La narrativa a corto plazo de los escenarios relacionados con el precio del crudo admite tres casos básicos:

i)  estabilidad entre $45/b y $53/b hasta completar el segundo semestre del 2016 lo cual representa una fluctuación leve alrededor de los valores actuales. Se trata de un “rebote suave” y  precario

ii)  una caída desde los niveles cercanos a $50/b para encontrar un nuevo equilibrio alrededor de la cota de $40/b

iii) un aumento más firme hasta cerca de $60/b a comienzos del 2017 para luego correr el riesgo de caer abruptamente a niveles de $30/b durante el próximo año. Una amenaza que no debe ser descontada si se reactiva el “shale oil

Irán y Arabia Saudí: un enfrentamiento por la conquista del mercado

El jueves 02.06, al finalizar la reunión de la OPEP, el recién designado Ministro de Energía de Arabia Saudí  Khalid Al Falih dio a conocer públicamente la posición del Reino en relación a los precios del petróleo:

“El petróleo crudo pudiera aumentar a $60/b a finales del 2016. Es muy posible. Lo correcto por hacer es continuar monitoreando el mercado y dejar que el mercado haga lo suyo”. 

La defensa de la participación en los mercados, principalmente en los asiáticos, establece una dura rivalidad entre Irán, Irak y Arabia Saudí lo cual presiona los precios hacia abajo.

El Ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, afirmó en la reunión de la OPEP:

 “Un techo para la producción no nos beneficia en absoluto”

Si los precios del crudo se acercan a $60/b la explotación del shale renace en los EE.UU.

Después de la reunión de la OPEP (producción total en mayo 2016: 32,52MM b/d) el jueves 02.06 los precios se mantienen estables muy cercanos a $50/b anclados en la promesa de Arabia Saudí de no aumentar su producción.

Sin embargo, el viernes 03.06 los precios mostraron una pérdida de impulso y el WTI perdió 1,1% e su valor para ubicarse en $48,62/b para los contratos por vencer en julio.

El "efecto contango" mantiene los precios en alza

En el vocabulario propio de la industria ha surgido un nuevo concepto y su vocablo correspondiente: “contango”. Se refiere a la situación en la cual los precios del crudo para entrega futura se encuentran significativamente superiores a los precios del mercado “spot” o sea la venta en el momento actual.

En la práctica esta brecha se origina por un supuesto hipotético o expectativa borrosa la cual determina que factores actuales tienden a reducir la capacidad de producción y, por ende, aumentar los precios en un futuro a corto plazo.

Esta apuesta, combinada con una producción sin disminuir, ha resultado en una armada de buques tanqueros que sirven como almacenes temporales hasta que los precios futuros compensen el costo adicional y ofrezcan la rentabilidad esperada.

De allí la importancia  de mantener un clima centrado en la expectativa de precios lo cual potencia una profecía auto-cumplida. El escenario se complica si el valor de “contango” se viene abajo o se torna negativo lo cual desencadena una estampida de parte de los tanqueros de encontrar un comprador para no incurrir en el costo adicional del almacenaje marítimo.

La barrera de $50/b se hace impenetrable

La apertura de nueve taladros en los campos de shale en los EE.UU., para un total de 325, representa el primer  crecimiento de dichas actividades en las últimas 11 semanas lo cual es fiel reflejo de la resiliencia de las empresas dedicadas a la utilización de la nueva tecnología de extracción

La reducción en un 50% de las inversiones en capital tanto en exploración y como en desarrollo de la infraestructura de la industria petrolera durante 2015 y 2016 proyecta un alza repentina (“spike”) a dos o tres años plazo.

Las conjeturas en torno a la dinámica de los precios dadas a conocer por los servicios especializados han adquirido una alta volatilidad. Así, Goldman Sachs Group preveía el 15.05 pasado un WTI promedio para el 2016 de $38,40. Ahora, a fines de mayo, da a conocer su nueva estimación fijada en $44,60/b.

Janet Yellen, directora jefe del Sistema  de Reserva Federal, da a entender el 27.05 en una alocución dada en el Radcliffe College que anunciara un grado de fortalecimiento del dólar en pocos meses lo cual actuaria en el “downside” de los precios del crudo.

Si surgen nuevas disrupciones –geofísicas o geopolíticas- el nivel de los precios tendera a mantenerse de manera accidental fuera del balance de oferta/demanda, De no producirse ellas, el surgimiento de producciones adicionales a las actuales generaría una nueva caída sostenida.

La semana del 16-20.05 cierra con la perspectiva de un precio equilibrio de $50/b para el marcador Brent.  Es la primera vez en siete meses que el nivel del precio del crudo haya alcanzado esa cifra.

Sin embargo, en ambos mercados –el econométrico convencional fundamentado en  un ajuste casi perfecto entre la oferta y la demanda y el especulativo (“money managers” y “swap dealers”) basado en una estimación de probabilidad volcada hacia los venideros meses- existe una elevada incertidumbre sobre la trayectoria de los precios durante el segundo semestre del 2016 y el curso del 2017.

El 01.06 el marcador Brent cierra en $49,83/b mientras el WTI lo hace en $49,13/b. Dos días más tarde, a raíz de la reunión de la OPEP, los precios se mantienen prácticamente en el mismo nivel de $49/b al tener en cuenta la declaración del Ministro de Energía Saudí:

“Seremos muy cuidadosos en nuestro enfoque y nos cuidaremos de no generar cualquier tipo de shock sobre el mercado”.

Nigeria: una disrupción extrema

Quienes pronostican un ascenso continuado lo justifican en base a las interrupciones de suministro causadas por el importante ataque de los rebeldes en el Delta de Nigeria a la infraestructura de la industria y a la imprevisibilidad de la amplitud de los fuegos desencadenados en Alberta, Canadá los cuales han obligado al cierre de campos enteros y a evacuar unas 100.000 personas de Fort McMurray.

El caso Nigeria es extremadamente grave. Los ataques de los “Vengadores del Delta” (NDA) [@NDavengers] a los terminales de embarque y a los oleoductos y gasductos ya han obligado a Shell, Chevron y Eni a retirarse con lo cual se han perdido un millón de b/d y la producción de crudos y condensados se ha reducido a 1,1MM b/d. Los Avengers anuncian la destrucción total de la industria petrolera en Nigeria.

Se  estima  que por lo menos un par de millones de b/d han sido retirados del mercado mundial incluyendo 750.000 b/d por parte de los EE.UU.

Las más recientes informaciones señalan una reanudación importante de la producción en Canadá a partir de agosto lo cual ejercería una presión bajista sobre los precios.

Los analistas del Citigroup actualmente proyectan para el cierre del 2017 un Brent alrededor de $65/b y un WTI de $61/b. La base de dicha posición se basa sobre la estimación de un creciente riesgo de interrupción del suministro en varios países.

¿Tiene futuro la explotación de shale?

Por otra parte, quienes advierten sobre una probable recaída de los precios argumentan que si los precios se colocan algo por encima de $50/b a muy corto plazo se activarían de nuevo la producción de los frackers explotadores del petróleo y gas provenientes de las formaciones shale especialmente en los Estados Unidos. Claramente esto dependería del nivel de deuda y las facilidades de capitalización que caracterizan las empresas explotadoras involucradas.

En este sentido, es importante ver cuál puede ser la actividad de Whiting Petroleum, Suncor Energy, Continental Resources, Pioneer Natural Resources  y EOG Resources, cinco de las mayores empresas dedicadas al fracking.

Una reciente declaración de  Scott Sheffield, brinda una apreciación prospectiva de la reactivación en pleno de la explotación shale:

“Los precios del petróleo requieren alcanzar $60/b (WTI) para reiniciar el crecimiento de la producción, A $50/b la producción se mantendrá estable y a $40 la producción seguirá disminuyendo. En el nivel de $45 a $50/b  el mundo no recibirá mayores cantidades de shale”.

Arabia Saudi; un barril de incógnitas

Otro factor de irrupción probable el cual aumentaría el excedente del suministro, sería la decisión de Arabia Saudí de aumentar su producción en más de un millón de b/d para hacerle frente a la renovada presencia de Irán en los mercados asiáticos. Irán ha aumentado su producción en los primeros cinco meses en 700.000 b/d y ha dado a conocer que sus exportaciones alcanzaran a 2,2MM b/d en el verano próximo.

Las previsiones para la reunión semestral de la OPEP el jueves 02.06 en Viena se centraron en la casi total irrelevancia de la organización en cuanto a un manejo cartelario de la industria a nivel global.

El nuevo ministro de energía saudí, Khalid Al Falih, se ha hecho promotor de utilizar la capacidad potencial, hasta ahora cerrada, de lanzar 1,5MM b/d adicionales al mercado.

Un mercado de alta competitividad

En el 2017 pudiera presentarse un cambio fundamental en la postura estratégica de los productores del Golfo Pérsico -Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Kuwait- al darle prioridad a retener y/o conquistar sus segmentos de los mercados en vez de defender los precios congelando o aun reduciendo la producción del crudo.

Los EAU pudieran aumentar en breve plazo du nivel de producción de 2,8MM b/d a 3,5MM b/d mientras  Kuwait pudiera aumentar 500.000 b/d, Qatar varios centenares miles b/d, Irak ya ha aumentado su oferta en casi 5MM b/d,  Irán terminará por producir más de 2MM b/adicionales antes del cierre de 2017 y Arabia Saudí pudiera alcanzar la fantástica meta de 20MM b/d antes del 2020 según el criterio del presidente de Aramco, Al Falih, quien es fiel seguidor de las directrices del príncipe de la Corona Mohammed bin Salman, segundo en la línea de sucesión.

Goldman Sachs se pronuncia a favor de la tesis de un nuevo punto de equilibrio superior a $50/b a corto plazo:

“El rebalanceo físico del mercado petrolero finalmente ha comenzado…estimamos que ya en mayo se ha producido un déficit del lado de la oferta. El déficit que habíamos vaticinado para el segundo trimestre del 2016 se ha adelantado…”

El mero análisis de una demanda creciente, de interrupciones de variada naturaleza y del incremento o reducción del nivel de almacenamiento es casi secundario frente a los tempestuosos conflictos geopolíticos como el cada vez más intenso enfrentamiento entre Arabia Saudí e Irán.

Además del combate bélico tercerizado en Siria, Irak y Yemen la rivalidad religiosa y económica entre las dos naciones se extiende al acceso a la celebración anual del Hajj en La Meca. Irán decidió prohibir a sus ciudadanos asistir este año argumentando que en el 2015 hubo 500 víctimas causadas por una estampida de los fieles supuestamente facilitada por las autoridades saudís.

El texto oficial iraní no deja lugar a dudas:

”Debido al sabotaje en curso por el gobierno saudí, anunciamos que los peregrinos de Irán se les ha negado el privilegio de asistir al Hajj este año, y la responsabilidad descansa en el gobierno de Arabia Saudí”.

La respuesta:

“Arabia Saudí no impide a nadie cumplir con su deber religioso. Irán rehusó firmar el memorándum y prácticamente estaba exigiendo el derecho a organizar demostraciones…”

Hay que tener en cuenta que el ministro de economía de los EAU,  Sultan Bin Saeed Al Mansoon, considera que el precio referencial del crudo puede saltar a $60/b en el verano.

Las más recientes estimaciones de parte de los principales bancos de inversión apuntan a un promedio del Brent en $43/b durante el 2016 y para el WTI un promedio de $41/b. Estas cifras han venido aumentando desde el nivel inferior a  $30/b  ($26,05 para el WTI el 11.02.2016 en comparación con $107,73 en abril del 2014)  registrado a inicios del año actual. La proyección para el segundo marcador –más directamente ligado a la cesta petrolera venezolana- es de $55/b para el 2017.

La producción de shale en los EE.UU. suscita dos interrogantes básicos:

¿Cuánto ha declinado como consecuencia de los bajos precios del crudo?

¿Cuán rápido y en cual volumen puede recuperarse en función del rebote del petróleo convencional en los últimos meses?

En otras palabras, es el shale el factor fundamental en la fijación de los precios del hidrocarburo y que determina si este puede encontrar un piso en la cota de $50/b.

La EIA de  los EE.UU. calcula que la producción de shale en el mes de junio declinará en 113.000 b/d en comparación con la cifra del mes anterior lo cual arrojaría un total de 4,85MM b/d.

Específicamente, la caída, estimada para junio, en los principales campos es la siguiente: 1) Eagle Ford en Texas: 58.000 b/d para una producción total de 1,21MM b/d; ii) Bakken en North Dakota 28.000 b/d menos para situarse en un total de 1,024MM b/d;  iii) Niobrara  perderá 15.000 b/d para alcanzar un total de 391.000 b/d y iv) Permian con una reducción de solo 10.000 b/d para permanecer en una producción total de 2,019MM b/d.

Con razón se puede argumentar que la explotación del shale representa casi un nuevo recurso energético no por su naturaleza de hidrocarburo sino por su tecnología de extracción caracterizada por un menor capex, mayor productividad, extrema facilidad comparativa de de cancelar y reiniciar la explotación.

Esto está conduciendo a inversiones sorprendentes.

Por ejemplo, un conglomerado chino, Yantai Xinchao, por medio de su subsidiaria Blue Whale Energy, ya es propietario de dos campos de shale enTexas adquiridos en diciembre del 2015 por $1,3 millardos. Actualmente se dedica a la búsqueda de una nueva inversión en el yacimiento de Permian, el más rentable de  los campos de fracking. Otro factor novedoso es que no se trata de una inversión pasiva sino una operación directa por técnicos chinos lo cual indica que China puede convertirse en una nación experta en el desarrollo del shale.

U.S. crude output fell to 8.77 million barrels a day in the week ended May 20, the least since September 2014,

El Short-Term Energy Outlook correspondiente al mes de mayo 2016 pronostica un total de la producción estadounidense de petróleo y otros líquidos combustibles en unos 14,5MM b/d tanto para el 2016 como el 2017. Esto significaría una disminución de solo  500.000 b/d en relación al promedio del 2015. El mismo documento prevé que la producción equivalente de Rusia permanecerá en 11 MM b/d hasta el final del 2017.

La OPEP y la nostalgia por el cartel

La reunión normal de la OPEP (33% de la producción total  mundial) que tuvo lugar el pasado 02.06 en Viena no tomo decisión alguna dado que no reviso la situación actual de unas cuotas establecidas hace más de cinco anos y las cuales han sido violentadas de manera sostenida por varios de sus principales miembros. En otras palabras, la Organización decidió de abstenerse de imponer nuevas cotas o techos de producción a sus miembros.

En la práctica, todos los miembros de OPEP, especialmente Irán e Irak, están por llegar al máximo del volumen permitido por su capacidad instalada en la actualidad.

O sea, OPEP no está en capacidad de superar su techo real de hoy  mientras que los productores no-OPEP verán reducida su producción en 740.000 b/d en promedio durante el 2016 mientras que se pronostica que la demanda mundial promediara un incremento de 1,2MM b/d lo cual permite absorber un aumento de 2MM b/d sin alterar el equilibrio alcanzado alrededor del umbral de $50/b.

La realidad que revela la ausencia de decisión por parte de OPEP es la predominancia del criterio de Arabia Saudí resuelta a que los precios no se disparen mas allá de la cota de $60/b. Arabia tiene el efectivo potencial de añadir 1MM b/d de un momento a otro a su producción de 10,2 MM b/d y alcanzar un máximo de 12,5MM b/d en un lapso de nueve meses con lo cual queda claro su papel dominante en la fijación de los precios del crudo. Rusia, a la vez produjo 10,83MM b/d durante el mes de mayo.

Quizás la declaración del Ministro Khalid Al-Falih es la que mejor resume el desafío que enfrentan los países petro-dependientes:

“Pienso que gerenciar en la manera tradicional que hemos probado en el pasado puede ser que nunca regrese”

NOTA
Ver el informe de la OPEP para abril 2016

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