26/1/18

LA ELECTRICACIÓN MOTRIZ: ¿REQUIESCAT IN PACE LOS FÓSILES?





José Rafael Revenga                                          Enero 28, 2018

Ford Motor Co. anuncia la reducción de sus modelos tradicionales para ceder paso a vehículos electrificados incluyendo un Mustang híbrido. La presentación del Vice-presidente Ejecutivo, Jim Farley, al Deutsche Bank menciona al automóvil Mach 1 por aparecer en 2020 con una carga eléctrica suficiente para un recorrido de 500 km.

Para el 2022 la empresa debe ofrecer 40 modelos de vehículos electrificados incluyendo el F-150.

En función del logro de dichos objetivos, la corporación decide aumentar su inversión, inicialmente prevista en S4.500 millones de aquí al 2020, a $11.000 millones. Bill Ford, presidente de la junta directiva, afirmó:
“Estamos tomando nuestros modelos de mayor venta, los mas icónicos y vamos a proceder a electrificarlos”. 
Mercedes-Benz en boca de su presidente ejecutivo, Dieter Zetsche, informó en ocasión del reciente Detroit Motor Show, que la empresa invertiría $11,7 millardos  a fin de introducir 10 modelos totalmente electrificados y 40 versiones híbridas.

Volkswagen se presenta como el mayor inversionista alemán al asignar $40 millardos  hasta el 2030
Se calcula que en la actualidad 90 millardos de dólares han sido destinados a inversiones en la electrificación vehicular. 

Una parte importante  de dichas inversiones se llevará a cabo en China dadas las exigentes regulaciones adoptadas por el gobierno las cuales estipulan que cualquier fabricante de autos que produzca o importe mas de 30.000 unidades debe garantizar para el 2019 que el 10% sea electrificado parcial o totalmente. El porcentaje requerido aumentará a 12% en 2020.

Esta política pública de reducir el número de vehículos movilizados por insumos fósiles no renovables seguramente se sobrepondrá a la penetración en el mercado debida a la aceptación por parte de los compradores.

La mezcla –regulación vs compra espontánea- en la adquisición de nuevos vehículos variará según los países y las regiones. Por ejemplo, en el estado de California hay un entusiasmo individual creciente por la adquisición de un Tesla mientras que varias naciones europeas han adoptado,  o están por hacerlo, medidas similares a las de China. En particular, tanto Gran Bretaña como Francia ya han declarado ilegal la venta de vehículos a combustión interna a partir de 2040.

En el caso de los EE.UU. la combinación de regulaciones federales y estadales mas la aceptación por parte de los consumidores puede dar pie a que en 2030 del 15 al 20% de los vehículos nuevos vendidos tengan algún componente de electrificación.

A la vez, el principal ejecutivo de las operaciones norteamericana de Toyota, Jim  Lentz, apuntó que ha tomado 18 años para que las ventas de los híbridos alcanzara el 3% del mercado regional. Los híbrídos son una opción atractiva ya que no están limitados por el radio de acción de las baterías y no requieren una infraestructura de recarga. Por lo cual él estima que para que  los carros totalmente electrificados conquisten el 5% de dicho mercado se necesita un plazo mayor.

General Motors  ha anunciado que introducirá 20 vehículos eléctricos de aquí al 2023.  Buena parte de esta expansión tendrá lugar en China y el modelo líder  tendrá la marca Cadillac.

Sergio Marchionne, presidente de Fiat. Chrysler Automobiles fija un camino mas cauteloso al negarse a señalar un número preciso de modelos eléctricos del fabricante por colocar en el mercado. Añadió que las reglas obligatorias en Europa diseñadas para reducir las emisiones contaminantes serán el principal propulsor del desarrollo del mercado electrificado.

En la misma ocasión en Detroit, Marchionne, jefe máximo de Ferrari, declaró que todos los vehículos de la marcar a ser vendidos después de 2019 tendrán un componente híbrido.

Amerita consideración la compleja tecnología de las baterías y el crecimiento explosivo de la demanda por ellas. Tesla construye el mayor edificio del mundo –la Gigafactory con una superficie de seis millones de pies cuadrados- en Nevada para producir 55 gigawatt-horas anualmente.para sostener una producción de 500.000 vehículos.



Las necesidades a nivel mundial de la naciente industria de electrificación de unidades móviles, lo cual incluye autobuses, trailers, motos y autos se expandirá de unas 50 gigawatt-horas actualmente a 900 GW/H en 2025.




Para dicho volumen de baterías “lithium-ion” se necesita una cantida ingente de cobalto cuyas principales reservas activas yacen en el  Congo. Ademas, unas mega -cantitades de litio y níquel.


El Bank of America (BofA) dio a conocer un informe la semana pasada el cual afirma que la demanda global de petróleo llegará a un pico en 2030 (aprx. 106 millones b/d) después del cual declinaría progresivamente..El documento basa su previsión en el supuesto que el 40% de todas las ventas de carros serán de unidades electrificadas lo cual afectaría la colocación en el mercado  de los vehículos que utilizan la energía fósil como combustible.




Otras entidades, entre ellas Royal Dutch Shell,  calculan que el “pico” se daría solo en el 2040. En todo caso, se trata de solo una generación equivalente a dos décadas lo cual para los tiempos de inversión y de ejecución de la industria petrolera es metafóricamente comparable a un largo fin de semana.

El presidente de Aramco, Amin Nasser, considera, al contrario, que se necesitarán varias décadas para que los vehículos electrificados representen un porcentaje significativo de la demanda global. Nasser considera, seguramente teniendo en la mente el futuro del IPO de la empresa programado para el 2018, que la demanda representada por el sector naviero, la aviación y la industria petroquímica compensarán la erosión de la demanda y asegurarán un consumo “robusto” de crudo.




Si las regulaciones gubernamentales, cada vez mas estrictas en el consumo de gasolina, se juntan a una aceptación creciente por parte de los compradores de carros y a una continua mejoría del alcance  de las baterías y del tiempo de recarga, estamos en los albores de una profunda transformación del tipo de energía consumida.

20/1/18

EL PETRÓLEO A INICIOS DE 2018





José Rafael Revenga                                                               Enero 21, 2018

El primer informe autorizado sobre las propensiones del mercado global de crudo que aparece en el 2018 ha desatado una serie de conjeturas y preocupaciones justificadas. 

El Short-Term Energy Outlook (STEO) de la estadounidense Agencia para la Información sobre Energía (Energy Information Administration  ha generado varias campanadas de alerta en torno a la modificación de la capacidad de los principales productores.

El STEO sitúa el promedio del Brent para 2018 y 2019 en $60/b y $61/b respectivamente. El WTI se ubicaría en un nivel $4/b por debajo en ambos casos.

Si bien el Informe reseña un panorama positivo en cuanto al alza de precios durante el último mes del 2017 al aumentar el Brent en $2/b  en comparación con la cifra de noviembre, para promediar $54/b durante 2017, el documento resalta el súbito aumento del volumen de petróleo extraído en los EE.UU.



La Agencia Internacional de Energía (IEA), basada en París, ha secundado dicho análisis al señalar que por primera vez en la época moderna la producción de crudo USA con su expansión “explosiva” aventaja su competidor del Reino Saudí.

En efecto, la Agencia declara que la industria del shale ha superado todas las expectativas debido al mejoramiento de la productividad y al incentivo brindado por el alza de precios del recurso no renovable por lo cual predice un nuevo record para la capacidad estadounidense con lo cual rivalizaría, según un crecimiento de 1,4 millones b/d para un total de 10,4 millones b/d rivalizaría los 11 millones b/d de Rusia al alcanzar el nivel de 11,4 millones b/d en diciembre 2018.


Es conveniente  tener en cuenta que los productores no-OPEP serán responsables de alimentar el mercado global con 60 millones b/d  en el 2018 mientras el aporte de OPEP sumaría solo unos 33 millones b/d si persiste el Acuerdo de Viena.

De manera similar, en la ecuación de equilibrio demanda/oferta hay que introducir la variable shale la cual compensa el 60% del efecto de las reducciones acordadas para el 2018.

Las estimaciones previas nos conducen a una situación dinámica en la cual la demanda, especialmente India y China, es algo mayor que la esperada y los inventarios decrecen mas alla de lo previsto por lo cual los precios del crudo repuntan para mantener el Brent cercano a los $70/b.

Esto pudiera entusiasmar a mas de un productor a renunciar al Acuerdo de Viena o a mitigar las reducciones de suministro abierta o solapadamente –la tasa de cumplimiento de los productores no-OPEP descendió a 78% en diciembre-- a partir de Junio próximo. Ya hay fundadas especulaciones en torno a las variables estratégicas y las consecuencias de un “exit”.

Al cierre de la semana, los precios de los contratos WTI en el NYME para entrega en febrero cayeron a $63,37/b.}

Los productores deberían contener sus apetencias de penetración de mercados y mantener los techos de producción a lo largo del año hasta poder decantar con mayor precisión hacia donde se dirige el mercado global.

El domingo 21.01 al concluir una reunión técnica de la OPEP y de los doce productores no-OPEP en Muscat, Oman, el Ministro de Energía Saudí enfatizó la conveniencia que los productores extiendan su cooperación mas allá de 2018

“Esto no significa necesariamente mantener barril por barril los mismos límites o reducciones o metas de producción país por país que firmamos en 2016, sino asegurar a los accionistas, inversionistas, consumidores y la comunidad global que esto permanecerá. Y vamos a trabajar en conjunto”.
Escuchar podcast en inglés (7 min)
https://goo.gl/xsFACF




12/1/18

SEMBRAR EL PETRÓLEO... EN EL PETRÓLEO Y... EN EL GAS




José Rafael Revenga                                               Enero 14, 2018


El 2017 cierra y el 2018 abre con el marcador WTI rozando los $60/b lo cual señala que la cesta promedio venezolana se encuentre en solo un dólar por debajo de dicho nivel.

El alza continúa día a día

Factores geopolíticos –lease protestas en Irán- mas el renovado acuerdo de restricción de la oferta por parte de 24 productores de crudo mas algunas disrupciones logísticas explican la solidez, algo inesperada, de los valores del crudo.

El viernes 29.12, último día del año en cuanto a trading de petróleo los marcadores confirmaron el registró mas alto desde junio del 2015: el WTI se estableció en $60,21/b después de alcanzar $60,42/b en esa misma jornada. El Brent escaló hasta $66,92/b. En el primer día de trading del 2018 los precios alcanzados se mantuvieron: WTI $60,63/b y el Brent $67,18/b

Los marcadores para el jueves 04.01 confirman lo que puede ser un vector dominante para el primer trimestre al alcanzar un techo no visto desde hace tres años. La explicación mas generalizada se centra en las protestas en Irán, el tercer mayor productor de la OPEP.

Sin embargo, estas manifestaciones en varias ciudades no han generado ningún desequilibrio del régimen y parecería que si bien pueden ser recurrentes no lo serán de manera permanente. Creo que hay que apelar al acuerdo de Viena para explicar que el desempeño alcista es provocado debido a una base bastante solida de reequilibrio del mercado sobre la cual cualquier factor geopolítico o falla logística o disminución no prevista de los inventarios tiene efectos inmediatos y significativos por un orden mayor a la magnitud de la causa.

El resultado previsible para el 1T del 2018 es un WTI alrededor de $62/b y un Brent que se acerque a los $70/b. De ser así, la cesta venezolana sería algo superior a $60/b. La alta volatilidad demostrada por el comportamiento de los precios referenciales se evidencia en el importante impacto de irrupciones “técnicas” como la avería detectada en la red de oleoductos (“the Forties”) del Mar del Norte la cual obligo a sacar del mercado unos 450.000 b/d durante varias semanas a fin del 2017.

Otro ejemplo de la vulnerabilidad de la infraestructura de la industria es la explosión –probablemente a causa de una acción terrorista- en Libia el martes 26.12 del oleoducto que alimenta el terminal de embarque Es Sider con una pérdida de 90.000 b/d.

El hecho que los precios referenciales del crudo hayan ascendido mas de un 15% desde principios del 2017 hasta alcanzar cerca de $70/b para el Brent a comienzos del presente año, debido principalmente al acuerdo firmado por productores OPEP y no-OPEP a fines del 2016 por vencerse el 31.03.2108 pero que fue renovado a fines del 2017 por nueve meses, trae una mezcla de buenas y malas noticias para el 2018.



Mientras mayor sea el alza de los precios mayor es la probabilidad de la fragmentación del Acuerdo de Viena



 A pesar de los augurios bien fundamentados, estos mismos presagios pueden incentivar a varios productores a proponer una salida progresiva o hasta total del pacto de reducción de la oferta tan pronto como en la próxima revisión del Acuerdo de Viena agendada para el próximo 30 de junio.

Aun cuando no se oficialize una decisión colectiva, varios productores pueden debilitar el grado de cumplimiento lo cual provocaría un venido a menos del cartel. Esta dinámica pudiera ser generada en forma similar por uno de los productores no-OPEP pero si los “tres “ Rusia, Irak y Arabia Saudí mantienen su compromiso, el cual representa 85% del total de 1.800.000 b/d eliminados de la oferta, el equilibrio tendería a mantenerse.

Mas aun, Libia y Nigeria previamente eximidos de someterse a un techo de producción ahora, a partir del 31.03, no deberán superar conjuntamente los 2.800.000 b/d. El grado de cumplimiento es incierto.

Un ejemplo de las estimaciones optimistas es la declaración del Ministro de Petróleo de Irak –el segundo productor de OPEP con 4.000.000 b/d:
“Soy muy optimista que en el primer trimestre, los mercados petroleros evidenciarán el equilibrio”.


Goldman Sachs calcula que a partir de mediados del 2018 se producirá un retiro gradual de las actuales restricciones a la producción debido a una merma de los inventarios. Pero ese proceso se pudiera convertir en una estampida para penetrar de nuevo a los mercados la cual pudiera darse por un desacuerdo o por un incumplimiento.

El caso de Irak merece especial atención pues su cumplimiento en noviembre 2017 fue solo un 44% de los 210.000 b/d firmados. Al contrario, en el mismo mes Rusia cumplió en un 95% la meta de 300.000 b/d. Es ilustrativo referirnos a la magnitud de los ingresos involucrados. Un aumento promedio de unos $10/b durante 2018 significaría el traslado de unos 100 mil millones de dólares a las arcas de los socios de OPEP.

Diversos registros impulsan a los precios 

Es curioso que el principal propulsor de los indicadores de los precios es otro indicador cuantitativo que mide el nivel de inventarios del crudo, principalmente en los EE.UU., en comparación con el registro promedio de los últimos cinco años. A todas luces la relación se proyecta bastante indirectamente pero así funciona el complejo mercado petrolero.

Por lo tanto, el registro semanal generado por la Agencia de Información de Energía de ese país cobra una importancia suprema en el comportamiento de los precios pues supuestamente nos informa acerca de la dirección del equilibrio del mercado y es aceptado como un baremo para la fijación diaria de los precios en los mercados bursátiles internacionales. Si el promedio en cuestión declina comparativamente entonces se califica a la situación como “normal” lo cual apuntala los precios.

Un segundo registro indirecto pero con impacto real sobre la valoración del crudo y, mas importante, sobre la posible tendencia del mercado es el número de plataformas de producción activas (“oil rigs”) en los EE.UU. El marcador es proporcionado por Baker Hughes, empresa líder en los servicios petroleros, e incluye tanto los pozos activos en petróleo como en gas. Tomemos un ejemplo relacionado con los resultados de la medición comunicados el viernes 22.12.2017.

Durante la semana que finalizó esa fecha el conteo de plataformas estadounidenses aumentó en solo una unidad pero mas indicativa es la evolución contrastada con la situación de hace un año: en la actualidad operan un total de 931 plataformas para un incremento de 278 unidades en comparación con la misma fecha hace un año. De estas 747 corresponden a la actividad petrolera y 174 a la gasífera.

Hay que remarcar que del total hay 398 pozos operativos corresponden a la zona Permian en el estado de Texas dedicados a la explotación del “shale oil”. Hay una seria discrepancia de interpretaciones en cuanto a la magnitud de la amenaza representada por el surgimiento de la producción estadounidense la cual incide en la perdida de la cuota de mercado global de los socios de la OPEP.

Mientras mas elevados sean los precios del crudo mayor es la amenaza de la irrupción del "shale oil"




Algunos señalan que el alza exitosa de los precios durante los dos últimos años ha contribuido de manera directa a hacer económicamente viable la producción del crudo no-convencional con lo cual “se ha despertado a un gigante”.

Por el contrario, otros argumentan que la producción de shale alcanzará un pico alrededor del 2023 y que no hay que sobreestimar su incidencia. La realidad actual es que los EE.UU. aumentó su producción de crudo a 9,45 millones b/d en noviembre y tanto OPEP como la IEA (International Energy Agency) pronostican un millón b/d adicionales para el 2018. Ya el promedio de producción de crudo promedió 9,78 millones b/d durante la segunda semana de diciembre. 

Barclays Bank opinó el 02.01.2018:
 “Consideramos que la producción USA de shale oil amerita un seguimiento muy de cerca dado que puede trastornar los esfuerzos de la OPEP en equilibrar el mercado al generar un excedente de oferta en el 2018”.
He insistido sobre los peligros de subestimar el potencial del descubrimiento de lo que es un nuevo método de extracción de un recurso previamente inasequible. Si bien el proceso fue iniciado por unos “wildcatters” tejanos hace más de diez años, los cuales encontraron una barrera de escepticismo por parte de las grandes corporaciones, hoy en día hay unas treinta empresas oligopólicas de primera y segunda categoría llevan a cabo gigantescas inversiones mientras la productividad mejora rápidamente debido al progreso tecnológico. Entre ellas, los “majors” Exxon, Chevron y ConocoPhillips acompañados por los independientes Continental Resources, EOG, Apache, Anadarko y Pioneer.

A estos hay que sumarles empresas extranjeras como Reliance (India), Sinopec (China) y Repsol (España). Esta dinámica queda reflejada al comparar la magnitud del shale extraído del subsuelo rocoso en enero 2017 (5,2 millones b/d) con la previsión de 6,4 millones b/d para enero 2018.

Parecería que los Estados Unids, el gigantesco consumidor de energía no renovable importada, se está abocando a ser no solo “independiente” de dichos suministros sino de convertirse en un significativo exportador neto con lo cual altera significativamente el tablero del mercado global de energía. La producción de crudo USA promedio 9,3 millones b/d en 2017 y se predice que para 2018 será 9,9 millones b/d y 10,8 b/d en 2019.

O sea que a fines del 2019 los Estados Unidos rivalizará con Rusia -11 millones b/d en 2017- y un máximo de 12 millones b/d por parte de Arabia Saudí sin restricciones.

La industria de explotación del crudo y del gas se encuentra en permanente agitación innovadora

Se comenta poco, a pesar de su enorme significado, la alianza entre la mayor corporación energética del mundo, China Energy Investment Corporation y el estado de West Virginia en los Estados Unidos, por un monto de $83,7 millardos en un desarrollo de gas shale y productos químicos com parte del acuerdo firmado a mediados de noviembre pasado entre los presidentes de las dos super-potencias. La carta de intención firmada (MOU) menciona un período de 20 años para la asociación.

Otro gigantesco proyecto es el firmado por el estado de Alaska con el Banco Central de China, Sinopec y China Investment Corporation por un monto de $43 mil millones para desarrollar una capacidad de 20 millones de toneladas de LNG anuales con la cual abastecer el mercado chino.

China también ha configurado un mega-acuerdo con Rusia para duplicar la cantidad de crudo por procesar en la refinería de PetroChina en el puerto de Dalian. Se trata de unos 260.000 b/d. Si estimamos que esta dinámica representa una tendencia solida hasta el 2025 la OPEP no puede escapar a enfrentar una reducción de precios a partir del 2020. Del punto de vista de la oferta además de los EE.UU. hay que tener en cuenta tanto a Rusia como Arabia Saudí. Son “los tres grandes”.

No hay que descartar una tendencia a maximizar la producción si los precios se mantienen en alza pero esto requeriría una calibración exquisita de la lectura del mercado para no dar lugar a un revés- En el caso de Rusia la producción continuó en aumento en el 2017 con un promedio diario de 10,98 millones b/d comparada con 10,72 millones b/d en 2015. A pesar de dicho incremento Rusia ha comunicado que sí cumplirá con una reducción de 300.000 b/d de su nivel pico de 11,247 millones b/s de octubre 2016.

Ciertamente este dilema se encuentra presente en la mente de todos los productores si bien la decisión de un “exit strategy” progresiva o inmediata para no perder cuotas de mercado puede esperar hasta fines del 2018.

Quizás el criterio mas práctico es el enunciado por el Ministro de Petróleo Saudí Khalid Al-Falih:
“Vamos a ser ágiles dependiendo de cómo se desenvuelven los acontecimientos”.
No obstante, Alexander Novak, Ministro de Petróleo de Rusia, se pronunció de manera mas realista:
“Estamos incursos en un proceso sujeto a discusión, puede tomar tres meses o medio año. Un momento específico será considerado dependiente de la demanda futura”.
Habría que evitar que la reunión de los productores OPEP y no-OPEP en junio próximo se convierta en un “breaking point”.

Si se lograra dicho objetivo, se estima que el Brent puede promediar $60/b en 2018 en comparación con $54/b en 2017 mientras que el promedio anual del WTI se colocaría $4/b por debajo.