A principios de diciembre de 2016, los países petroleros se congratularon por lo que llamaron “un logro histórico”: la OPEP junto a 11 países No OPEP, acordaron un recorte colectivo de 1,76 millones de barriles diarios (MMBD), poniendo fin a la “Guerra de Naimi” a los productores de lutitas (shale oil) desencadenada en noviembre de 2014. Entre las cosas más sorprendentes estaba la participación de Rusia, un outsider con quien históricamente la OPEP ha tenido dificultades para coordinarse. Se estimaba que el acuerdo podía llevar los precios a niveles de 60 $/Bl en el primer semestre de 2017, si todos cumplían lo pactado. No obstante, advertíamos el riesgo de volver a estimular la producción de lutitas en EEUU.
Hoy por hoy, la celebración ha dado paso a la cautela. Desde el 7 de marzo, el petróleo ha vuelto a caer. El crudo marcador Brent ha bajado 10% en marzo para ubicarse alrededor de 50 $/Bl –incluso algunos días ha cotizado por debajo de este nivel. Esto sorprendió a varios Ministros OPEP y No OPEP que asistieron a la CERA Week –uno de los grandes eventos de la industria petrolera– en Houston.
La caída se produjo a raíz de la noticia de que los inventarios de crudo de EEUU subieron a un récord de 528 millones de barriles, con nueve semanas consecutivas al alza. Por un lado, esto no resulta del todo sorprendente, ya que estamos en pleno mantenimiento de primavera de las refinerías de EEUU. Empero, por otro lado, muestra una clara señal del aumento de la producción de lutitas en EEUU aprovechando los mejores niveles de precios. De hecho, en la CERA Week se habló mucho de la “segunda revolución de las lutitas” (Shale 2.0). La novedad radica en el ingreso de las tres grandes (Exxon, Shell y Chevron, con solidez financiera para adoptar estrategias de largo plazo al negocio de las lutitas); y en las mejoras de competitividad en la Cuenca Pérmica ubicada entre el Oeste de Texas y el Este de Nuevo México (llamada “Permania”) con recursos estimados en 75 millardos de barriles, donde los costos de producción han caído hasta el rango de 30-40 $/Bl, logrando atraer 20 millardos de dólares en inversiones en 2016 a pesar de los precios bajos, lo cual permitió aumentar la producción en 14% hasta alrededor de 2 MMBD (23% de la producción de EEUU y dos veces la de Argelia), mientras caía en otras cuencas como Bakken. Las tres grandes invertirán 10 millardos de dólares en Permania en 2017 –hace 5 años no tenían presencia–, y concentrarán allí buena parte de sus inversiones totales (30% Exxon, 15% Chevron y 10% Shell). Con esto, Exxon espera elevar su producción de lutitas desde 200 mil hasta 800 mil barriles en 2025, Chevron desde 100 mil a 700 mil barriles diarios en 2027, y Shell espera alcanzar 140 mil barriles diarios en 2020.
El Departamento de Energía de EEUU ya registra un aumento de la producción de lutitas en 412 mil barriles diarios desde que se alcanzó el acuerdo OPEP-No OPEP, y estima que la producción total de EEUU ascenderá a 10 MMBD en diciembre de 2018 –por primera vez desde noviembre de 1970. Baker Hughes reporta que la actividad de taladros en EEUU se ha duplicado desde mayo.
La empresa petrolera rusa Rosneft advierte que si bien observa una tendencia hacia un mercado más equilibrado, también “ha aumentado el riesgo de reanudar una guerra de precios”. Por ello, el Banco Central de Rusia ha pronosticado que los precios descenderán hasta 40 $/Bl a finales de 2017, y su Ministerio de Finanzas está utilizando esta cifra para calcular el presupuesto 2017-2019.
La 2° Reunión del Comité Ministerial de Monitoreo del Acuerdo OPEP-No OPEP, conformado por Argelia, Kuwait, Rusia, Omán y Venezuela, se efectuó el pasado 26 de marzo en la Ciudad de Kuwait para evaluar el cumplimiento de los recortes (compliance) y la situación del mercado. Allí, constataron que los países OPEP han cumplido al 106% con los recortes prometidos, pero Rusia y el resto de los países No OPEP sólo 64%, para un cumplimiento combinado de 94% en febrero –8% más que en enero. Asimismo, las discusiones se centraron en la persistencia de la sobreoferta y la necesidad de extender los recortes más allá del verano.
Los Ministros de la OPEP se reunirán el 25 de mayo en Viena para decidir si extenderán el acuerdo por otros seis meses. Los Ministros de Kuwait, Issam Almarzooq, de Venezuela, Nelson Martínez, de Omán, Mohamed Al-Rumhy, y de Irak, Jabbar Al-Luaibi, ya se han declarado partidarios de hacerlo. Por su parte, el Ministro de Petróleo saudita, Khalid Al-Falih, y el Ministro de Petróleo ruso, Alexander Novak, han insistido en que aún es demasiado pronto para hablar del tema. No obstante, el Ministro Al-Falih agregó que el acuerdo será prorrogado si los inventarios se mantienen por encima del promedio de los últimos cinco años –ahora lo exceden en 282 millones de barriles. Riad busca un nivel de precios de 60 $/Bl para hacer frente a sus necesidades fiscales y los preparativos de la eventual IPO de Saudi ARAMCO en 2018. Bank of America, Commerzbank y Citigroup consideran que dado los inventarios en niveles récord y los precios en 50 $/Bl, la OPEP y sus socios parecen no tener otra opción que extender el acuerdo. Para la Agencia Internacional de la Energía, si el acuerdo es prorrogado, la OPEP y sus socios lograrían drenar sólo un tercio de los inventarios por lo que aún tendrían mucho por hacer. Mientras que Goldman Sachs subraya el riesgo del Shale 2.0 para la cuota de mercado de la OPEP, por lo que no deberían prorrogar.
Los esfuerzos simultáneos de la OPEP para drenar inventarios, dar soporte a los precios, preservar su cuota de mercado y amortiguar la nueva expansión de la producción de lutitas en EEUU, han movido lentamente al mercado hacia un difícil equilibrio. Una extensión del acuerdo de producción en mayo parece probable, pero requiere un mayor compromiso de los países No OPEP. ¿Y usted qué opina?
@kenopina