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MEDIOS Y MODOS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y LA CRISIS 2020-2021

Giancarlo Elia Valori*

Imagen de Gerhard Traschütz en Pixabay 

El mercado actual del transporte marítimo internacional puede describirse como altibajos. Los aranceles en este mercado han alcanzado repetidamente nuevos máximos. El fuerte repunte económico en 2021 se ha convertido en el motor del aumento cíclico del mercado. Después del frenesí en la primera mitad de 2020, el mercado internacional de buques cisterna se ha visto afectado por factores negativos, incluida la falta general de demanda de transporte de petróleo.

En el primer semestre de 2021 los precios internacionales del petróleo tuvieron un desempeño fuerte y positivo. En comparación con la tendencia constante al alza de los precios del petróleo crudo, el mercado internacional de petroleros, después de experimentar un retroceso en el segundo trimestre de 2020, se vio afectado por una falta general de demanda de transporte de petróleo; un retraso en el desmantelamiento de buques antiguos; entrega regular de nuevos buques y alta demanda de almacenamiento de petróleo por mar. Los factores negativos, como la reducción de los petroleros en los puertos, continuaron siendo sombríos. Bajo la “nueva normalidad” del Covid-19, la primera prioridad para los armadores ha sido sobrevivir y el ritmo de reequilibrio de la relación oferta/demanda del transporte de petroleros se ha acelerado.

La demanda mundial de petróleo se ha recuperado gradualmente, pero todavía está por debajo de su nivel anterior a Covid-19, lo que lleva a la escasez en el mercado internacional de petroleros en su conjunto.

En sus perspectivas para 2022 publicadas el 10 de enero de 2022, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) declaró que se prevé que la demanda de petróleo aumente en 900.000 barriles por día a lo largo de 2022, y la Agencia espera que la demanda de transporte se recupere con fuerza en la segunda mitad de este año.

El desmantelamiento de los viejos petroleros internacionales se ha retrasado, mientras que los nuevos se han entregado como de costumbre, lo que ha dado lugar a un grave exceso de capacidad. Durante la pandemia en la primera mitad de 2020, el mercado para el transporte de petróleo era optimista y un gran número de armadores postergaron los planes para desmantelar viejos petroleros, muchos de los cuales se utilizaron para el almacenamiento “flotante”. Después de la fuerte caída en el mercado de petroleros, bajo la presión extrema de Estados Unidos sobre Irán y Venezuela, muchos petroleros viejos fueron trasladados a rutas sensibles y la capacidad de los petroleros viejos disminuyó muy poco. Al mismo tiempo, los nuevos petroleros se entregaron a tiempo y esto aumentó en gran medida la presión y las perspectivas positivas de la AIE. Se aumentó la capacidad total de los petroleros.

En la actualidad, el mercado internacional del petróleo se encuentra en la fase de desabastecimiento, ya que la estructura del mercado internacional de precios del petróleo se invierte, es decir, el mercado de almacenamiento de petróleo ha disminuido y la demanda de tanques flotantes en alta mar se ha reducido significativamente. El aumento de los precios del petróleo va acompañado del primer cambio en la estructura de diferenciación de precios. Desde mayo de 2020, el mercado ha sido escaso. Ha entrado en una fase de despoblación y ha habido una fluctuación en la demanda de reservas. El precio del alquiler ha vuelto a caer y la capacidad de trasladarse al extranjero se ha reducido significativamente. Los tanques flotantes temporales en alta mar se liberan constantemente durante la fase de desabastecimiento, lo que significa que una creciente capacidad de suministro de petróleo está entrando en el mercado.

Los bloqueos del puerto y del Canal de Suez tuvieron poco impacto en los suministros a Occidente. Desde el brote de Covid-19, los puertos europeos y estadounidenses se han visto afectados, lo que ha resultado en bajas tasas de operación, congestión portuaria y graves retrasos en los petroleros, que han elevado continuamente el mercado del transporte marítimo internacional. Sin embargo, la cantidad y el valor de los productos refinados del petróleo que anteriormente pasaban por el Canal de Suez eran relativamente grandes y el impacto también fue considerable. En los últimos años, sin embargo, se han construido numerosas refinerías en el Cercano y Medio Oriente, en el Golfo Pérsico, en el Mar Rojo, en la costa de las Indias Occidentales, desde donde se han exportado a Europa grandes cantidades de petróleo refinado (incluido el kerosene de aviación, el gasóleo, etc.). Esas cantidades se manejaron originalmente a través del Canal de Suez que, como se vio anteriormente, se hizo menos operativo por la crisis antes mencionada.

El mercado chárter actual es aún más sombrío: en el segundo trimestre de 2021, los propietarios de superpetroleros, los llamados transportistas de crudo muy grandes (VLCC), solo podían aceptar una devolución de alrededor de 2.000 dólares estadounidenses por día en flete. La recuperación del lado de la demanda del mercado internacional de petroleros es limitada y la contradicción del exceso de oferta se ha agudizado. El mercado internacional de petroleros necesita urgentemente un reequilibrio. En la segunda mitad de 2021, la demanda mundial de petróleo continuó creciendo. Esto mejoró el mercado internacional de petroleros, pero obviamente no fue posible una recuperación brusca.

El vínculo actual entre el mercado internacional del petróleo y el mercado de los petroleros es similar al colapso de los precios internacionales del petróleo después de las turbulencias financieras de 2008. En marzo de 2009, los precios internacionales del petróleo tocaron fondo y comenzaron a subir, pero con picos cortos. La desaceleración en el mercado internacional de petroleros duró hasta 2014.

Hoy, a medida que la demanda se recupera, se deben considerar las principales variables para el segundo semestre de 2021. Después de que los precios del petróleo sean negativos, ¿puede la OPEP + (es decir, la fusión de la OPEP y otros diez países exportadores de petróleo como Rusia y Kazajstán) ser cada vez más influyente debido a los altos precios del petróleo? En respuesta al impacto del Covid-19 en la economía mundial y la demanda de petróleo, la OPEP + implementó recortes históricos de producción a partir del 1º de mayo de 2020. La escala de los recortes de producción se redujo gradualmente de 9,7 millones de barriles por día en mayo-junio de 2020 a 5,8 millones de barriles por día en 2021. En la Reunión Ministerial mensual regular de los principales países productores de petróleo a principios de julio de 2021, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y Arabia Saudí llevaron conjuntamente a los países productores de petróleo a suspender su acuerdo de producción. Si bien las dos partes no compartieron una opinión común sobre si el punto de referencia utilizado para calcular la cuota de producción de los EAU debería ajustarse si el recorte de producción se extendiera desde abril de 2022 hasta finales de año.

En la Reunión Ministerial del 18 de julio de 2021, los principales países productores de petróleo finalmente acordaron un plan para aumentar la producción y esforzarse por poner fin a los recortes de producción por completo para septiembre de 2022. Los precios internacionales del petróleo cayeron después de que se tomó la decisión, lo que refleja la preocupación del mercado de que los conflictos dentro de la OPEP + podrían amplificarse debido a la competencia por la cuota de mercado a los altos precios del petróleo. Aunque el mercado ha aumentado desde entonces, la OPEP + siempre ha luchado ya que es muy difícil encontrar entendimientos, sin mencionar que Irán está esperando una oportunidad para regresar al mercado para competir en precio.

Desde que la Administración Biden asumió el cargo, el reingreso de Irán al mercado internacional del petróleo se ha convertido en la mayor variable del lado de la oferta. Ya en la Administración de Trump, Estados Unidos ha ejercido una presión extrema sobre Irán, pero el impacto de la epidemia en 2020, combinado con la guerra de precios saudí, ha elevado los precios del petróleo. Las compañías nacionales de petróleo y gas de esquisto en los Estados Unidos han sido severamente dañadas y ha sido difícil frenar el aumento de los precios del petróleo por el lado de la oferta. Desde 2021, los precios internacionales del petróleo han seguido aumentando y el precio de la gasolina en los Estados Unidos se ha disparado. En la costa oeste de Estados Unidos, donde el precio de los productos refinados de petróleo es el más alto del país, el precio de la gasolina al 28 de junio de 2021 fue de 3,811 dólares por galón (o 1,006 dólares por litro), con un aumento de 1,057 dólares por galón (fue de 0,728 dólares por litro en junio de 2020).

El Índice de Precios al Consumidor (IPC) de los Estados Unidos para todos los consumidores urbanos aumentó un 5% de mayo de 2020 a mayo de 2021. Los precios de los alimentos aumentaron un 2,2% y los de la energía un 28,5%. Los precios de todos los demás productos básicos y bienes aumentaron un 3,8% para el año que terminó en mayo de 2021: este ha sido el mayor aumento de doce meses en el año desde junio de 1992.

Con miras a garantizar un crecimiento económico estable y frenar la inflación, la Administración Biden necesita petróleo crudo iraní. Lo mismo ocurre con las consideraciones diplomáticas y estratégicas.

En las elecciones iraníes del 18 de junio de 2021, Sayyid Ebrahim Raisol-Sadati —conocido como Ebrahim Raisi— fue elegido octavo presidente del país con el 72,35% de los votos. Se espera que el regreso de Irán al acuerdo nuclear se convierta en una carta de triunfo para el presidente Raisi, aunque Irán ha exigido garantías creíbles de que un futuro presidente de Estados Unidos ya no se retiraría unilateralmente del acuerdo como lo hizo Donald Trump el 8 de mayo de 2018. Una vez que se alcance el esperado acuerdo sobre el acuerdo nuclear iraní, se espera que las sanciones impuestas por los Estados Unidos a las compañías petroleras y navieras iraníes se levanten simultáneamente. Las unidades de la Compañía Nacional de Petroleros iraníes (Shirkat-e Mili-ye Nuftekâshi-ye Iran), que desapareció del mercado debido a las sanciones, volverán al mercado de transporte internacional y la situación general de exceso de capacidad debería acelerar el desmantelamiento de los petroleros más antiguos.

Desde 2021 el ajuste de China de su política de importación y exportación de petróleo ha demostrado que, sobre la base del requisito de pico y neutralidad de carbono, la intensidad de la demanda de petróleo no puede sostenerse. Esto significa que, como China es el mayor importador mundial de petróleo crudo, se adaptará a las directrices establecidas por el gobierno chino. La gran demanda a largo plazo de petróleo crudo de China necesita ser revisada.

Con respecto a la construcción de petroleros internacionales, a medida que los precios del acero siguen aumentando, el mercado de chatarra de petroleros está en auge y los ingresos en efectivo por el desmantelamiento de buques viejos continúan aumentando. La Organización Marítima Internacional (OMI) ha mejorado continuamente las especificaciones técnicas de los buques y esto ha favorecido la reducción de la antigua capacidad de transporte en el sector marítimo. Además, el Convenio Internacional para el Control y la Gestión del Agua de Lastre y los Sedimentos de los Buques (el llamado Convenio sobre la Gestión del Agua de Lastre del 13 de febrero de 2004) estipula que todos los buques deben instalar un sistema de gestión del agua de lastre antes del 8 de septiembre de 2024 o utilizar el agua de lastre transportada por los buques, tratada mediante un sistema de gestión específico. Por el momento, el plazo aún está a casi 40 meses de distancia, y una agencia de encuestas de la industria ha encontrado que todavía hay alrededor de 35.000 naves en todo el mundo que necesitan ser reparados con la instalación de tales sistemas.

Mientras tanto, el 17 de junio de 2021, la 76ª reunión del Comité de Protección del Medio Marino adoptó una resolución sobre la reducción de las emisiones de carbono de los buques y estableció una reducción del 2% en la intensidad de carbono cada año de 2023 a 2026. La gran mayoría de los buques del mundo deben cumplir con este objetivo: de acuerdo con este requisito, si los navíos más antiguos no están adaptados a estos parámetros, no podrán operar legalmente.

Sobre la base de las continuas expectativas del mercado internacional de petroleros, la motivación de los armadores para desmantelar naves ha aumentado, en lugar de gastar dinero para reacondicionar los viejos. Se espera que las entregas de petroleros de nueva construcción disminuyan a partir de 2023. La tarea de satisfacer el lado de la oferta del mercado internacional de petroleros podría dar sus frutos ya este año.

En la primera mitad de 2021, el mercado internacional de petroleros marítimos estaba luchando con los lentos precios del petróleo y los armadores estaban sufriendo. En la segunda mitad del año, la demanda mundial de petróleo se recuperó, aunque había una esperanza residual para que los armadores aumentaran las tarifas de flete. Si las diversas crisis registradas en los últimos dos años muestran signos visibles de terminar, las tendencias sin duda mejorarán.

 

* Copresidente del Consejo Asesor Honoris Causa. El Profesor Giancarlo Elia Valori es un eminente economista y empresario italiano. Posee prestigiosas distinciones académicas y órdenes nacionales. Ha dado conferencias sobre asuntos internacionales y economía en las principales universidades del mundo, como la Universidad de Pekín, la Universidad Hebrea de Jerusalén y la Universidad Yeshiva de Nueva York. Actualmente preside el «International World Group», es también presidente honorario de Huawei Italia, asesor económico del gigante chino HNA Group y miembro de la Junta de Ayan-Holding. En 1992 fue nombrado Oficial de la Legión de Honor de la República Francesa, con esta motivación: “Un hombre que puede ver a través de las fronteras para entender el mundo” y en 2002 recibió el título de “Honorable” de la Academia de Ciencias del Instituto de Francia.

 

Traducido al español por el Equipo de la SAEEG con expresa autorización del autor. Prohibida su reproducción. 

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LOS HIDROCARBUROS IRAQUÍES A PARTIR DE LOS HECHOS DE 2003

Isabel Stanganelli*

Imagen de David Peterson en Pixabay

Iraq, sancionada por décadas, poseía en 2003 reservas de petróleo probadas de 112 mil millones de barriles, 5º lugar mundial luego de Venezuela, Arabia Saudí, Canadá e Irán. Según la Dirección de Información Energética de Estados Unidos, hasta un 90% del territorio iraquí permanecía sin explorar debido a sanciones económicas y guerras desde 1980.

Iraq se mantuvo como miembro de la OPEP entre 1991 y 2003 pero debido a los embargos no podía volver a las cuotas de la Organización en tanto sus exportaciones permanecieran debajo de los niveles de 1991, por lo que en 2003 le resultaba imperioso el levantamiento de las medidas y recuperar su aporte en la OPEP.

Con anterioridad a la Guerra del Golfo de 1991, la producción era de 3,1 a 3,5 millones de barriles por día (b/d) y se estimaba que podría llegar en 2010 a 6 millones y a 7 millones en 2020.

En mayo de 1997 el Director General de Planificación Petrolera de Iraq estableció que debía recomenzar la actividad en los pozos, atraer capitales extranjeros para el desarrollo de nuevos yacimientos y activar la actividad en el desierto occidental. Un mes después el gobierno abrió rondas de licitaciones y unas 60 empresas extranjeras demostraron interés en participar. El resultado de las licitaciones llevadas a cabo en ese año otorgó yacimientos y áreas de exploración a diversas compañías entre las cuales no ingresaron petroleras estadounidenses.

Obviamente, una vez aseguradas las áreas, las compañías ganadoras se mantuvieron sin realizar inversiones pues el país estaba limitado en sus exportaciones por el programa de la ONU “Petróleo por Alimentos”. A fines de 2002 Saddam Hussein exigió a aquellas compañías que habían ganado las licitaciones que comenzaran a operar o perderían sus franquicias.

Los Estados Unidos y el Reino Unido negaron que el petróleo fuera la motivación para la nueva guerra, aunque el cuidado de los pozos al momento de la invasión resultó evidente. En marzo de 2004 el nuevo gobierno de Iraq estaba dispuesto a revisar los acuerdos firmados en 1997 con la rusa Lukoil —principalmente el yacimiento West Qurna— y con la francesa Total —principalmente el yacimiento Majnoon—, inactivas.

Puede observarse en el siguiente mapa la situación de las compañías petroleras como consecuencia de las licitaciones previas a 2003 de exploración y explotación de hidrocarburos:

Mapa elaborado por la autora.

 

2003. Principales pozos productores, millones de barriles y compañías involucradas 

Majnoon (TotalFinaElf –Francia-)

20.000

West Qurna (Lukoil, Zarubezhneft, Tatneft, Mashinoimport, Rosneft –rusas- y una Cía. Iraquí)

15.000

East Bagdad (Empresas rusas)

11.000

Kirkuk (Zarubezhneft y Tatneft –rusas-)

10.000

Rumaila (Zarubezhneft, Mashinoimport, Rosneft –rusas- y CNCP –China-)

10.000

Nahr bin Umar ( Zarubezhneft, Rosneft–rusas-, Slavneft –Belarús-Rusia- y TotalFinaElf –Francia-)

6.000

Halfaya (BHP -Australia-, CNCP –China-, Corea del Sur y AGIP -Italia-)

5.000

Bay Assan (Zarubezhneft y Tatneft –rusas-)

2.000

Buzurgan

2.000

Khabbaz

2.000

Nasiriya (ENI –Italia-, Repsol –España-)

2.000

Khurmala (Turkish Petroleum Intl. Co.)

2.000

Abu Ghirab

1.500

Ratawi (Petronas –Malasia-, CanOxy –Canadá- y Crescent -EAU-)

1.500

Suba (Rusia, India, Argelia e Indonesia)

700

Al Ahdab (CNCP –China- y Norimco)

S/D

Az Zubayr (Zarubezhneft)

S/D

Como complemento de la infraestructura, en 1975 se construyó el oleoducto Estratégico —o Norte-Sur—, de doble vía, que le permitía transportar crudo del norte hacia el golfo Pérsico (Mina al-Bakr) o del sur a través de Turquía a Ceyhan, en el mar Mediterráneo Oriental. Este trazado respondía al volátil entorno de Medio Oriente y permitía exportar hacia el norte en caso de conflictos en el golfo Pérsico o hacia el sur si la situación no permitía el uso del ducto al Mediterráneo oriental. De todos los ductos, este era el único que tenía permitida la exportación durante la etapa de “petróleo por alimentos”.

Los restantes eran el oleoducto de Kirkuk a la terminal siria Banias con un ramal a El Líbano y dos paralelos a Turquía. Otro conectaba con la red de Arabia Saudí y permitía exportaciones a través del golfo Pérsico y el mar Rojo. Existía un oleoducto a Jordania–Zarqa con una longitud de 300 Kms. y se planeaba ampliarlo con un costo de 120 millones de dólares. Este plan era de gran interés de Stroitransgaz (rusa, habilitada en el Bloque 4) e Indian Oil.

En 2003, ya depuesto el régimen de Saddam Hussein, surgió la posibilidad de otra ruta desde Mosul hasta el puerto de Haifa en Israel septentrional que eliminaría a Rusia como abastecedor de petróleo a Israel. El proyecto del oleoducto a Aqaba —favorito durante la administración Reagan—, que pasaría por Jordania, fue postergado debido a la falta de fondos para su construcción, pero dado que era parte de la “reconstrucción” iraquí, la corporación estadounidense Bechtel revivió este proyecto.

Como consecuencia de la mencionada Guerra del Golfo de 1991, el creciente deterioro de los yacimientos, la falta de repuestos y las vetustas técnicas de recuperación del combustible, producirían una declinación irreversible en la producción si no eran actualizadas rápidamente. A principios de 2002 producían petróleo 24 sobre 73 yacimientos iraquíes.

A pesar de las sanciones, Estados Unidos era el principal mercado para el petróleo iraquí (70%). Sus importaciones —a través de terceros— oscilaban entre 700.000 y un millón b/d de petróleo iraquí, con ExxonMobil, Chevron, Citgo, BP, Maratón, Coastal, Valero, Koch y Premcor como los mayores importadores, generalmente encubiertos[1].

El retorno de los inspectores debería haber permitido en julio de 2002 el levantamiento total de las sanciones. Pero los inspectores no pudieron terminar su trabajo y debieron refugiarse en Chipre la noche previa al inicio de la invasión, sin encontrarse —ni entonces ni después—, rastros de las armas de destrucción masiva en Iraq, principal argumento para justificar la Guerra del Golfo 2003.

Tras la invasión, el gobierno de Estados Unidos quiso abrir la industria a los inversores internacionales y a las multinacionales, pero los trabajadores petroleros se opusieron a ello sosteniendo que la riqueza petrolera de Iraq pertenecía a su pueblo y era el único recurso que podría pagar el enorme costo de reconstruir su país después de décadas de guerra.

En 2013 este era el nuevo “mapa” petrolero:

El fin de la ocupación militar de Estados Unidos no significó que los iraquíes tuvieran pleno control de su petróleo. Algunas de las compañías petroleras más grandes de Occidente, como ExxonMobil, BP y Shell, permanecieron en el nuevo mapa iraquí.

A principios de 2012 BP ya se encontraba en el supergigantesco campo petrolífero Rumaila y Royal Dutch Shell junto con Petronas en el supergigantesco campo de Majnún. También se encuentran CNPC (China) en Rumaila, ExxonMobil con Royal Dutch Shell en Qurna Occidental y se adjudicó a la italiana Eni S.p.A., junto con California’s Occidental Petroleum (Oxy) y Korea Gas Corp. el yacimiento Zubair.

El gobierno de Iraq reportó a la OPEP que en febrero de 2021, produjeron 3,87 millones de b/d barriles de petróleo por día (no los 7 millones previstos en 1990) y podría llegar en 2030 casi a 6 millones b/d según las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE)[2].

La economía de Iraq depende en 99% de la exportación de hidrocarburos.

En las actuales circunstancias, la posibilidad de una retirada de las compañías petroleras occidentales de Iraq parece remota aunque continúa la resistencia a la presencia de los occidentales. La mayor parte del petróleo iraquí se exporta a través de las terminales del sur, que representan más del 95% de los ingresos estatales. Mercados principales: Rusia, Francia, Suiza y China, que en marzo 2020 logró un nuevo contrato de gas en el campo petrolero de Majnoon, a pesar de la fuerte presencia de Estados Unidos en el país: una de las prioridades de China es proporcionar oportunidades de empleo para los iraquíes en el proyecto, así como la transferencia de tecnología moderna al país de Oriente Medio.

 

Referencias

[1] Hosenball, Mark. “Saddam Oily Deals. Were Americans profiting fron Oil-for Food scams?” Newsweek, 25/01/2005, http://msnbc.msn.com/id/6831548/site/newsweek/

[2] “Producción petrolera de Irak desciende 14% en febrero 2021”. Petroguía (Venezuela), 12/03/2021, http://www.petroguia.com/pet/noticias/petr%C3%B3leo/producci%C3%B3n-petrolera-de-irak-desciende-14-en-febrero-2021

ENCANTADOR LIBRE MERCADO: TRUMP Y CARTEL OPEP+

Álvaro Ríos (El Deber, Santa Cruz de la Sierra)

Los que creemos en que el mercado es el que debe fijar los precios de los productos y servicios, podemos una vez más rasgarnos las vestiduras con lo recientemente acontecido en el mercado global de petróleo.

Lo que explicaremos es precisamente la injerencia con una mirada crítica de algo que seguiremos pregonando. Es mucho más beneficioso que el mercado (oferta y demanda con todas sus distorsiones) en competencia, fije los precios de los productos y servicios, a que lo hagan a dedo, políticos de turno. La mayoría de las veces en concomitancia con los que se favorecen de los precios fijados o impuestos.

Una cosa es regulación de costos para establecer precio o tarifas de servicios públicos donde hay monopolios naturales, donde no hay competencia. También los monopolios de facto de dominancia de mercado por uno, dos, o más agentes debe romperse para generar competencia. Esa es tarea de los gobiernos. Los pactos de precios entre agentes de mercado son una violación al mercado que debe castigarse y censurarse. Exactamente esto último es lo que acontecido con la famosa OPEP+ y por supuesto con la injerencia del presidente Trump. Analicemos.

Durante 2018 a 2019 los precios del petróleo se establecían entre 60 y 70 $us/Bbl otorgando tranquilidad y por supuesto ganancias a los países productores y a empresas productoras del vital elemento que aun mueve a la economía y al transporte mundial.

La producción global durante esos dos años promediaba 100 Millones de Barriles por Día (MMBPD). Empero, al finalizar el 2019 se da la erupción del Covid 19 en China y la alerta comienza a afectar la demanda. La producción de petróleo sin embargo se mantiene en 100 MMBPD, pero los precios comienzan a declinar. Los precios WTI y Brent en enero eran ya de 57.6 y 63.6 $us /Bbl y en febrero caen a 50.6 y 55.7 $us /Bbl respectivamente.

Con este escenario, el 5 de marzo se da una reunión de dos días de la OPEP y de sus aliados, denominados OPEP+, entre ellos Rusia con el objetivo de tratar de establecer cuotas de reducción de producción y subir precios. El 6 de marzo el Barril de petróleo se cayó otro 10% tras el fracaso de las conversaciones y donde Rusia se niega a reducir producción.

El 9 de marzo Arabia Saudita desata la guerra de precios ante Rusia por su negativa a reducir producción y, por supuesto, los precios se desploman llegando en marzo en promedio a 30.5 dólares el WTI y a 31.8 el Brent. A finales de marzo los precios ya estaban por debajo los 25 $us/Bbl a niveles de 2002.

Adivine adivinador ante este escenario de precios por debajo los 30 $us /Bbl ninguno de los frackers de shale en USA podía seguir frackeando la roca, porque resultaba antieconómico (punto de equilibrio) y no había como pagar deudas en un sector además muy endeudado.

Así aparecen unos tuits del presidente Trump el 2 de abril que hace que los precios repunten casi un 25%. En ellos anuncia que existían esperanzas sobre un acuerdo entre Moscú y Riad para recorte de producción. El 3 de abril los precios ganan otro 10%, impulsados por optimismo sobre final de la guerra de precios entre Rusia/OPEP+. Con palo y zanahoria de por medio el poderoso presidente de USA comienza su accionar.

El 9 de abril tras una reunión de la OPEP+ por videoconferencia se da lugar a un acuerdo histórico para reducir la producción en 10 MMBPD que, por supuesto, no es suficiente por la sobreoferta y la demanda super contraída por el virus. El 20 abril, un día inédito para el mercado petrolero los precios se caen a negativo 35 $us /Bbl para los futuros de mayo por falta de almacenamiento. La demanda en abril se cae a 79 MMBPD es decir una caída global del 21%.

Bueno, gracias a los recortes de los países OPEP+ y por las presiones de USA y sus socios, los precios han comenzado a trepar llegando este junio a los 40.0 $us /Bbl. Lo interesante de todo esto es que es la primera vez en muchas décadas en que vemos al gobierno americano afanado en subir los precios del petróleo porque siempre ha ocurrido todo lo contrario.

Ahora está de por medio una industria pujante del shale a la cual hay que proteger. La producción de petróleo de los frackers en USA había llegado a 13 MMBPD y ahora ha comenzado a declinar por el accionar de las empresas a 11 MMBPD. Ya hemos dicho que ni los más eficientes frackers en los más prolijos sweetpots son rentables por debajo de 30 $us /Bbl.

Bueno como en USA el gobierno no puede imponer a hacer bajar la producción a las empresas petroleras (creemos que puede ser considerado hasta ilegal), pues el palo y zanahoria funcionó con la OPEP+. Cómo han cambiado los tiempos y los intereses. Los precios bajos de los combustibles que beneficiaban a sus ciudadanos cuando las importaciones eran dantescas ya no son lo primordiales para el gobierno norteamericano.

 

Tomado de El Deber, Santa Cruz de la Sierra, https://eldeber.com.bo/188708_encantador-libre-mercado-trump-y-cartel-opep?%3F