La OPEP está de vuelta, y quienes se apresuraron a escribir su obituario, se equivocaron. Desde que la OPEP optó por no recortar producción y dejar que los precios cayeran hace dos años –iniciando la “guerra entre jeques y lutitas”-, la muerte de la organización ha sido proclamada muchas veces. Sin embargo, el pasado 30 de noviembre, tras intensas negociaciones a partir del Acuerdo Provisional de Argel, la 171° Reunión Ministerial de la OPEP acordó en Viena su primer recorte en 8 años. Se trata de un acuerdo complejo que ha sorprendido al mercado, y que aunque a primera vista satisface a todos, tiene aspectos críticos en los detalles (devil is in the details, siguiendo la frase inglesa). Veamos.
El techo colectivo se fijó en 32,5 millones de barriles diarios (MMBD), lo cual implica un recorte de producción de -1,2 MMBD respecto al mes de octubre siguiendo fuentes secundarias, que se hará efectivo el mes de enero de 2017. Arabia Saudita, Emiratos Árabes y Kuwait sostendrán la mayor parte con -0,75 MMBD. Libia y Nigeria están exentas de recortes debido a los problemas que atraviesan sus industrias. Sorprendentemente, Irak tras plantear varias objeciones –desde la lucha contra el Dáesh hasta las diferencias en los niveles de producción que reporta y las fuentes secundarias-, aceptó un recorte de -0,21 MMBD. Irán es un caso más complicado, ya que se le ha asignado un “recorte teórico” desde su nivel histórico pre-sanciones de 2005. Así, su nueva cuota está en realidad 90 mil barriles diarios por encima de lo que está produciendo hoy, hasta alcanzar 3,79 MMBD en 2017. De todas formas, Irán no podría aumentar mucho más en el mediano plazo, y obtiene una cuota OPEP del 11,6% –nivel de 2011 antes de que le fueran impuestas las sanciones. Una victoria para su combativo Ministro de Petróleo, Bijan Zanganeh.
Indonesia, que sólo se reincorporó en enero, ha suspendido su membrecía de la OPEP, planteando la cuestión de por qué un importador petrolero neto se le permitió regresar a la organización. Los pequeños recortes exigidos a países como Gabón y Ecuador parecen puramente simbólicos.
Arabia Saudita, como principal actor de la OPEP, ha logrado un objetivo importante: limitar la producción de Irak que no había tenido cuota oficial desde 1998. Las enormes reservas iraquíes y los esfuerzos de las empresas transnacionales convierten a Bagdad en el principal rival de mercado de Riad dentro de la OPEP. No obstante, resultó llamativa la concesión que hizo Arabia Saudita a su mayor rival geopolítico, Irán. Este es el precio que ha tenido que pagar por conseguir el acuerdo; lo cual revela dificultades financieras sauditas, así como el temor ante el creciente malestar social asociado a medidas de austeridad.
Empero, incluso con los recortes OPEP, si los países No OPEP no participan, la oferta seguirá excediendo la demanda en el primer semestre de 2017 y continuarán creciendo los inventarios. Por ello, el acuerdo está sujeto a un recorte de -0,6 MMBD de los países No OPEP, con quienes se reunirá la OPEP el 10 de diciembre. Rusia aportará la mitad, pero no se sabe bien desde donde vendrá el resto, aunque la OPEP apunta a México (-0,15 MMBD), Kazajistán, Azerbaiyán y Omán. Esto último resulta dudoso, tomando en cuenta la apertura mexicana, la puesta en marcha del campo de Kashagán, el declive de la producción azerí y las dificultades financieras que atraviesa Mascat.
En el mejor de los casos, los precios se ubicarán en niveles de 60 $/Bl en el primer semestre de 2017, pero el acuerdo de Viena enfrenta dos desafíos. En primer lugar, tenemos un desafío táctico que remite a la cuestión del cumplimiento (compliance). Si como ha ocurrido con frecuencia en el pasado, algunos países hacen trampas, el aumento de precios se evaporará –esto ha sido advertido por el Ex-Ministro de Petróleo saudita, Alí Al-Naimi. Por ello, el acuerdo prevé la creación de un Comité de Monitoreo integrado por Argelia, Kuwait, Venezuela y dos países No OPEP que se sumen al mismo. Aquí debemos considerar los casos de Libia o Nigeria, ya que si logran controlar su situación de seguridad y aumentan producción, se requerirán más recortes o los precios se debilitarán. Además, el acuerdo actual dura seis meses –prorrogable por otros seis–, lo que nos lleva al verano del 2017, cuando la demanda saudita volverá a subir y Riad buscará aumentar producción. Ergo, si las condiciones del mercado no mejoran sustancialmente, habrá discusiones difíciles más adelante.
Por otra parte, el cumplimiento de Rusia debe ser visto con cierto escepticismo. En el pasado, Moscú ha ofrecido cooperación a la OPEP, pero nunca ha cumplido cabalmente. Rusia tendrá que coordinar el recorte de producción en varias empresas estatales y no estatales, incluido la gigante Rosneft, cuyo Presidente, Igor Sechin, se opone a los recortes. En las heladas condiciones de invierno, también tendrá que gestionar las dificultades técnicas de cierre de la producción en los campos maduros, que producen grandes cantidades de agua. No está claro desde qué nivel Rusia recortará, aunque ha trascendido su oferta de hacerlo desde algún mes del segundo semestre de 2016, siendo lógico que sea tomado el mismo mes de octubre. Empero, no podemos descartar que los negociadores rusos en último minuto intenten que se tome como referencia su propio pronóstico elevado para 2017, lo que significa que -al igual que Irán- querría “restringir” producción teórica y no real, siendo esto problemático para la efectividad del acuerdo.
En segundo lugar, tenemos un desafío estratégico más crítico. La OPEP se arriesga a perder en la mesa de negociaciones lo que ha ganado en el campo de batalla. Los precios bajos han disminuido la producción de lutitas (shale oil) en EEUU (-1 MMBD desde su pico de abril de 2015), aunque no tanto o tan rápido como se esperaba en 2014. En retrospectiva, Arabia Saudita -como muchos otros actores del mercado- subestimó la capacidad de resistencia de los productores de lutitas en EEUU -con apoyo de la banca estadounidense-, y le tomó por sorpresa la disminución de la demanda china. Además, los productores de lutitas se han hecho más eficientes: la Reserva Federal señala que los costos de producción han caído desde 79 $/Bl en 2014 hasta 53 $/Bl en 2016. Si los precios llegan a 60 $/Bl en 2017, puede aumentar la producción de lutitas en EEUU entre 0,3 y 0,9 MMBD. Un año de expansión como 2013, eliminaría el efecto del recorte OPEP, dejándola con una menor cuota de mercado y precios no mucho más altos. Esto se exacerbaría si la demanda también disminuye a medida que suben los precios.
La OPEP ha demostrado que puede llegar a un acuerdo de recortes que ofrece alivio a sus miembros más débiles, pero aún no sabemos si puede sostenerlo. Asimismo, tiene el reto de administrar con pragmatismo el mercado, manteniendo a raya a sus principales competidores. En el caso de Venezuela, la negociación no ha sido la mejor. En lugar de solicitar ser exceptuados de recortes como Libia y Nigeria, se ha aceptado reducir 95 mil barriles diarios a partir de fuentes secundarias –que siempre habían sido objetadas–, aunque PDVSA atraviesa problemas financieros y operacionales que han disminuido la producción en -0,3 MMBD en 2016. Esto ha dejado al país con la menor cuota histórica OPEP, la cual se situará en 6,06% en 2017 desde 11,5% en 1999. ¿Y usted qué opina?
@kenopina