La semana del 12.06-17-06 vio los precios descender
a niveles preocupantes dado que revelan la ineficacia del acuerdo firmado por
productores OPEP y no-OPEP el 25.05.
Pero mas aun, ponen en duda la capacidad prospectiva de la OPEP de incidir en la regulación del mercado mundial.
Pero mas aun, ponen en duda la capacidad prospectiva de la OPEP de incidir en la regulación del mercado mundial.
El WTI cae a $44,66/b -el viernes 16.06- para los contratos
por vencer en julio negociados en el NYME. Mientras tanto, el Brent se colocaba en $47,24/b.
Los dos marcadores han descendido 13% desde 25.05
cuando en la reunión en Viena 14 miembros de OPEP y 11 no-OPEP acordaron prolongar
por nueve meses el recorte de la producción a fin de eliminar el excedente de
oferta.
Los traders de crudo apuntan a un valor del Breent
de $46,59/b para septiembre próximo y solo $41,98/b para el WTI en agosto.
En la medición de los precios del crudo es
conveniente diferenciar lo debido a fluctuaciones propias a la volatilidad
diaria, o aun de hora en hora, de lo ocasionado por nuevas tendencias que
emergen sin mayor aviso pero modifican por largo tiempo el equilibrio
oferta/demanda de la industria.
Estas tendencias, no fácilmente observables ni descifrables, representan en la madeja de los indicadores diarios corrientes submarinas difíciles de alterar y que pueden condicionar el fondo del negocio por mas de una década.
Estas tendencias, no fácilmente observables ni descifrables, representan en la madeja de los indicadores diarios corrientes submarinas difíciles de alterar y que pueden condicionar el fondo del negocio por mas de una década.
Tenemos un buen ejemplo en la reciente declaración
de la Gobernadora del Banco de Rusia, Elvira Nabiullina, quien en una
declaración el mismo viernes 16.06 alerta que su referencia para el promedio
del marcador Brent a lo largo de 2017 es solo $50/b y avizora una caída a unos
$40/b para el 2018-2019.
Ver:
En su presentación, la Gobernadora va
más allá de una proyección a corto plazo y revela el marco de interpretación
vigente:
“The external economic situation will likely remain unstable, as confirmed by the volatility of oil prices. We do not rule out that [oil] production in the US will grow and other countries, which are not parties to the agreement, will expand their supplies to the global market. Demand-side risks are also in place. They result from a likely slowdown in the Chinese economy, as well as the development of energy-efficient technologies and alternative energy sources,”
Buena parte de los analistas especializados en la
lectura de las tendencias de los precios del crudo a nivel mundial esgrimen
como causa principal, y en muchos casos como causa única, el aumento de la
producción de shale en los EE.UU.
Poca atención amerita que dicha dinámica es una
consecuencia directa, si bien no deseada de las decisiones estratégicas
asumidas por la OPEP y sus aliados a partir de fines de noviembre del 2016.
En efecto, la producción de shale en
USA ha aumentado en mas de 700.000 b/d desde septiembre 2016 y la Agencia de
Información de Energía (USA) estima que a fines del 2017 el incremento superara
900.000 b/d equivalente a la mitad de la reducción acordada por los miembros y
aliados de la OPEP. Para el 2018 la AIE calcula otro aumento de 780.000 b/d.
Todo
esto se traduce en un desbalance que se refleja en un excedente de oferta y por
consiguiente un aumento de los inventarios de crudo estadounidense lo cual es
una señal que influye directamente sobre
el “sentimiento” –en este caso pesimista- de los inversionistas.
Un comentarista lo describe así
Oversupply has caused a global glut relapse, with various regional markets swamped with crude oil, ranging from the Atlantic Basin to the North Sea to Singapore.
O sea, en fin de cuentas el excedente de
producción causado por la estrategia asumida principalmente por Arabia Saudí
sumada a lo no incorporación en el acuerdo de Libia, Nigeria e Irán han
inundado el mercado mundial de menra tal que decenas de tanqueros navegan sin
rumbo en los océanos convertidos en almacenaje temporal sin destino comercial.
Es importante ceñirse a los hechos reales
a fin de refutar cálculos equivocados en el sentido que un nivel de $50/b
impediría la apertura de nuevos pozos de producción de shale. En la actualidad
estos son rentables en muchos casos aun con un nivel de $40/b.
Empresas como Pioneer y RSP Permian operan
plataformas de producción que son rentables a $30/b y la mayoría lo es en un
rango de $42 a $45/b.
Libia aumenta su producción “permitida” por la OPEP
Son
múltiples las explicaciones del por qué la caída de los precios. Una buena
parte de ellas señalan al aumento de la producción de crudo en los EE.UU. Si
bien es cierto, y ya entrare en el tema en mayor detalles, no hay que recurrir
a un modelo unicausal so pena de falsear la realidad y de incurrir en equivocaciones
estratégicas.
Por
ejemplo, tomemos el caso del aumento de la producción de Libia la cual produce
actualmente 885.000 b/d y programa llegar a un millón de b/d a fines de julio.
Esto
representa un aumento de 600.000 b/d a partir de principios del 2017 lo cual
habría que incluir en la contabilidad de la real disminución del acuerdo OPEP.
Libia fue eximida de dicha resolución debido a
que su nivel histórico de producción había sido reducido por factores internos
en la forma de una guerra civil que había afectado los oleoductos y los puertos
de embarcación.
El
no haber incluido en el recorte neto de la producción total el caso de Libia, y
similarmente el caso de Nigeria, ha podido ser una maniobra de desinformación
interesada para preservar un “sentimiento” alcista en los traders y
especuladores.
Para
colmo de males, la Corporación Nacional de Petróleo de Libia (NOC) anuncia un
plan para aumentar la producción de crudo a 1.320.000 b/d para fines del 2017 y
a un millón y medio de b/d para el
cierre del 2018.
El
Reino cambia al “heredero”
Otro factor que incide sobre la conducción de la
política energética de Arabia Saudí es la decisión tomada el miércoles
21.06 por el Rey Salman la cual redefine
la línea de sucesión monárquica, es la designación su hijo, el Príncipe
Mohammed bin Salman como heredero directo del trono, formalmente Príncipe de la
Corona.
El joven -31 años- ya tenía gran influencia como
ministro de defensa dedicado a enfrentar los avances de Irán tanto en Yemen
como en el propio Reino. Desplaza al príncipe Mohammed bin Mayef con 56 años y
sobrino del actual Rey.
Además, Salman es quien ha diseñado y promovido los
recortes de producción aprobados por OPEP imponiendo el manejo político de la
industria por parte de la Casa Real en vez de dejarlo en manos de los tecnócratas
de ARAMCO.
El nuevo heredero, nieto del fundador del Reino
Abdulaziz Ibn Saud, es el promotor del IPO previsto para el 2018 –el cual es viable solo con el Brent superior
a $60/b- y del plan de desarrollo
“Visión 2030” para independizar al Reino de su petrodependencia responsable del
70% de sus ingresos fiscales. Su impacto sobre la situación energética actual
es incierta.
Pero una reciente decisión de reducir las
exportaciones a los EE.UU. de más de 1millón de b/d a 750.000 b/d en agosto
próximo señala que Arabia Saudí está empeñada en ver como mantiene el precio
del Brent cerca de los $60/b.
Nota final
El acuerdo del 25.05 tiene una muy
reducida incidencia sobre la realidad de los factores activos en el mercado
mundial.
Por lo tanto, es razonable postular
que su porosidad no tardará en manifestarse al aumentar el incumplimiento por
parte de varios de sus principales firmantes y peor aun, su extinción efectiva
antes de fines del 2017.
El jefe de investigación de Macquarie lo expresa en
términos propios de la industria:
“They can’t get the price up to a level where they can keep the shale guys out of the game so unfortunately they’re just chasing their tail at the moment,”
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