José Rafael Revenga Marzo 19, 2017
El precio
del crudo perforó hacia abajo el piso de los $48/b (WTI: $47,62) el martes
14.03, su menor nivel desde noviembre pasado. En consecuencia la burbuja vigente
de precios alrededor de $55/b generada por el alto cumplimiento de la reducción de los niveles
de producción puestos en práctica por la OPEP y por otros importantes
productores –entre ellos Rusia, parece próxima a desinflarse.
¿Podrá OPEP hacerle frente a la amenaza competitiva de un petróleo no-convencional?
¿Podrá OPEP hacerle frente a la amenaza competitiva de un petróleo no-convencional?
El fondo de
la amenaza es que se viene abajo una coalición semi-cartelizada responsable de
mantener estable el nivel de precios del hidrocarburo a nivel mundial la cual
animaría a los inversionistas a aumentar sus magnitudes de gastos de capital y proporcionaría
un cierto equilibrio fiscal a los petroestados
a fin de iniciar su conversión a una economía diversificada.
Las cifras
demuestran que la estrategia, formulada inicialmente por el Ministro de Energía
de Arabia Saudí, fue acertada siempre y cuando se cumplieran dos condiciones:
Una reducción de niveles históricos y no a partir de registros de aumentos de producción
en diciembre y una congelación, si bien no una reducción, de los niveles de
Nigeria, Libia, Irán e Irak entre otros.
Es decir,
si la producción total de OPEP alcanzó 32,5 millones de crudo en agosto 2016,
cómo explicar que a pesar de un cumplimiento del 90% de las reducciones
asumidas para enero 2017 equivalente a remover un millón b/d del suministro, el
nivel registrado al cierre de dicho mes fue 32,13 b/d.
O sea, en la
práctica el acuerdo empezó a hacer aguas desde su inicio a principios de año.
Esto quedo relativamente oculto debido a una intensa campaña mediática anclada en
declaraciones ministeriales y afirmaciones de analistas que enfatizaban el alto
porcentaje de cumplimiento especialmente de los miembros de la OPEP.
La estrategia falló
Además,
hubo una profunda falla estratégica en cuanto a evaluar el impacto del alza de
los precios en la recuperación de la industria del shale en USA.
Se presumió que el nuevo nivel de precio no sería suficientemente atractivo para el desarrollo de la explotación shale especialmente en Tejas y Nuevo Méjico al calcular que el punto de equilibrio de la rentabilidad estaría por encima de los $50/b. En la práctica, dicho punto de equilibrio se encuentra para varios gigantescos yacimientos bien cerca de los $30/b.
Se presumió que el nuevo nivel de precio no sería suficientemente atractivo para el desarrollo de la explotación shale especialmente en Tejas y Nuevo Méjico al calcular que el punto de equilibrio de la rentabilidad estaría por encima de los $50/b. En la práctica, dicho punto de equilibrio se encuentra para varios gigantescos yacimientos bien cerca de los $30/b.
Bloomberg
estimaba, ya a principios de año (08.02.2017), que había un condado en Tejas
cuyo yacimiento toleraba un punto de equilibrio de $22,52/b.
Más aun, la
velocidad de recuperación en cuanto a la entrada en juego de recursos
financieros y avances tecnológicos dinamizados por una nueva política
energética de la administración Trump han incidido a configurar un cuadro que
ha hecho trizas del acuerdo iniciado en Argelia el pasado septiembre y
confirmado en Viena a fines de noviembre.
O sea, no
es aventurado afirmar que la industria a nivel global se encuentra con unas
profundas interrogantes en cuanto a la evolución de la tecnología de
explotación y el descubrimiento de reservas no convencionales en Rusia y Arabia
Saudí (shale gas) y probablemente en
la misma Alaska.
Otro factor
que aumenta la complejidad de las decisiones y de los catalizadores activados
es el Decreto Ejecutivo del nuevo mandatario presidencial autorizando la
construcción de los oleoductos Dakota Access y Keystone XL los cuales permitirán
agilizar la introducción en el mercado estadounidense de un potencial de
450.000 b/d y 830.000 b/d respectivamente.
Arabia Saudí incumple
Arabia Saudí incumple
Sorpresivamente,
Arabia Saudí, el líder estratégico de la industria, informó que el nivel de
producción para el mes de febrero se había incrementado de nuevo por encima de
10 millones b/d en base a un incremento de 263.000 b/d lo cual la coloca casi
en el mismo nivel del 12.2017 antes de participar en los recortes. Al tomar
dicha cifra anoto que el Reino no solo no ha procedido con el recorte asignado
de 580.000 b/d sino que ha procedido con el aumento indicado para un total
843.00 b/d fuera del acuerdo.
Irak mantuvo
una producción de 4,414millones b/d en
febrero superando la meta acordada de 4,351 millones b/d. Para fines del 2017
su producción se acercará a los 5 millones b/d.
Además, el campo Kashagan (Siberian light blend) en
Kasakhstan se ha reactivado y bombea 180.000 b/d adicionales a su producción histórica
de 1,68 millones b/d. Así mismo, la
producción en Azerbaijan aumentará un 5% lo cual no estuvo contemplado en el cálculo
de Viena.
Frente a
este vendaval de irrupciones, el Ministro de Petróleo de Kuwait se vio obligado
declarar, sin mayor credibilidad, para evitar un derrumbe de los precios hasta
$45/b: “el porcentaje de cumplimiento por parte de varios miembros de OPEP supera el 140%”.
Quizás el ministro no se percató que de ser así varios miembros de OPEP no están
cumpliendo plenamente su compromiso.
“Arabia Saudí no se prestará a ser usada por
otros”
Y para colmo, el Ministro de
Energía de Arabia Saudí, Khalid al-Falih, hizo patente el fracaso de la
estrategia adoptada al alertar a los productores de shale que “es ilusorio pensar que OPEP y el Reino continuaran
subsidiando las inversiones de otros a expensas suyas y de sus intereses a
largo plazo al continuar reduciendo sus niveles de producción”. Y esto lo
afirmó en el centro del territorio shale
en Houston, Tejas en ocasión del CERAWeek Conference.
Como pocas veces antes, el
nivel de precios del crudo y el desempeño de la industria a nivel mundial depende
de las decisiones formales a ser tomadas en la próxima conferencia de la OPEP
programada para el 25.05.
El nudo gordiano por
resolver puede plantearse de la siguiente manera: si se mantienen los recortes,
o se amplían, los precios pueden situarse entre $55 y $60/b cuya contrapartida
sería la de un fuerte estímulo para la expansión de la industria del shale la cual tendería a desplazar de
ciertos mercados cruciales a los productores del petróleo convencional.
Por el contrario, si no se
prosigue con las reducciones, el mercado no consumirá, durante el segundo
semestre del 2016, los gigantescos inventarios almacenados y, por lo tanto, los
precios podrían tender hacia la zona de los sub-$40/b.
Dicha realidad haría nula la
estimación del jefe de commodities
research del Bank of America, Francisco Blanch, quien en un informe del
10.03 asevera que el precio del crudo USA ascenderá hasta $64/b en el tercer
trimestre del 2017, una vez se haya consumido el excedente actual.
La semana termina el viernes
17.07 con el WTI en $48,78/b.
Ver la primera exposición del nuevo “Chairman” de ExxonMobil:
https://goo.gl/KiA1Wl
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