Sembrar el petróleo… en el petróleo y… en el gas
Escrito por José Rafael Revenga | @revengajr   
Lunes, 15 de Enero de 2018 04:32

altEl 2017 cierra y el 2018 abre con el marcador WTI rozando los $60/b lo cual señala que la cesta promedio venezolana

se encuentre en  solo un dólar por debajo de dicho nivel.

Factores geopolíticos –lease protestas en Irán- mas el renovado acuerdo de restricción de la oferta  por parte de 24 productores de crudo mas algunas disrupciones logísticas explican la solidez, algo inesperada, de los valores del crudo.

El viernes 29.12, último día del año en cuanto a trading de petróleo los marcadores confirmaron el registró mas alto desde junio del 2015: el WTI se estableció en $60,21/b después de alcanzar $60,42/b en esa misma jornada. El Brent escaló hasta $66,92/b.

En el primer día de trading del 2018 los precios alcanzados se mantuvieron: WTI $60,63/b y el Brent $67,18/b.

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Los marcadores para el jueves 04.01 confirman lo que puede ser un vector dominante para el primer trimestre al alcanzar un techo no visto desde hace tres años. La explicación mas generalizada se centra en las protestas en Irán, el tercer mayor productor de la OPEP.

Sin embargo, estas manifestaciones en varias ciudades no han generado ningún desequilibrio del régimen y parecería que si bien pueden ser recurrentes  no lo serán de manera permanente. Creo que hay que apelar al acuerdo de Viena para explicar que el desempeño alcista es provocado debido a una base bastante solida de reequilibrio del mercado sobre la cual cualquier factor geopolítico o falla logística o disminución no prevista de los inventarios  tiene efectos inmediatos y significativos por un orden mayor a la magnitud de la causa.

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El resultado previsible para el 1T del 2018 es un WTI alrededor de $62/b y un Brent que se acerque a los $70/b. De ser así, la cesta venezolana sería algo superior a $60/b.

La alta volatilidad demostrada por el comportamiento de los precios referenciales se evidencia en el importante impacto de irrupciones “técnicas” como la avería detectada en la red de oleoductos (“the Forties”) del Mar del Norte la cual obligo a sacar del mercado unos 450.000 b/d durante varias semanas a fin del 2017.

Otro ejemplo de la vulnerabilidad de la infraestructura de la industria es la explosión –probablemente a causa de una acción terrorista-  en Libia el martes 26.12 del  oleoducto que alimenta el terminal de embarque Es Sider con una pérdida de 90.000 b/d.

El hecho que los precios referenciales del crudo hayan ascendido mas de un 15% desde principios del 2017 hasta alcanzar cerca de $70/b para el Brent a comienzos del presente año, debido principalmente al acuerdo firmado por productores OPEP y no-OPEP a fines del 2016 por vencerse el 31.03.2108 pero que fue renovado a fines del 2017 por nueve meses, trae una mezcla de buenas y malas noticias para el 2018. 

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A pesar de los augurios bien fundamentados, estos mismos presagios pueden incentivar a varios productores a proponer una salida progresiva o hasta total del pacto de reducción de la oferta tan pronto como en la próxima revisión del Acuerdo de Viena agendada para el próximo 30 de junio.

Aun cuando no se oficialize una decisión colectiva, varios productores pueden debilitar el grado de cumplimiento lo cual provocaría un venido a menos del cartel. Esta dinámica pudiera ser generada en forma similar por uno de los productores no-OPEP pero si los “tres “ Rusia, Irak y Arabia Saudí mantienen su compromiso, el cual representa 85% del total de 1.800.000 b/d eliminados de la oferta, el equilibrio tendería a mantenerse.

Mas aun, Libia y Nigeria previamente eximidos de someterse a un techo de producción ahora, a partir del 31.03, no deberán superar conjuntamente los 2.800.000 b/d. El grado de cumplimiento es incierto.

Un ejemplo de las estimaciones optimistas es la declaración del Ministro de Petróleo de Irak –el segundo productor de OPEP con 4.000.000 b/d-,

“Soy muy optimista que en el primer trimestre, los mercados petroleros evidenciarán el equilibrio”.

Goldman calcula que a partir de mediados del 2018 se producirá un retiro gradual de las actuales restricciones a la producción debido a una merma de los inventarios. Pero ese proceso se pudiera convertir en una estampida para penetrar de nuevo a los mercados la cual pudiera darse por un desacuerdo o por un incumplimiento.

El caso de Irak merece especial atención pues su cumplimiento en noviembre 2017 fue solo un 44% de los 210.000 b/d firmados. Al contrario, en el mismo mes Rusia cumplió en un 95% la meta de 300.000 b/d.

Es ilustrativo referirnos a la magnitud de los ingresos involucrados. Un aumento promedio de unos $10/b durante 2018 significaría el traslado de unos 100 mil millones de dólares a las arcas de los socios de OPEP.

People are buying oil because it’s going up, and it goes up because people are buying it, and you can make money as long as you get out before the ‘last fool.’ 

Es curioso que el principal propulsor de los indicadores de los precios es otro indicador cuantitativo que mide el nivel de inventarios del crudo, principalmente en los EE.UU., en comparación con el registro promedio de los últimos cinco años. A todas luces la relación se proyecta bastante indirectamente pero así funciona el complejo mercado petrolero.

Por lo tanto, el registro semanal generado por la Agencia de Información de Energía de ese país cobra una importancia suprema en el comportamiento de los precios pues supuestamente nos informa acerca de la dirección del equilibrio del mercado y es aceptado como un baremo para la fijación diaria de los precios en los mercados bursátiles internacionales. Si el promedio en cuesión declina comparativamente entonces se califica a la situación como “normal” lo cual apuntala los precios.

 Un segundo registro indirecto pero con impacto real sobre la valoración del crudo y, mas importante, sobre la posible tendencia del mercado es el número de plataformas de producción activas (“oil rigs”) en los EE.UU. El marcador es proporcionado por Baker Hughes, empresa líder en los servicios petroleros, e incluye tanto los pozos acticos en petróleo como en gas.

Tomemos un ejemplo relacionado con los resultados de la medición comunicados el viernes 22.12.2017. Durante la semana que finalizó esa fecha el conteo de plataformas estadounidenses aumentó en solo una unidad pero mas indicativa es la evolución contrastada con la situación de hace un año: en la actualidad operan un total de 931 plataformas para un incremento de 278 unidades en comparación con la misma fecha hace un año. De estas 747 corresponden a la actividad petrolera y 174 a la gasífera. Hay que remarcar que del total hay 398 pozos operativos corresponden a la zona Permian en el estado de Texas dedicados a la explotación del “shale oil”.

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Hay una seria discrepancia de interpretaciones en cuanto a la magnitud de la amenaza representada por el surgimiento de la producción estadounidense la cual incide en la perdida de la cuota de mercado global de los socios de la OPEP.

Algunos señalan que el alza exitosa de los precios durante los dos últimos años ha contribuido de manera directa a hacer económicamente viable la producción del crudo no-convencional con lo cual “se ha despertado a un gigante”.

Por el contrario, otros argumentan que la producción de shale alcanzará un pico alrededor del 2023 y que no hay que sobreestimar su incidencia.

La realidad actual es que los EE.UU. aumentó su producción de crudo a 9,45 millones b/d en noviembre y tanto OPEP como la IEA (International Energy Agency) pronostican un  millón b/d adicionales para el 2018. Ya el promedio de producción de crudo promedió  9,78 millones b/d durante la segunda semana de diciembre.

Barclays Bank opinó el 02.01.2018:

 “Consideramos que la producción USA de shale oil amerita un seguimiento muy de cerca dado que puede trastornar los esfuerzoa de la OPEP en equilibrar el mercado al generar un excedente de oferta en el 2018”.

He insistido sobre los peligros de subestimar el potencial del descubrimiento de lo que es un nuevo método de extracción de un recurso previamente inasequible. Si bien el proceso fue iniciado por unos “wildcatters” tejanos hace más de diez años, los cuales encontraron una barrera de escepticismo por parte de las grandes corporaciones, hoy en día hay unas treinta empresas oligopólicas de primera y segunda categoría llevan a cabo gigantescas inversiones  mientras la productividad mejora rápidamente debido al progreso tecnológico. Entre ellas, los “majors” Exxon, Chevron y   ConocoPhillips acompañados por  los independientes Continental Resources, EOG, Apache, Anadarko y Pioneer. A estos hay que sumarles empresas extranjeras como Reliance (India), Sinopec (China) y Repsol (España).

Esta dinámica queda reflejada al comparar la magnitud del shale extraído del subsuelo rocoso en enero 2017 (5,2 millones b/d) con la previsión de 6,4 millones b/d para enero 2018.

Parecería que los Estados Unids, el gigantesco consumidor de energía no renovable importada, se está abocando a ser no solo “independiente” de dichos suministros sino de convertirse en un significativo exportador neto con lo cual altera significativamente el tablero del mercado global de energía.

La producción de crudo USA promedio 9,3 millones b/d en 2017 y se predice que para 2018 será 9,9 millones b/d  y 10,8 b/d en 2019.

O sea que a fines del 2019 los Estados Unidos rivalizará con Rusia a11 millones b/d en 2017 y un máximo de 12 millones b/d por  parte de Arabia Saudí sin restricciones.

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La industria de explotación del crudo y del gas se encuentra en permanente agitación innovadora.

Se comenta poco, a pesar de su enorme significado, la alianza entre la mayor corporación energética del mundo, China Energy Investment Corporation y el estado de West Virginia en los Estados Unidos, por un monto de $83,7 millardos en un desarrollo de gas shale y productos químicos com parte del acuerdo firmado a mediados de noviembre pasado entre los  presidentes de las dos super-potencias. La carta de intención firmada (MOU) menciona un período  de 20 años para la asociación.

Otro gigantesco proyecto es el firmado por el estado de Alaska  con el Banco Central de China, Sinopec y China Investment Corporation por un monto de $43 mil millones para desarrollar una capacidad de 20 millones de toneladas de LNG anuales con la cual abastecer el mercado chino.

China también ha configurado un mega-acuerdo con Rusia para duplicar la cantidad de crudo por procesar en la refinería de PetroChina en el puerto de Dalian. Se trata de unos 260.000 b/d.

Si estimamos que esta dinámica representa una tendencia solida hasta el 2025 la OPEP no puede escapar a enfrentar una reducción de precios a partir del 2020.

Del punto de vista de la oferta además de los EE.UU. hay que tener en  cuenta tanto a Rusia como Arabia Saudí. Son “los tres grandes”. No hay que descartar una tendencia a maximizar la producción si los precios se mantienen en alza pero esto requeriría una calibración exquisita de la lectura del mercado para no dar lugar a un revés-

En el caso de Rusia la producción continuó en aumento en el 2017 con un promedio diario de 10,98 millones b/d comparada con 10,72 millones b/d en 2015. A pesar de dicho incremento Rusia ha comunicado que sí cumplirá con una reducción de 300.000 b/d de su nivel pico de 11,247 millones b/s de octubre 2016.

Ciertamente este dilema se encuentra presente en la mente de todos los productores si bien la decisión de un “exit strategy” progresiva o inmediata para no  perder cuotas de mercado puede esperar hasta fines del 2018.

Quizás el  criterio mas práctico es el enunciado por el Ministro de Petróleo Saudí Khalid Al-Falih :

“Vamos a ser ágiles dependiendo de cómo se desenvuelven los acontecimientos”.

No obstante, Alexander Novak, Ministro de Petróleo de Rusia, se pronunció de manera mas realista:

“Estamos incursos en un proceso sujeto a discusión, puede tomar tres meses o medio año. Un momento específico será considerado dependiente de la demanda futura”.

Habría que evitar que la reunión de los productores OPEP y no OPEP en junio próximo se convierta en un “breaking point”.

Si se lograra dicho objetivo, se estima que el Brent puede promediar  $60/b  en 2018 en comparación con $54/b en 2017 mientras que el promedio anual del WTI se colocaría $4/b por debajo.


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