Petróleo: Una nueva alerta roja

Producción de shale en USA ha aumentado en más de b/d 700 mil y se estima que a fines de 2017 superará los b/d 900 mil (la mitad de la reducción acordada por los miembros y aliados de la Opep)

La semana del 12 de junio pasado vio los precios descender a niveles preocupantes dado que revelan la ineficacia del acuerdo firmado por productores Opep y No-Opep el 25 de mayo.

Pero mas aún, ponen en duda la capacidad prospectiva de la Opep de incidir en la regulación del mercado mundial.

El WTI cae a $/b 44,66 -el viernes 16 de junio- para los contratos por vencer en julio negociados en el Nyme. Mientras tanto, el Brent se colocaba en $/b 47,24.

Los dos marcadores han descendido 13% desde el 25 de mayo pasado, 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 Brent de $/b 46,59 para septiembre próximo y solo $/b 41,98 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 más 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 de junio alerta que su referencia para el promedio del marcador Brent a lo largo de 2017 es solo $/b 50 y avizora una caída a unos $/b 40 para el 2018-2019.

Ver: Statement by Elvira Nabiullina, Bank of Russia Governor, in followup of Board of Directors meeting 16 June 2017

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 EEUU.

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 más de b/d 700 mil desde septiembre 2016 y la Agencia de Información de Energía (USA) estima que a fines del 2017 el incremento superará b/d 900 mil 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 b/d 780 mil.

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 la no incorporación en el acuerdo de Libia, Nigeria e Irán han inundado el mercado mundial de manera 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 $/b 50 impediría la apertura de nuevos pozos de producción de shale. En la actualidad estos son rentables en muchos casos aun con un nivel de $/b 40.

Empresas como Pioneer y RSP Permian operan plataformas de producción que son rentables a $/b 30 y la mayoría lo es en un rango de $/b 42 a $/b 45.

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 EEUU. Si bien es cierto, y ya entraré en el tema en mayores 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 b/d 885 mil y programa llegar a un millón de b/d a fines de julio. Esto representa un aumento de b/d 600 mil 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 un millón 300 mil barriles por día para fines del 2017 y a un millón y medio de b/d para el cierre de 2018.

Ver: https://www.eia.gov/outlooks/steo/

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 de junio 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 $/b 60- 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 EEUU de más de un millón de b/d a 750 mil b/d en agosto próximo señala que Arabia Saudí está empeñada en ver cómo mantiene el precio del Brent cerca de los $60/b.

Ver: Saudi Crown Prince Faces Major Challenges in Energy Market

 Nota final

El acuerdo del 25 de mayo 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 aún, 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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 Publicado en Análisis, Economía | No hay comentarios


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