El Petróleo: Un horizonte incierto [Por José Rafael Revenga]

La próxima reunión de Opep es el 25 de mayo (…) Se encuentran activos varios factores que pudieran descompensar el casi-equilibrio logrado durante las primeras tres semanas del año

El viernes 20 de enero los precios del petróleo continuaron girando en torno a una banda estrecha entre $50 y $55/b: $53.22 para el WTI y $55,42 para el Brent. La cesta venezolana cerró la semana del 16 al 20 de enero en $44, 66 /b, casi el doble del registro promedio de $24,71/7 correspondiente al primer trimestre del 2016.

O sea, el acuerdo de reducción de la producción por cumplir a partir del 1° de enero por parte de productores afiliados(-1.200.000b/d) o no (-550 mil b/d) a Opep  parecería en vías de consolidación hasta su vencimiento al final del primer semestre 2017.

¿Un nuevo acuerdo?

La próxima reunión de Opep es el 25 de mayo en la cual se examinará el comportamiento del mercado global y, de manera estratégica y a largo plazo, el potencial de disrupción representado por la explotación del crudo shale.

No obstante, se encuentran activos varios factores que pudieran descompensar el casi-equilibrio logrado durante las primeras tres semanas del año.

La Agencia Internacional de Energía (IEA) señala que Irak ha alcanzado un récord histórico de 4,64 millones b/d lo cual si bien es aceptable ya que dicho país fue inicialmente eximido de los recortes, señala la irrupción de un flujo adicional de crudo no previsto en la contabilidad del ajuste que suponía una reducción de 210 mil b/d en relación al nivel de octubre 2016.

Más aun, Brasil y Canadá pudieran verter unos 450 mil b/d durante el 2017 en base a desarrollos iniciados años atrás que entran en el mercado ahora.

La irrupción del shale

El aumento de la producción shale estadounidense sigue siendo el factor de distorsión de la contabilidad del impacto del nuevo nivel de precios sobre el surgimiento de la rentabilidad de la explotación no-convencional.

No hay estimaciones unívocas para el aumento de la producción shale “made in USA” durante 2017. Por ejemplo, Opep estima 230 mil b/d adicionales como promedio anual mientras IEA considera 170 mil b/d. En todo caso, el incremento del shale USA a fines del 2017 alcanzará 500 mil b/d.

Un informe especializado apunta a que el gigantesco campo Permian aumentará su producción en 53 mil b/d en febrero.

Para ilustrar la dramática dinámica de lo que está en juego a escala global en relación con el ingreso por exportación de crudo de las petro-naciones pertenecientes a Opep recordemos que en 2012 fue $920 millardos mientras que para 2016 descendió  a $341 millardos.

Exxon invierte en shale

La más clara señal en torno al futuro de la producción de petróleo y gas shale fue la sorpresiva adquisición para muchos, anunciada el 17 de enero pasado,  por parte de Exxon Mobil de una gran cantidad de los títulos de explotación de más de 100 mil hectáreas en el gigantesco yacimiento Permian Basin en el oeste de Tejas y principalmente en el campo Delaware en el sureste de Nueva Méjico por $6 mil millones. Se calcula que el campo petrolero contiene más de 60 mil millones de barriles de petróleo equivalentes pues el 25% es gas.

En la actualidad Exxon ya produce 130 mil b/d en base a sus inversiones previas en el Permian Basin.

La reciente decisión, en la práctica la última en manos de Rex Tillerson  como presidente de la junta directiva de la corporación, antes de ser nominado, y por ser confirmado por el Senado, como Secretario de Estado del Presidente Trump, es la culminación de una serie de adquisiciones iniciadas a fines del 2015 por la subsidiaria XTO Energy (adquirida por su experticia en 2009) cuando los pequeños inversionistas (“wildcatters”) en el yacimiento Permian no pudieron acoplarse a la caída de los precios y se vieron obligados a vender a las grandes corporaciones.

Desde el punto de vista del impacto del shale no es lo mismo el desarrollo de los pozos de perforación del shale en manos de microempresas que el yacimiento en manos de una transnacional con una gigantesca capacidad financiera, organizativa y tecnológica especialmente en la perforación lateral.

Numerosos analistas y conocedores de la industria minimizaron durante años el potencial de la explotación shale considerándola como de escasa rentabilidad y de volúmenes reducidos.

Con la compra por parte de Exxon, el volumen de la producción de los yacimientos en cuestión aumentará de los actuales 18 mil b/d a centenares de miles de b/d.

La apuesta de Arabia Saudí, instrumentada hace dos años, centrada en que la caída de los precios obligaría a los inversionistas a cerrar los pozos shale ha resultado ineficaz por no tener en cuenta que los progresos en la tecnología de las perforaciones horizontales y la entrada en juego de corporaciones con gran “músculo financiero” permiten una rentabilidad atractiva aun con el crudo a $40/b.

Considero que es inevitable que Opep trace con urgencia una estrategia a largo plazo dado que el shale, tanto el crudo  como el gas, representa el acceso a nuevos yacimientos y su tecnología de perforación no convencional casi hacen de él un nuevo hidrocarburo distribuido en yacimientos tanto en los EEUU como en Rusia, China, Escocia, Argentina, etc.

China invierte en el shale en Tejas

Otra señal poco comentada en relación al interés generado en diversos inversionistas es la decisión del conglomerado Yantai Xinchao de la República Popular de China el cual ha asignado un mil millones de dólares para la adquisición de activos en el Permian Basin. La empresa ya posee dos campos petroleros en Tejas adquiridos en 2016 por $1,3 mil millones mediante su filial Blue Whale Energy.

El nuevo jefe de Exxon, Darren W.Woods, justifica la mega-inversión al señalar la importancia de aumentar la capacidad de producción estadounidense en tierra firme según la nueva política petrolera promovida por el Presidente Trump.

En las palabras originales:

“This acquisition strengthens ExxonMobil’s significant presence in the dominant U.S. growth area for onshore oil production. This investment gives us an exceptional Delaware Basin position in a proven multi-stacked play that can generate attractive returns in a low-price environment”

Un incierto “nuevo acuerdo”

El  Ministro de Energía de Arabia Saudí, Khalid Al-Falih, comentó el 19 de enero que él no excluiría un nuevo recorte vigente para el segundo semestre del 2017 en caso que variables fuera del control de los productores debiliten el equilibrio actual entre oferta y demanda:

“Considero que el plan B debe ser resiliente y flexible para poder encarar  las circunstancias. Han habido momentos en el pasado en los cuales OPEP ha tomado alguna acción y a escasos meses se da cuenta que dicha acción no era suficiente y entonces se definió una nueva acción. Nosotros no vamos a excluir esa opción y por eso estamos reuniéndonos nuevamente en mayo”

El Ministro añadió que, sin embargo, él no pensaba que sería necesario.

El director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, Fatih Birol, confirma la incertidumbre próxima y lejana:

“Los precios subirán, la producción USA y de otros productores aumentará y ejercerá una presión hacia abajo sobre los precios otra vez. Hacia arriba y hacia abajo. Estamos entrando en un periodo de mayor volatilidad de los precios del petróleo”

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 Publicado en Análisis, Economía, Tendencias | No hay comentarios


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