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José Rafael Revenga: El Acuerdo Inevitable: OPEP intenta controlar el mercado

El próximo 25.05 se reúnen, en Viena Austria, los ministros de petróleo y energía de los trece países productores de crudo pertenecientes a la OPEP.

El único tema formal de la agenda por decidir es la continuación o no del recorte de producción en efecto por seis meses a partir del 01.01.2017.

El abanico de decisiones varía desde la cancelación o extensión del acuerdo  por un número x de meses y el mantenimiento o la modificación del recorte total de 1.800.000 b/d incluyendo un sacrificio de casi 600.000 b/d por parte de productores no-OPEP y, de manera muy importante, de Rusia con una cuota de (300.000 b/d).

El mercado mundial escapa al control de OPEP

En realidad, la decisión por tomar, la cual en la práctica tampoco garantiza su estricto cumplimiento, es sumamente borrosa pues la lectura de las complejas variables presentes en el mercado global yacen fuera del control –alguna vez fue  cartelario- de la organización.

El jefe de “commodities research” del Commerzbank describe la complejidad de la situación con la siguiente metáfora:

Un mercado fractal

“OPEP se parece a un mago que agita sus manos para tratar de sacar la liebre del sombrero pero ella no se encuentra allí”.

A unas dos semanas de la crucial reunión formal de la OPEP  los precios del crudo enfrentan un conjunto de presiones bajistas  lo cual hace casi indispensable la prolongación, por otros seis meses,  del acuerdo sobre los techos de producción en vigencia desde el inicio de 2017.

Una gran y espesa nube de incertidumbre colorea los pronósticos al surgir la duda en torno a si la decisión cartelaria será suficiente para mantener los precios (Brent y WTI) entre $50 y $55/b dada la dinámica que prevaleció a principios de la semana del 17-21.04 en la cual los registros descendieron hasta tocar el umbral de los $48/b.

Si bien la OPEP y Arabia Saudí han emitido declaraciones mediáticas en torno a la intención (pero aun no decisión), estas todavía no reflejan una determinación acordada.

Por ejemplo la declaración del ministro de petróleo del Reino Saudí al Khalid:

“Existe un acuerdo inicial que nosotros pudiéramos vernos obligados a prolongar [la reducción] para alcanzar nuestras metas”.

““We are talking to all countries. We have not reached an agreement for sure, but the consensus is building.”

Frente a la situación de alarma de cómo controlar la espiral descendiente, el ministro de petróleo de  Kuwait decidió apoyar públicamente el fortalecimiento del consenso requerido con lo cual el WTI aumentó a $51,21/b el jueves 20.04 mientras el Brent se situó en $53,37/b.

Por lo menos, las declaraciones optimistas – Rusia misma se unió al coro-  han logrado revertir la tendencia y alejarse de una situación desbocada en la cual el precio del crudo pudiera llegar a perforar el piso de  $45/b.

El mercado al vaivén de múltiples factores catalizadores

Y sin embargo, la espiral luce indetenible dada la confluencia de factores catalizadores de alta-intensidad y desconocida probabilidad fuera y dentro de la OPEP.

La tendencia a pocos meses es clara: la OPEP cada vez tiene menor capacidad de controlar los precios debido a múltiples fuentes de suministro que inciden en desestabilizar el tan deseado equilibrio.

Por ejemplo, el miércoles 03.05 el precio del WTI desciende un 12% en menos de un mes para alcanzar su nivel más bajo desde hace seis meses a pesar de un 90% cumplimiento del acuerdo durante sus primeros cuatro meses.

El jueves 04.05 registra un empeoramiento de la situación al caer el WTI por debajo el piso del nivel técnico de apoyo equivalente a $48/b.

Los altos inventarios y el indomable exceso de producción empujaron el Brent por debajo de $50/b con una caída de 2,62% mientras el WTI entraba al sub-sótano de $45,88/b y al cierre del jueves registro $45,55/b cercano a su precio vigente en noviembre 2016 antes del acuerdo OPEP/no-OPEP.

Otra analista del Commerzbank retrata la dinámica actual de la siguiente manera:

En algún momento, el mercado debería reconocer que OPEP ya no es el jugador mas importante del mercado. Esa función la cumple la no-OPEP y, sobre todo, el shale USA”.

  • Libia aumenta su producción a 760.000 b/d y anuncia que no se detendrá allí lo cual bien puede hacer por haber quedado eximida del acuerdo.
  • En la actual situación al llegar el precio del WTI a $48,20/b los traders especializados de los fondos especulativos (hedge funds) consideran que es un “nivel técnico” de caída de los precios y proceden a disparar “stop losses” transacciones para vender sus contratos con lo cual evitan mayores pérdidas pero también contribuyen  a la dinámica descensional.
  • Para colmo de infortunios de las naciones petro-dependientes Arabia Saudí anuncia que reducirá el precio oficial (OSP = oficial selling prices) de su crudo líder (Arab Light) en unos $0,40/b para los envíos correspondientes al mes de junio con destino a los mercados asiáticos.
  • El criterio saudí sirve como referencia para los crudos exportados de Kuwait, Irán e Irak por lo cual la referencia afecta a unos 12 millones b/d.
  • Hay que reconocer que Arabia Saudí asumió un recorte mayor al obligado para compensar el comportamiento de Irán e Irak los cuales han caído en el incumplimiento operativo y le han restado mercados al Reino. A Irán el acuerdo le permitió aumentar su producción a 3.797.000 b/d pero en varias ocasiones ha superado ese techo. Irak se comprometió a reducir su producción a 351.000 lo cual ha violado en unos 200.000 b/d de manera sostenida. Su plan nacional es expandir el volumen de producción a 5,7 millones b/d con inversionistas extranjeras..
  • A un plazo algo mayor, ARAMCO, la empresa estatal saudí anuncia que para el 2018 pondrá de nuevo en operación el terminal petrolero Muajiz en el Mar Rojo con lo cual su capacidad de exportación aumentará a 15 millones b/d en comparación con los actuales 11,5 millones b/d.
  • En el trasfondo no tan lejano se hace efectiva la amenaza del incremento de la producción USA la cual se coloca en 9.250.000 b/d lo cual representa un aumento del 10% en relación al nivel de mediados 2016.
  • Otra novedad preñada de implicaciones es la toma el lunes 01.05 de 100% del control de la refinería Port Arthur en Tejas –la mayor de los EE.UU.- por ARAMCO. Ya la empresa petrolera oficial del Reino era dueña del 50%. Las importaciones de crudo saudí han crecido 32% en los últimos seis meses y ahora equivalen a 1,3 millón b/d.

La globalización del shale

La percepción generada en buena parte de la opinión pública considera que el shale (LTO) es un nuevo recurso localizado en varios estados como Tejas y los dos Dakota.

En realidad, el shale es una tecnología de extracción que permite el acceso a yacimientos de petróleo encrustados en formaciones rocosas a solo varios centenares de metros en el subsuelo.

En cuanto tal, hay abundantísimos yacimientos esparcidos a nivel mundial de este tipo de petróleo de alta calidad y competitivo en cuanto a la facilidad de abrir o cerrar el grifo dependiendo de la dinámica de precios.

Un buen ejemplo de toda actualidad es la actividad en desarrollo en el oeste de Argentina en el yacimiento patagones denominado Vaca Muerta.

Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Total, BP/PLC y Chevron han invertido grandes recursos  con la convicción que podrán explotar un caudal superior a los existentes en USA.

De tener el éxito esperado, esto cambiaría por completo la ecuación de fuentes de suministro a nivel mundial.

A  corto plazo, el volumen no superara las decenas de miles de b/d pero a un año plazo estaremos hablando  de un par de centenares de miles b/d. BP ya ha invertido un mil millones dólares.

El shale es un nuevo modelo de negocios

Una clarísima manifestación de la irrupción del shale como nuevo modelo de negocios para la explotación del crudo es la reciente decisión de ExxonMobil Corp. de asignar la tercera parte de su presupuesto mundial de perforación en el 2017 a yacimientos de shale en USA.

La justificación de la nueva prioridad reside en los costos decrecientes debido a mejoras tecnológicas y a la facilidad de abrir y cerrar los pozos (on/off) para regular el volumen de producción de acuerdo con la magnitud de la demanda y la volatilidad de los precios.

Esta decisión corporativa es el presagio de un nuevo modelo de negocios que se aleja de las mega-inversiones en campos petroleros que requieren varios años para el inicio de su explotación y se mantienen activados durante décadas dado que el retorno de las inversiones y la disponibilidad del flujo de caja requieren largos años.

Las recientes declaraciones del nuevo presidente de la corporación, Darren Woods, confirman el traspado de un negocio exclusivamente basado  en un “ciclo largo” en  uno hibrido combinado con activos  de “ciclo corto”:

““The shift from long to short is really a reflection of the opportunity that has grown in the short-cycle business. That part of the business isn’t in discovery mode; it’s in extraction mode.”

Para el 2018 la mitad del presupuesto de perforación de Exxon se asignara al desarrollo del shale en USA y la producción de shale aumentará en un 20% anual hasta el 2025 para totalizar  750.000 b/d.

La situación actual en torno al acuerdo

El ministro representante de Arabia Saudí en  la OPEP opina:

“Hay un consenso emergente en los países participantes en torno a la necesidad de extender el acuerdo de producción alcanzado el año pasado”.

“Basado en la data actual, hay una  convicción creciente que una extensión de seis meses puede ser necesaria para rebalancear el mercado pero la duración de la extensión no es aun firme.

¿Se llegará a un nuevo acuerdo el 25.05?

El vocero del Kremlin, Dmitry Peskov, señaló la semana pasada que Rusia todavía no ha tomado su decisión en relación al recorte de la producción.

El presidente ejecutivo de Kuwait Petroleum Corporation presentó en una conferencia, dada la semana pasada, en Houston  la tesis que vaticina que más cerca del 2020 los precios se alzarán, debido a la falta de inversiones a partir del 2015. Añadió que el nivel de $100/b era inalcanzable.