El acuerdo inevitable: OPEP intenta controlar el mercado |
Escrito por José Rafael Revenga | @revengajr |
Lunes, 08 de Mayo de 2017 08:18 |
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: “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. La volatilidad del precio del crudo queda evidente en este gráfico del jueves 04.05.2017 el cual muestra como en pocas horas el precio desciende mas de un dólar. Un mercado fractal 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”.
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 de la superficie terrestre 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 los 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 mas 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.
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