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¿Hacia dónde va la OPEC?

by • 28 septiembre, 2016 • LCComments (0)

Las noticias de ayer de que los estados miembro de la OPEP establecieran un acuerdo tácito, por lo menos en términos generales, para reducir la producción no solo es un quiebre inesperado en las expectativas, al punto que todas las noticias iban en dirección contraria hasta la difusión del acuerdo, sino que constituye el primer acto que puede diferenciarse de todo lo hecho por el organismo desde su reunión en octubre de 2014, que empujó al colapso del precio del petróleo.

Vale la pena tomar una momento para revisar cómo se ha llegado a este punto. 

Después del rebote de los precios del petróleo posterior a la crisis financiera de 2008-9, el mercado global de petróleo, ya representado por un Brent lejano al WTI, se estabilizó en una banda entre los de u$s 70-90 por barril. Poco duró el intervalo porque los acontecimientos de la "primavera árabe" en 2011, incluyendo la revolución en Libia, empujaron los precios de más de u$s 100/barril, piso que se mantuvo hasta fines de 2014.

Cabe destacar que a principios de 2010 la actividad en horizontes no convencionales en EE.UU. comenzó a modificar la ecuación: la producción de crudo (esto es, sin contar los líquidos de gas), que había caído de manera constante desde 9 millones de barriles por día (MMb/d) en 1985 a niveles entre 6 MMb/d y 5 MMb/d durante la década del 2000. Por ese entonces la mayoría de los expertos veían la posibilidad de mantenerse en esos niveles como un escenario en exceso optimista. Por lo que el aporte de 4 MMb/d de la producción de light tight oil (LTO) a finales de 2014, elevando la producción petrolera de EE.UU.  de nuevo a los 9 MMb/d, sin lugar a dudas un hecho inesperado. 

El primer par de millones de barriles por día a partir de los light tight oil fue invisibilizado por los acontecimientos en el Medio Este. Además de la continua inestabilidad de la primavera árabe, las sanciones contra Irán se habían tomado otro más de millón de barriles por día. Los precios se mantuvieron altos, proporcionando un fuerte incentivo para estimular la extracción de petróleo no convencional en EE.UU., lo que produjo el mayor incremento en la historia de la producción de petróleo de Estados Unidos durante dos años, de 2013 a 2015. 

Al pensar en lo que la OPEP podría lograr con los modestos recortes que estarían discutiendo, es crucial entender impacto en la determinación de los precios globales que representó el boom del LTO de EE.UU. cuando su punto máximo en abril de 2015 representó un 5% del mercado mundial de petróleo: el precio del petróleo es fijado por los últimos barriles en o fuera del mercado. Obviamente los inventarios, los , la incidencia de su rol de activo financiero de materia, también, pero menos del punto de vista de sus niveles absolutos, que la rapidez con que están creciendo o disminuyendo.

A finales de 2014 los miembros de la OPEP probablemente llegaron a la conclusión de que los no convencionales no podían mantener su producción en un entorno de precios bajo. A dos años de bajos precios ha cambiado sustantivamente el paisaje de un modo que dudo que la OPEP haya esperado. El shale de Estados Unidos se contrajo, pero no murió. En todo caso, las eficiencias que encontraron los productores shale/tight oil han hecho que muchos proyectos alcancen competitividad a precios actuales y quizá los grandes beneficiarios de cualquier aumento de precios en el futuro. 

Los últimos conteos de equipos en EEUU muestran un pequeño pero constante aumento en la actividad de perforación en los últimos meses. Sin embargo, lo que ha colapsado con pocos indicios de reactivación es la inversión en gran escala, mega proyectos alrededor del mundo. 

De acuerdo con un análisis de Wood Mackenzie, la inversión mundial de petróleo - reales o estimadas - se ha reducido en más de $ 1 billón de dólares para el período 2015-20,  lo que significa que un déficit de suministro potencialmente grave se está creando y que en un par de años hará implosión. La petrolera Total estimó un potencial déficit a 5-10 MBD en 2020, o el 5-10% de la oferta mundial. 

La OPEP se enfrenta a un dilema. El mercado sigue estando en exceso de oferta en el corto plazo, y los inventarios están en niveles históricos. El no poder llegar a un acuerdo en noviembre no obstaculizaría en gran medida la actividad en los no convencionales en EEUU. Sin embargo, continuaría para ampliar el potencial brecha de la oferta y la subida de precios que ya está reservada para un futuro incierto, pero que también incluye las fuentes renovables, vehículos eléctricos y los posibles impuestos al carbono, el incentivo  se ampliará de manera significativa si los precios del petróleo ascienden de nuevo. 

¿Qué irá a hacer la OPEP? Durante los próximos dos meses se verá mucha especulación al respecto. La historia de la OPEP está más marcada por desacuerdos que por acuerdos. Mi conjetura es que la necesidad de reforzar los presupuestos nacionales de los países miembros de la OPEP, junto al deseo de evitar una subida de precios que acelere la transición hacia las energías limpias, conducirá a un acuerdo en noviembre para realizar cortes al menos cosméticos en la producción. Recorte que se sabe, sería insuficiente para aliviar la sobreoferta. Que será Arabia Saudita quien cargará con el ajuste, mientras Irán verá aumentar la producción. Y que se espera a ver cómo reacciona el mercado.

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