en los EE.UU., para un total de 325, representa
el primer crecimiento de dichas
actividades en las últimas 11 semanas lo cual es fiel reflejo de la resiliencia
de las empresas dedicadas a la utilización de la nueva tecnología de extracción
La reducción en
un 50% de las inversiones en capital tanto en exploración y como en desarrollo
de la infraestructura de la industria petrolera durante 2015 y 2016 proyecta un
alza repentina (“spike”) a dos o tres años plazo
Las conjeturas
en torno a la dinámica de los precios dadas a conocer por los servicios
especializados han adquirido una alta volatilidad. Así, Goldman Sachs Group
preveía el 15.05 pasado un WTI promedio para el 2016 de $38,40. Ahora, a fines
de mayo, da a conocer su nueva estimación fijada en $44,60/b
Janet Yellen, directora
jefe del Sistema de Reserva Federal, da
a entender el 27.05 en una alocución dada en el Radcliffe College un grado de
fortalecimiento del dólar en pocos meses lo cual actuaria en el “downside” de
los precios del crudo
Si surgen nuevas
disrupciones –geofísicas o geopolíticas- el nivel de los precios tendera a
mantenerse de manera accidental fuera del balance de oferta/demanda, De no
producirse ellas, el surgimiento de producciones adicionales a las actuales
generaría una nueva caída sostenida
La semana del 16-20.05
cierra con la perspectiva de un precio equilibrio de $50/b para el marcador
Brent. Es la primera vez en siete meses
que el nivel del precio del crudo haya alcanzado esa cifra.
Sin embargo, en
ambos mercados –el econométrico convencional fundamentado en un ajuste casi perfecto entre la oferta y la
demanda y el especulativo (“money managers” y “swap dealers”) basado en una
estimación de probabilidad volcada hacia los venideros meses- existe una
elevada incertidumbre sobre la trayectoria de los precios durante el segundo
semestre del 2016 y el curso del 2017.
El 01.06 el marcador Brent cierra en $49,83/b mientras
el WTI lo hace en $49,13/b. Dos días más tarde, a raíz de la reunión de la
OPEP, los precios se mantienen prácticamente en el mismo nivel de $49/b al
tener en cuenta la declaración del Ministro de Energía Saudí
“Seremos muy cuidadosos en nuestro enfoque y nos cuidaremos de no generar cualquier tipo de shock sobre el mercado”.
Nigeria: una disrupción extrema
Quienes pronostican un ascenso continuado lo justifican en base a las interrupciones de suministro causadas por el importante ataque de los rebeldes en el Delta de Nigeria a la infraestructura de la industria y a la imprevisibilidad de la amplitud de los fuegos desencadenados en Alberta, Canadá los cuales han obligado al cierre de campos enteros y a evacuar unas 100.000 personas de Fort McMurray.
Quienes pronostican un ascenso continuado lo justifican en base a las interrupciones de suministro causadas por el importante ataque de los rebeldes en el Delta de Nigeria a la infraestructura de la industria y a la imprevisibilidad de la amplitud de los fuegos desencadenados en Alberta, Canadá los cuales han obligado al cierre de campos enteros y a evacuar unas 100.000 personas de Fort McMurray.
El caso Nigeria
es extremadamente grave. Los ataques de los “Vengadores del Delta” (NDA)
[@NDavengers] a los terminales de embarque y a los oleoductos y gasductos ya
han obligado a Shell, Chevron y Eni a retirarse con lo cual se han perdido un
millón de b/d y la producción de crudos y condensados se ha reducido a 1,1MM
b/d.
Los Avengers anuncian la destrucción total de la industria petrolera en
Nigeria.
Se estima que por lo menos un par de millones de b/d han
sido retirados del mercado mundial incluyendo 750.000 b/d por parte de los
EE.UU.
Las más recientes informaciones señalan una reanudación importante de la producción en Canadá a partir de agosto lo cual ejercería una presión bajista sobre los precios.
Los analistas
del Citigroup actualmente proyectan para el cierre del 2017 un Brent alrededor de
$65/b y un WTI de $61/b. La base de dicha posición se basa sobre la estimación
de un creciente riesgo de interrupción del suministro en varios países.
¿Tiene futuro la explotación de shale?
¿Tiene futuro la explotación de shale?
Por otra parte,
quienes advierten sobre una probable recaída de los precios argumentan que si
los precios se colocan algo por encima de $50/b a muy corto plazo se activarían
de nuevo la producción de los frackers
explotadores del petróleo y gas provenientes de las formaciones shale especialmente en los Estados
Unidos. Claramente esto dependería del nivel de deuda y las facilidades de
capitalización que caracterizan las empresas explotadoras involucradas.
En este sentido,
es importante ver cuál puede ser la actividad de Whiting
Petroleum, Suncor Energy, Continental Resources, Pioneer Natural
Resources y EOG
Resources, cinco de las mayores empresas dedicadas al fracking.
Una
reciente declaración de Scott Sheffield,
brinda una apreciación prospectiva de la reactivación en pleno de la
explotación shale:
“Los
precios del petróleo requieren alcanzar $60/b (WTI) para reiniciar el
crecimiento de la producción, A $50/b la producción se mantendrá estable y a
$40 la producción seguirá disminuyendo. En el nivel de $45 a $50/b el mundo no recibirá mayores cantidades de
shale”.
Otro factor de
irrupción probable el cual aumentaría el excedente del suministro, sería la
decisión de Arabia Saudí de aumentar su producción en más de un millón de b/d
para hacerle frente a la renovada presencia de Irán en los mercados asiáticos. Irán
ha aumentado su producción en los primeros cinco meses en 700.000 b/d y ha dado
a conocer que sus exportaciones alcanzarán a 2,2MM b/d en el verano próximo.
Las previsiones
para la reunión semestral de la OPEP el jueves 02.06 en Viena se centraron en
la casi total irrelevancia de la organización en cuanto a un manejo cartelario
de la industria a nivel global.
El nuevo ministro de energía saudí, Khalid Al Falih, se ha hecho promotor de utilizar la capacidad potencial, hasta ahora cerrada, de lanzar 1,5MM b/d adicionales al mercado.
El nuevo ministro de energía saudí, Khalid Al Falih, se ha hecho promotor de utilizar la capacidad potencial, hasta ahora cerrada, de lanzar 1,5MM b/d adicionales al mercado.
En el 2017 pudiera presentarse un cambio fundamental
en la postura estratégica de los productores del Golfo Pérsico -Arabia Saudí,
los Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait- al darle prioridad a retener y/o
conquistar sus segmentos de los mercados en vez de defender los precios
congelando o aun reduciendo la producción del crudo.
Los EAU pudieran aumentar en breve plazo du nivel de
producción de 2,8MM b/d a 3,5MM b/d mientras
Kuwait pudiera aumentar 500.000 b/d, Qatar varios centenares miles b/d,
Irak ya ha aumentado su oferta en casi 5MM b/d,
Irán terminará por producir más de 2MM b/adicionales antes del cierre de
2017 y Arabia Saudí pudiera alcanzar la fantástica meta de 20MM b/d antes del
2020 según el criterio del presidente de Aramco, Al Falih, quien es fiel
seguidor de las directrices del príncipe de la Corona Mohammed bin Salman,
segundo en la línea de sucesión.
Sin duda, estamos observando la erupción de una nueva
dinámica: la prioridad de la conquista del segmento de mercado mientras el
nivel de los precios ocupa un segundo lugar a pesar de los trastornos fiscales
causados a las naciones petro-dependientes, especialmente Argelia, Nigeria y
Venezuela.
Goldman Sachs se pronuncia a favor de la tesis de un
nuevo punto de equilibrio superior a $50/b a corto plazo:
“El rebalanceo físico del mercado petrolero finalmente
ha comenzado…estimamos que ya en mayo se ha producido un déficit del lado de la
oferta. El déficit que habíamos vaticinado para el segundo trimestre del 2016
se ha adelantado…”
El mero análisis de una demanda creciente, de
interrupciones de variada naturaleza y del incremento o reducción del nivel de
almacenamiento es casi secundario frente a los tempestuosos conflictos
geopolíticos como el cada vez más intenso enfrentamiento entre Arabia Saudí e
Irán.
Además del combate bélico tercerizado en Siria, Irak y
Yemen la rivalidad religiosa y económica entre las dos naciones se extiende al
acceso a la celebración anual del Hajj en La Meca. Irán decidió prohibir a sus
ciudadanos asistir este año argumentando que en el 2015 hubo 500 víctimas
causadas por una estampida de los fieles supuestamente facilitada por las
autoridades saudís.
El texto oficial iraní no deja lugar a dudas:
"Debido al sabotaje en curso por el gobierno saudí, anunciamos que los peregrinos de Irán se les ha negado el privilegio de asistir al Hajj este año, y la responsabilidad descansa en el gobierno de Arabia Saudí”.
La respuesta:
“Arabia Saudí no impide a nadie cumplir con su deber religioso. Irán rehusó firmar el memorándum y prácticamente estaba exigiendo el derecho a organizar demostraciones…”
Hay que tener en cuenta que el ministro de economía de
los EAU, Sultan Bin Saeed Al Mansoon, considera que el precio referencial
del crudo puede saltar a $60/b en el verano.
Las más
recientes estimaciones de parte de los principales bancos de inversión apuntan
a un promedio del Brent en $43/b durante el 2016 y para el WTI un promedio de
$41/b.
Estas cifras han venido aumentando desde el nivel inferior a $30/b ($26,05
para el WTI el 11.02.2016 en comparación con $107,73 en abril del 2014) registrado a inicios del año actual. La
proyección para el segundo marcador –más directamente ligado a la cesta
petrolera venezolana- es de $55/b para el 2017.
La
producción de shale en los EE.UU. suscita dos interrogantes básicos:
¿Cuánto
ha declinado como consecuencia de los bajos precios del crudo?
¿Cuán
rápido y en cual volumen puede recuperarse en función del rebote del petróleo
convencional en los últimos meses?
En
otras palabras, es el shale el factor fundamental en la fijación de los precios
del hidrocarburo y que determina si este puede encontrar un piso en la cota de
$50/b.
La
EIA de los EE.UU. calcula que la
producción de shale en el mes de junio declinará en 113.000 b/d en comparación
con la cifra del mes anterior lo cual arrojaría un total de 4,85MM b/d.
Específicamente,
la caída, estimada para junio, en los principales campos es la siguiente: 1) Eagle
Ford en Texas: 58.000 b/d para una producción total de 1,21MM b/d; ii) Bakken
en North Dakota 28.000 b/d menos para situarse en un total de 1,024MM b/d; iii) Niobrara
perderá 15.000 b/d para alcanzar un total de 391.000 b/d y iv) Permian
con una reducción de solo 10.000 b/d para permanecer en una producción total de
2,019MM b/d.
Con
razón se puede argumentar que la explotación del shale representa casi un nuevo
recurso energético no por su naturaleza de hidrocarburo sino por su tecnología
de extracción caracterizada por un menor capex, mayor productividad, extrema facilidad
comparativa de de cancelar y reiniciar la explotación.
Esto
está conduciendo a inversiones sorprendentes.
Por
ejemplo, un conglomerado chino, Yantai Xinchao, por medio de su subsidiaria
Blue Whale Energy, ya es propietario de dos campos de shale enTexas adquiridos
en diciembre del 2015 por $1,3 millardos. Actualmente se dedica a la búsqueda
de una nueva inversión en el yacimiento de Permian, el más rentable de los campos de fracking. Otro factor novedoso
es que no se trata de una inversión pasiva sino una operación directa por
técnicos chinos lo cual indica que China puede convertirse en una nación
experta en el desarrollo del shale.
El Short-Term Energy Outlook correspondiente
al mes de mayo 2016 pronostica un total de la producción estadounidense de
petróleo y otros líquidos combustibles en unos 14,5MM b/d tanto para el 2016
como el 2017. Esto significaría una disminución de solo 500.000 b/d en relación al promedio del 2015.
El mismo documento prevé que la producción equivalente de Rusia permanecerá en
11 MM b/d hasta el final del 2017.
La reunión
normal de la OPEP (33% de la producción total
mundial) que tuvo lugar el pasado 02.06 en Viena no tomo decisión alguna
dado que no reviso la situación actual de unas cuotas establecidas hace más de
cinco anos y las cuales han sido violentadas de manera sostenida por varios de
sus principales miembros. En otras palabras, la Organización decidió de
abstenerse de imponer nuevas cotas o techos de producción a sus miembros.
En la práctica, todos los miembros de OPEP, especialmente Irán e Irak, están por llegar al máximo del volumen permitido por su capacidad instalada en la actualidad.
O sea, OPEP no
está en capacidad de superar su techo real de hoy mientras que los productores no-OPEP verán
reducida su producción en 740.000 b/d en promedio durante el 2016 mientras que
se pronostica que la demanda mundial promediara un incremento de 1,2MM b/d lo
cual permite absorber un aumento de 2MM b/d sin alterar el equilibrio alcanzado
alrededor del umbral de $50/b.
La realidad que
revela la ausencia de decisión por parte de OPEP es la predominancia del
criterio de Arabia Saudí resuelta a que los precios no se disparen mas allá de
la cota de $60/b. Arabia tiene el efectivo potencial de añadir 1MM b/d de un
momento a otro a su producción de 10,2 MM b/d y alcanzar un máximo de 12,5MM
b/d en un lapso de nueve meses con lo cual queda claro su papel dominante en la
fijación de los precios del crudo. Rusia, a la vez produjo 10,83MM b/d durante
el mes de mayo.
Quizás la
declaración del Ministro Khalid Al-Falih es la que mejor resume el desafío que
enfrentan los países petro-dependientes:
“Pienso que gerenciar
en la manera tradicional que hemos probado en el pasado puede ser que nunca
regrese”
@revengajr
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