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BoletinPetrolero18Mayo

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BOLETÍN PETROLERO
21 de mayo 2021
PRECIO
Los marcadores principales de precios del crudo, el Brent y el WTI, se
han visto impactados la tercera semana de mayo tanto por situaciones de
orden político, como por situaciones de orden financiero que han afectado
sus cotizaciones a la baja.
En el caso del Brent, sus cotizaciones se han visto afectadas a la baja
ante el anuncio de un inminente acuerdo entre EE.UU. e Irán para el
regreso de las partes al cumplimiento del acuerdo nuclear Plan Integral
de Acción Conjunta (JCPOA)[1] y el levantamiento de las sanciones
estadounidenses, lo que permitirá aumentar la oferta de petróleo iraní –
exenta de los acuerdos de recortes de la OPEP+– en 500 MBD desde
mediados de este mismo año.
Según declaraciones[2] del presidente Iraní, Hassan Rouhani, a la
televisión de su país, “las grandes potencias han aceptado levantar las
sanciones –incluidas en el sector petrolero– en el marco del retorno al
acuerdo nuclear del 2015”. El levantamiento de las sanciones sobre Irán,
abre la posibilidad de que la nación persa, pueda incrementar su
producción de petróleo desde los niveles actuales de 2,3 millones de
barriles dia, hasta 4 millones de barriles día, sin embargo, se espera que
de finalizar las negociaciones y levantar las sanciones antes del 18 de
junio –fecha de las elecciones presidenciales en Irán, que culminará el
periodo de gobierno de Rouhani– la producción petrolera podría
aumentar en 500 MBD para mediados de año, lo cual colocaría la
producción irani en 2,8 millones de barriles día. Esta posibilidad se ha
reflejado en las cotizaciones del Crudo Brent, que ha caído en 4%
respecto a su cotización del 17 de mayo, para ubicarse en 66,65 dólares
el barril.
En el caso del WTI, este marcador se ha visto afectado a la baja, junto a
otras materias primas, como reacción del mercado ante una posible
subida de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal de EE.UU.,
debido a los datos más recientes sobre la inflación estadounidense -subió
casi 1,6 puntos en un mes-, la cual cerró abril con 4,16% de inflación en
el Índice de Precios al Consumo (IPC)[3].
Al mismo tiempo, varios países de Asia -entre ellos, Japón, Malasia,
Taiwán y Singapur-, tomaron más medidas para restringir la movilidad
ante el reciente incremento de los brotes del virus de la COVID-19 en la
región, a la vez que China aumentó los controles de tránsito en el noreste
del país, todo lo cual ha contribuido a la caída de los marcadores del
precio del petróleo.
Al cierre de los mercados europeos el 21 de mayo, el International
Exchange Futures (ICE) cotizó el Brent en 66,65 dólares el barril,
mientras que la Bolsa Mercantil de New York (NYMEX) cotizó el WTI en
63,92 dólares, ambos marcadores al alza en la jornada, pero mostrando
un declive del 2,8% y 2,1% en relación a sus cotizaciones al cierre de la
segunda semana de mayo de 2021. Sin embargo, ambos marcadores
Brent y WTI mostraron una recuperación del 115% y 158%,
respectivamente, en relación a sus cotizaciones de la primera semana de
mayo de 2020.
GRÁFICA DE LOS PRECIOS
(02 noviembre 2020 - 21 mayo 2021)
Fuente: elaboración propia con datos de Intercontinental Exchange (ICE) y Chicago Mercantil
Exchange (CME Group).
A pesar de sus fluctuaciones, los precios del petróleo continúan su
tendencia al alza, iniciada en el mes de noviembre de 2020, lo que refleja
la progresiva estabilidad del mercado alcanzada tras los masivos recortes
de producción de la OPEP+, iniciados hace un año, el drenaje de
inventarios y la gradual recuperación de la demanda mundial de petróleo.
Desde el mes de noviembre de 2020 los precios de los marcadores Brent
y WTI han mantenido la tendencia al alza, recuperando sus valores en
70% y 72%, respectivamente.
A partir del mes de abril el Brent se ha ubicado en una banda que fluctúa
entre 66 y 70 dólares, mientras que el WTI lo ha hecho entre 61 y 67
dólares, valores que se sostienen tanto por los recortes de producción y
el drenaje de inventarios, como por el desempeño de la economía China
–y su exitosa contención de la COVID-19– y el avance en la vacunación
contra la Covid-19 en EE.UU., Reino Unido y la Unión Europea, donde,
según datos de la Organización Mundial de la Salud[4], los contagios por
la COVID-19 han disminuido.
Sin embargo, se mantiene la incertidumbre sobre cuándo se alcanzará
la recuperación de la demanda, estimada para este año en 96,5 millones
de barriles al día –un aumento de 6 millones de barriles día respecto al
2020–, debido al aumento de contagios por la COVID-19 en la India,
Japón, otros países de Asia, en América Latina y África, así como la
ralentización de las vacunaciones en países de Europa.
La OPEP y la mayoría de las agencias, estiman que la recuperación de
la demanda prevista para este año se produzca a partir del tercer
trimestre o, incluso a partir del último trimestre de este año.
Cesta de Referencia OPEP (ORB)
La cesta de crudos de referencia de la OPEP[5] (ORB), se cotizó el pasado
20 de mayo en 65,29 dólares el barril, un 53,2% por encima respecto a
su cotización de noviembre de 2020, manteniendo su tendencia al alza,
pese a la caída del 3,4% experimentada desde el 17 de mayo.
Los crudos que componen la cesta OPEP variaron sus cotizaciones en
2% a la baja en abril de 2020, influenciado por la disminución de todos
los precios de referencia que componen la ORB, en particular, los
referentes de crudo más liviano, informó la Organización en su Reporte
Mensual del Mercado Petrolero (MOMR, por siglas en inglés) del pasado
11 mayo[6].
Sin embargo, el promedio anual del valor de la cesta OPEP subió 41,6%
en relación con abril de 2020, colocándose en 60,97 dólares el barril, lo
cual refleja la recuperación sistemática del precio desde que se iniciaron
los recortes de producción del grupo, donde el repunte más significativo
se produjo en noviembre de 2020. Desde marzo de 2021 la ORB ha
manejado cotizaciones por encima de los 65 dólares el barril, algo que no
había sucedido en 15 meses.
PRECIOS DE LA CESTA DE REFERENCIA OPEP
(noviembre 2020 - 20 mayo 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos OPEP.
Murban IFAD
Como adelantamos en el Boletín anterior, desde el pasado 29 de marzo,
la estatal emiratí Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) anunció la
liberación comercial del crudo tipo Murban, el grado de crudo insignia de
ADNOC, y el lanzamiento del Abu Dhabi Murban Crude Oil Future con
contratos a futuros sobre el nuevo ICE Future Abu Dhabi (IFAD), la
representación de operadora global de intercambios y de servicios de
cotización International Exchange (ICE) en Abu Dhabi, la primera
transacción de crudos en los Emiratos Árabes Unidos (EAU), para los
mercados a futuro al este del canal de Suez, en el Golfo Arábigo y la
región de Asia-Pacífico.
El inconveniente con esta liberación comercial de crudo, es que, al darle
acceso para la comercialización del Murban a inversores y comerciantes
(reventa), les está cediendo el control sobre su precio y el destino del
crudo al capital privado internacional de los países consumidores,
permitiéndoles que puedan especular con el precio del crudo en el Medio
Oriente, afectando el control que tienen los países productores de la
OPEP -en particular Arabia Saudita- en el valor de su petróleo.
Así, en junio de este año, ADNOC ya debe haber retirado las exigencias
contractuales del Murban, con lo cual, en ese mes, entregará 5,11
millones de barriles por 511 contratos que se vencieron el pasado 30 de
abril[7].
El crudo Murban -nueva referencia para los crudos Murban, Upper
Zakum, Das y Umm Lulu- se cotizó en 64,88 dólares el barril, para el mes
de abril, registrando un aumento intermensual del 5,14%. Al 21 de mayo,
su cotización marcó al alza en la jornada, cotizando en 65,73 dólares el
barril, luego de una semana marcando a la baja.
PRODUCCIÓN
La 16ª Reunión Ministerial de la OPEP+[8], del pasado 27 de abril, culminó
sin cambios en su política de flexibilización de los recortes de producción,
manteniendo las decisiones tomadas en la reunión celebrada a principios
del mes pasado, por lo que a partir de mayo se incrementará en 1,441
millones de barriles dia de petróleo la oferta de la OPEP+, en relación al
mes de enero de este año.
Según los acuerdos alcanzados el pasado primero de abril por la OPEP+,
los recortes de producción se ubicarán en 6,55 MMBD en mayo, 6,2
MMBD en junio y 5,759 MMBD en julio, lo que representaría una
disminución de 3,905 MMBD respecto al recorte original de 9,7 millones
de barriles día iniciado el 1 de mayo de 2020.
Por su parte, Arabia Saudita, a partir de este mes de mayo, pondrá fin a
su recorte de producción correspondiente a 1 MBD que estuvo vigente
desde febrero de este año. La producción saudita se incrementará en 250
MBD en mayo, 350 MBD en junio y 400 MBD en julio.
Así, entre mayo y julio, la oferta de petróleo de la OPEP+ se incrementará
en 2,291 MMBD para ubicarse en 40,66 MMBD de petróleo. Si se suma
el incremento esperado de 500 MBD en la producción de Irán para el
inicio del tercer trimestre del año –si se levantan las sanciones–, entonces
la oferta de crudo de los países de la OPEP+, para el mes de julio, sería
de 41,16 MBD, un incremento de 2,791 MBD respecto a la producción del
mes de abril.
Si la producción de los países OPEP+ al mes de julio, con el adicional de
Irán -más cualquier incremento de los países No-Opep-, no se sincroniza
con la recuperación de la demanda, en los volúmenes y el momento
esperado, entonces se generarán volúmenes en exceso e incremento de
inventarios, lo cual afectará la estabilidad y recuperación del mercado
petrolero y, probablemente, obligaría a la OPEP+ a revisar su política de
flexibilización de recortes de producción.
Producción Mundial para el mes de abril.
Los datos del MOMR de la OPEP colocan la producción mundial de
petróleo, condensados, LGN y líquidos no convencionales en 93,06
MMBD, mientras que la Administración de Información Energética (EIA)[9]
lo hace en 94,04 MMBD.
Sin embargo, si separamos los volúmenes de condensados, LGN y
líquidos no convencionales, en EE.UU., Rusia y la OPEP, la producción
mundial de petróleo se ubica en 80,17 MMBD, de acuerdo a los datos de
la OPEP publicados en MOMR del 11 de mayo, así como la EIA –también
del 11 de mayo– y datos del Ministerio de Energía de Rusia[10].
Mientras, la OPEP+ registró un incremento mensual de 210 MBD, debido
principalmente al aumento de 200 MBD en la producción de Rusia, la
producción de Noruega y Canadá se vio afectada en 500 MBD, debido a
las actividades de mantenimiento anual de su infraestructura de
producción y mejoramiento de crudos, planificadas en ambos países.
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO
(Crudo, condensados, LGN y otros no convencionales)
(enero - abril 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos del MOMR de la OPEP de mayo 2021, el STEO de la EIA de
mayo 2021, el Ministerio de Energía de Rusia, el Ministerio de Energía de Azerbaiyán y la agencia
S&P Global Platts.
Producción OPEP+
La producción de petróleo (sin condensados ni GNL) de los países
firmantes de la Declaración de Cooperación (DoC)[11], agrupados en la
OPEP+, fue de 38,37 MMBD, representando el 47,86% de la producción
mundial de petróleo, mostrando un aumento de 500 MBD respecto a
febrero de este año, debido a la flexibilización de los recortes y la
sobreproducción de Rusia y Kazajistán[12], así como al aumento en la
producción de Irán.
Los 13 países de la OPEP presentaron una producción de 25,083 MMBD,
la cual corresponde al 65,37% de la oferta de la OPEP+ y 31,29% de la
producción mundial.
PRODUCCIÓN PAÍSES OPEP+
(abril 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos del MORM de la OPEP, el ministerio de Energía de Rusia, el
Ministerio de Energía de Azerbaiyán y la agencia S&P Global Platts.
Por su parte, los 9 países No-OPEP firmantes del DoC, presentaron una
producción de 13,29 MMBD, equivalentes al 34,63% de la producción de
la OPEP+ y el 16,58% de la producción mundial.
Recortes de producción OPEP+
El recorte de producción de la OPEP+ fue de 7,696 MMBD, incluyendo
987 MBD del recorte adicional y voluntario de Arabia Saudita. El recorte
de producción del grupo -según los acuerdos de 6,9 MMBD del pasado 4
de marzo- fue de 6,709 MMBD, con un cumplimiento del 97,23%
Los 10 países de la OPEP que participan de los recortes de producción
(Angola, Arabia Saudita, Argelia, Congo, Gabón, Guinea Ecuatorial,
Emiratos Árabes Unidos, Irak, Kuwait y Nigeria), recortaron 5,57 MMBD,
donde se incluye 987 MBD del recorte unilateral de Arabia Saudita y el
recorte adicional de 127 MBD por parte de Angola, para compensar la
sobreproducción que presentó el país africano en el segundo trimestre de
2020. Mientras que Irak presentó una sobreproducción de 63 MBD. El
cumplimiento del recorte de los países OPEP-10 (firmantes de los
acuerdos DoC) fue del 100,4%.
Por parte de los nueve países No-OPEP, firmantes del DoC, el recorte de
producción fue de 2,127 MMBD, con una sobreproducción de 209 mil
barriles día de petróleo, de Rusia y Kazajistán, alcanzando un
cumplimiento del recorte del 90,28%.
Producción OPEP
La producción de petróleo de la OPEP fue de 25,083 MMBD, según datos
de fuentes secundarias registrados en el MOMR del 11 de mayo,
manteniendo el mismo nivel de producción del último trimestre de 2020
con la excepción de enero de 2021 –25,5 MMBD–, cuando Libia pudo
recuperar su producción en 1,05 MMBD, una vez que se acordó un alto
al fuego y se levantó el bloqueo a los campos petroleros entre septiembre
y octubre de 2020.
PRODUCCIÓN DE PAÍSES OPEP
(marzo 2021)
Fuente: MOMR de la OPEP del 13 de abril de 2021.
Arabia Saudita junto a las otras monarquías del Golfo (Emiratos Árabes
Unidos y Kuwait) e Irak, sumaron una producción de 16,992 MMBD, lo
que representa el 67,74% de la producción OPEP, así como el 44,28%
de la OPEP+ y el 21,2% de la producción mundial de petróleo.
Nigeria lidera el grupo de los países africanos (sin Libia), Angola, Argelia,
Congo, Gabón y Guinea Ecuatorial, los cuales presentaron una
producción conjunta de 4,122 MMBD, representando el 16,46% de la
producción OPEP, el 10,74% de la producción OPEP+ y el 5,14% de la
producción mundial.
RÁNKING DE PRODUCCIÓN PAÍSES OPEP
(marzo 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos del MOMR de la OPEP del 11 mayo 2021.
Irán, Libia y Venezuela, los tres países exentos de recortes de
producción, presentaron una producción de 3,968 MMBD, de los cuales
2,393 MMBD (60,31%) corresponde a Irán, equivalente al 9,54% de la
producción de la OPEP y el 2,98% de la oferta mundial de petróleo. Libia
produjo 1,13 MMBD (4,5% OPEP y 1,41 % mundial) y Venezuela 445 mil
barriles día de petróleo (1,77% OPEP y el 0,55% mundial).
EE.UU. - Irán: avanza el diálogo
Las negociaciones entre EE.UU. e Irán, ya tienen un marco de acuerdo y
se pudiese estar firmando la próxima semana[13], así lo informó, el pasado
19 de mayo, el viceministro de Relaciones Exteriores para Asuntos
Políticos de Irán, Seyed Abás Araqchi, el máximo representante del
gobierno iraní en las reuniones de la Comisión Conjunta del Plan Integral
de Acción Conjunta (JCPOA)[14] en Viena, luego de finalizar la cuarta
ronda de reuniones en dicha ciudad.
Según viceministro Araqchi, el marco del acuerdo será la estructura del
pacto del JCPOA, el cual “define el texto principal (del marco del acuerdo)
y sus apéndices”, aclarando que el texto definitivo aún no está terminado,
pues aún quedan algunos artículos que están negociando, razón por la
cual ambas partes decidieron dar por terminada la cuarta y tomarse unos
días para retornar a sus respectivos países y hacer las consultas con las
autoridades, comentó el funcionario iraní.
Las palabras Araqchi habían sido reveladoras la semana pasada,
cuando, el 12 de mayo, afirmó la disposición del gobierno iraní a reanudar
la plena implementación del JCPOA “mañana mismo”[15] si las sanciones
son levantadas y verificadas, insinuando que para el 21 de mayo ya debía
existir un acuerdo.
Por parte de EE.UU., la portavoz del Departamento de Estado, Jalina
Porter, confirmó, el pasado 19 de mayo en rueda de prensa[16], el avance
de las negociaciones entre las partes, reconociendo la “cristalización” de
las opciones que tienen, tanto EE.UU. como Irán, para un retorno mutuo
al cumplimiento del JCPOA.
Esta última ronda de negociaciones, iniciada el pasado 7 de mayo, fueron
las de más intenso trabajo entre las partes -desde que se instaló la
Comisión el pasado 06 de abril-, pero, a la vez, las que los terminó de
acercar a un punto de acuerdo del que ya se tenía indicios. La quinta -tal
vez definitiva- ronda de reuniones se estará realizando la semana del 24
de mayo.
La seriedad y compromiso que han manifestado EE.UU. e Irán –y que
ambas partes reconocen– de llegar a un acuerdo, puede entenderse en
los pronunciamientos de inicio de mes, donde ambas naciones dejaron
claro que todo pasa por seguir lo escrito en el acuerdo nuclear del
JCPOA, firmado en 2015, con el aval del Consejo de Seguridad de las
Naciones Unidas.
Desde el Departamento de Estado de EE.UU. se ofrecieron
declaraciones[17] el pasado 06 de mayo, allí se marcan diferencias con las
decisiones tomadas por el ex presidente Donald Trump[18], afirmando que
lo que sea “inconsistente” con un regreso estadounidense a la JCPOA,
se va a eliminar, pues desde el gobierno de Joe Biden consideran como
un “interés” de seguridad nacional el regreso de ambos países a la
JCPOA. Igualmente, creen posible que el acuerdo entre ambas naciones
pueda concretarse antes de las próximas elecciones presidenciales en
Irán el próximo 18 de junio.
Por parte del presidente de Irán, Hassan Rohuani, las conversaciones
con EE.UU. avanzan “en el marco correcto y el camino adecuado”, según
declaraciones[19] ofrecidas el pasado 05 de mayo. El presidente Rohuani
declaró, el día de ayer 19 de mayo, que “las grandes potencias” están
listas para llegar a un acuerdo y levantar las sanciones que pesan sobre
su país.
En este contexto, Irán ha aumentado su producción en más de 300 MBD
desde que Joe Biden asumió la presidencia de EE.UU. el pasado 20 de
enero, a un ritmo promedio de 100 MBD por mes.
Si los gobiernos estadounidenses e iraníes logran llegar a un acuerdo y
se levantan las sanciones a Irán, la producción del país persa puede
recuperarse hasta alcanzar los 3,8 MMBD en menos de un año, el nivel
que tenía en julio de 2018, previo a las sanciones económicas impuestas
por el ex presidente estadounidense D. Trump.
Rusia
De acuerdo a información del Ministerio de Energía, la producción de
crudo de Rusia fue de 9,58 MMBD, lo cual refleja un aumento de 200
MBD en relación al mes anterior, mostrando su registro más alto desde
que comenzaron los recortes de producción en mayo del año pasado.
Rusia, a pesar de contar con el acuerdo de la OPEP+ para una
flexibilización de su cuota de producción vuelve a mostrar niveles de
sobreproducción de petróleo, en esta oportunidad de 201 MBD.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE RUSIA
(enero 2020 - abril 2021)
Fuente: elaboración propia con datos del Ministerio de Energía de Rusia y el MOMR de la OPEP.
El ministro de energía de Rusia, Nikolai Shulginov, en declaraciones
ofrecidas el pasado 14 de mayo a la Agencia Rusa de Noticias (TASS),
reafirma el rol de su país y de las energías fósiles en la economía mundial,
respondiendo al reporte de la Agencia Internacional de Energía, que
recomendaba no invertir más en actividades de producción para cumplir
las metas de la Unión Europea de emisiones cero para el 2035.
El ministro hace un llamado[20] a las autoridades rusas y el sector
energético local, para que no se “apresuren a abandonar” las
exportaciones de petróleo, pues para el 2035 ni Europa ni EE.UU. “se
librarán por completo” del uso de los hidrocarburos.
El ministro señala que en el proceso de “transición” en las fuentes de
energía, aún queda mucha tecnología que desarrollar y costos que
abaratar para que sea accesible a los consumidores, pues hasta el
momento los recursos energéticos tradicionales son mucho más
accesibles, tanto en inventarios como en costo, que las fuentes de
“energía verde”.
El ministro ruso, como máxima autoridad petrolera de uno de los
principales países productores de petróleo, sale en defensa del rol de las
energías fósiles y las empresas petroleras locales, como Rosneft,
Gazprom, Lukoil y Tatneft, en mantener el suministro de petróleo y gas,
apuntalando la estabilidad de la economía mundial, tal como quedó
demostrado, junto a los países productores de petróleo reunidos en la
OPEP+, cuando, en el inicio de la crisis mundial por la COVID-19,
tomaron la decisión de recortar su propia producción, interviniendo y
estabilizando el mercado petrolero, garantizando así el suministro de
energía para la recuperación de la economía mundial.
EE.UU.
De acuerdo a los datos de la EIA publicados el pasado 11 de mayo[21] la
producción de crudo de EE.UU. fue 10,97 MMBD, cerrando sin variantes
respecto al mes anterior, manteniéndose estable alrededor de los 11
MMBD desde septiembre de 2020.
PRODUCCIÓN PETROLERA EN EE.UU.
(enero 2020 - abril 2021)
Fuente: elaboración propia con datos de la EIA.
Taladros
La cantidad de taladros activos registrados en EE.UU. el 21 de mayo, fue
de 356, continuando el ascenso que ha venido presentando desde el
cuarto trimestre de 2020, presentando operatividad en 4 taladros más que
la semana anterior y 32 por sobre la cifra del 26 de abril de 2021, según
los datos publicados por Baker Hughes[22]. Es la cantidad más alta de
actividad desde que inició el recorte de producción de la OPEP+ en mayo
del año pasado.
En la cuenca de Permian, en Delaware, se ha registrado más del 65% de
la actividad, con 230 taladros operativos, 89 más que el registro de
actividad el 30 de octubre de 2020 y 243 menos que en julio de 2018,
último mes, antes de la declaración de pandemia, en el cual la producción
de petróleo de EE.UU. registro 11 MMBD, antes de iniciar su ascenso en
la producción que lo llevó a pasar los 12,7 MMBD entre noviembre de
2019 y marzo de 2020.
Haynesville, entre Louisiana y Texas, es la segunda cuenca con mayor
actividad de taladros el 21 de mayo, registrando operaciones 46,
manteniéndose actividad por encima de 40 desde noviembre de 2020.
TALADROS ACTIVOS EN EE.UU.
(enero 2018 - 21 mayo 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos de Baker Houghes.
Durante el boom del shale oil en EE.UU., se hizo muy común que se
usaran taladros para perforar pozos de esquisto y dejarlos sin terminar,
abandonando las actividades y moviendo las plataformas para perforar
otros pozos. A estos pozos perforados pero abandonados se les
denominó DUC (Drilling but Uncompleted Wells). Bajo esta forma de
producción, la cantidad de nuevos pozos perforados empezaron a
superar, mensualmente, el total de pozos culminados, con lo cual los
DUC se convirtieron en las “reservas” de petróleo de las operadoras de
E&P, para ser usadas en situaciones donde se necesite ajustar gastos e
inversión en producción.
Entre enero de 2014 y marzo de 2020, el registro mensual de taladros
operativos bajó de 1.391 a 702 unidades, mientras que la cantidad de de
nuevas perforaciones pasaron de 1.645 mensuales a 1.009, con una
producción de shale oil que subió de 4,5 MMBD a 9,2 MMBD, mientras
que los DUC aumentaron de 4.502 a 8.557.
Durante el mismo período, la cantidad de pozos perforados pero no
terminados fue aumentando mensualmente, sin excepción, hasta tocar el
pico de 8.868 DUC en junio de 2020, a tres meses de la declaración de
pandemia por la COVID-19. Desde entonces, ha sucedido lo contrario,
las cantidad de pozos terminados, mensualmente, por parte de las
operadoras de E&P, ha sido superior al número de nuevos pozos
perforados. Esto, debido al control de gastos e inversiones que están
llevando a cabo las operadoras, aprovechando la recuperación de los
precios del petróleo para recapitalizarse y poder cubrir las deudas.
En el Reporte Semanal de Perforación[23] de la EIA del 17 de mayo, se
puede observar que en el mes de abril estuvieron operativos 394 taladros,
para una producción de 7,71 MMBD en pozos de esquisto. La cantidad
de pozos terminados fue de 754 y mientras que se registraron nuevas
perforaciones en 513 pozos. MIentras, se registraron 6.857 pozos
perforados pero sin terminar, una disminución de 241 DUC en el mes y
2.011 DUC en un año.
Perspectivas de la producción de petróleo en los EE.UU.
Tal como hemos comentado en Boletines anteriores, las autoridades
norteamericanas del Departamento de Energía y analistas del sector,
estiman que la producción petrolera en EE.UU., se mantendrá en torno a
los 11 MMBD para lo que resta del año 2021, debido a la necesidad que
tienen los productores de Shale Oil de repartir dividendos entre sus
accionistas y pagar las deudas acumuladas tras el colapso del mercado
petrolero del 2020.
Aunque los resultados financieros de las 4 empresas estadounidenses de
E&P más grandes, reflejaron, durante el primer trimestre de 2021,
ganancias netas por 2,5 mil millones de dólares en actividades de
producción de petróleo en EE.UU. (ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips
y EOG Resources), otras empresas estadounidenses, como Pioneer
Natural Resources (la que posee la mayor cantidad de campos en la
cuenca de Permian) y Occidental Resources (OXY), presentaron
pérdidas durante los tres primeros meses del año.
Igualmente, en sus estados financieros publicados a principios de mayo
de 2021, las 4 empresas mostraron, para el primer trimestre del año,
gastos e inversión en suelo estadounidense por 6,6 MM$, una
disminución de 1,7 MM$ con respecto al mismo periodo del 2020 de 8,3
MM$.
Según la Rystad Energy[24], los productores de los EE.UU, aún con un
barril de petróleo que continúe cotizando por encima de los 60 dólares el
barril, la tasa de reinversión para actividades de upstream en los campos
de pozos de esquisto, en 2021, pueden bajar en un 46% y, en el caso de
la cuenca de Permian, en 57%, debido al “servicio de deuda” y las
pérdidas por cobertura.
Las petroleras norteamericanas siguen con la severidad en el control de
gastos e inversiones, dando prioridad al pago de deudas y dividendos,
como el caso de ExxonMobil, quien anunció el pago de 4 mil millones de
dólares de su deuda durante el primer trimestre de 2021[25].
Pareciera entonces que, a pesar de que los precios del petróleo a partir
del 12 de febrero de 2021 se han ubicado por encima de los 60 dólares
el barril –un nivel confortable para los productores norteamericanos– las
necesidades financieras de los productores mantendrán los niveles de
producción de petróleo del país en torno a los 11 MMBD en 2021, al
menos, 1,8 MMBD por debajo de su pico de 12,8 MBD registrados
durante el mes de noviembre de 2019, el cual se mantuvo hasta marzo
de 2020.
La Rystad Energy estima que a partir de finales del 2022 se verán los
efectos de un barril por encima de 55 dólares (si la cotización se mantiene
en el tiempo) en el aumento de la producción de petróleo.
Por su parte la EIA estima, en sus previsiones para el 2022, que la
producción estadounidense debería aumentar a 11,8 MMBD.
Esta estimación de esta agencia del DOE norteamericano se produce en
un ambiente adverso para los productores de petróleo, no solo por la
situación financiera, sobre todo para los productores independientes de
petróleo, sino por el marco regulatorio y la política ambiental de la
administración del presidente J. Biden.
Como parte de su American Jobs Plan[26], el presidente Biden incluyó en
su plan de reforma fiscal “The Made in American Taxes”[27], que presentó
en abril, la eliminación del subsidio a los productores de combustibles
fósiles, lo cual, según informa el plan, le estaría ahorrando, en 10 años,
35 mil millones de dólares al Estado, así como el incremento del 21% al
28% el impuesto a las corporaciones.
Esta medida se suma a la revisión de los permisos otorgados por la
anterior administración para la producción de petróleo en tierras federales
y en zonas protegidas ambientalmente, así como la revocatoria del
permiso para la construcción del XL Kingston Pipeline, en el marco de un
viraje de la política energética norteamericana con
el plan de
infraestructura propuesto por la nueva administración, donde se
destinarían 174 mil millones de dólares solo para el desarrollo del sector
de vehículos eléctricos.
Colonial Pipeline: “hackers” impactan el suministro de
combustible
En un hecho absolutamente inusual en los EE.UU. el sistema de
oleoductos Colonial Pipeline, con una capacidad de transporte diaria de
2,5 MMBD y 8.850 kilómetros de tuberías, el cual suministra el 45% del
combustible de la Costa Este, fue víctima de un ciberataque[28] el pasado
07 de mayo, afectando el suministro de 1,2 MMBD de combustible entre
el 7 y el 12 de mayo.
Esta situación llevó a varias refinerías, entre ellas Motiva Enterprises,
Total Port Arthur, Citgo en Lake Charles, Valero Energy, Phillip 66 y
Marathon Petroleum, a reducir su producción de combustible entre 25%
y 45%, y provocando que más del 10% de las estaciones de servicio de
varios estados de la Costa Este se quedaron sin gasolina y, en algunos
casos, este porcentaje llegó hasta el 65%, como sucedió en Carolina del
Norte.
El ciberataque culminó cuando Colonial Pipeline pagó 5 millones de
dólares[29] a los hackers que se identificaron como DarkSide, quienes,
según el presidente Joe Biden, realizaron la maniobra criminal desde
Rusia. Biden aclaró que el gobierno del presidente ruso, Vladimir Putin,
no está implicado en este ataque cibernético.
Aunque este ataque cibernético es una situación inusual en los EE.UU.,
sin embargo existen precedentes de este tipo de ataques en otros países
productores de petróleo como Irán y Venezuela.
En el caso de Venezuela, durante el Sabotaje a la industria petrolera
perpetrado entre diciembre de 2000 y marzo 2003, como parte de la
desestabilización política para derrocar al presidente Chavez, las
operaciones de PDVSA fueron saboteadas por la empresa
norteamericana “SAIC” a la cual se le habían otorgado el control y manejo
de todos los procesos y sistemas automatizados de la empresa a través
de la filial INTESA.
El ataque cibernético[30] a PDVSA dejó a la empresa en un completo
“blackout” operacional, a la vez que la producción de petróleo cayó de 3
millones de barriles dia a 23 mil barriles, por lo que los ingenieros
venezolanos de la empresa tuvieron que desconectar todos los sistemas
control automatizado para evitar la interferencia de las operaciones –las
cuales se tuvieron que realizar y controlar de manera manual– hasta que
se lograron restablecer las operaciones automatizadas de la empresa
estableciendo un sistema automatizado propio y bajo control interno.
El ciberataque al sistema Colonial Pipeline, evidenció una importante
vulnerabilidad del sistema de suministro de combustibles en los EE.UU.,
además de mostrar a la administración norteamericana la alta
dependencia que tiene el sistema de transporte y la economía del país al
uso de hidrocarburos.
ECONOMÍA
Durante el mes de abril continuó la recuperación de la economía mundial,
liderada por China, EE.UU., y Europa, países que han podido contener la
pandemia del Covid y que avanzan en el proceso de vacunación de su
población.
La recuperación de la economía global ocurre a ritmos diferentes,
principalmente según el nivel de desarrollo y las capacidades financieras
de cada país o bloque de pases, sumado al acceso a las dosis de vacunas
necesarias para las campañas de inoculación masivas, así como a los
recursos económicos necesarios para la implementación de masivos
programas de alivio fiscal.
De acuerdo al MOMR de la OPEP del 17 de abril, con la mejora
progresiva de Estados Unidos y China, el pronóstico de crecimiento
mundial para 2021 se ha revisado al alza, ubicándose en 5,5% (+0.1% en
marzo), con una recuperación más sostenida durante el segundo
semestre del año, basados siempre en la premisa de que la pandemia
haya sido controlada en las economías industrializadas y emergentes.
El crecimiento de la OCDE en 2021 se ha revisado al alza, hasta el 4,8%,
desde el 4,6% del mes anterior, impulsados por Estados Unidos con un
crecimiento esperado de su Producto Interno Bruto (PIB) de 6,2% y Reino
Unido con 5,0% que lideran las expectativas de recuperación del grupo,
mientras que las otras grandes economías industrializadas como la UE
(4,2%) y Japón (3,0%) mejoraran, pero a ritmos menores a lo previamente
estimado (-0,1%).
En los EE.UU. en el proceso de su recuperación económica sostenida,
ha surgido el tan esperado fenómeno inflacionario producto de los
masivos aportes y ayudas fiscales desde que inició la pandemia del
Covid. Para el mes de abril, la inflación estadounidense alcanzó el 4,2%,
siendo la tasa más alta registrada en 12 años, reviviendo temores sobre
una inflación mundial. De acuerdo con el Departamento de Trabajo[31], el
Índice de Precios al Consumidor aumentó un 3% respecto al mismo
período de 2020 y respecto al mes precedente, aumentó en 0,8%. El
aumento de la tasa del IPC general anual fue el más rápido desde
septiembre de 2008, mientras que el aumento mensual fue el mayor
desde 1981.
Asimismo, los precios de la energía en general aumentaron un 25% con
respecto al año anterior, incluyendo un aumento del 49,6% para la
gasolina y del 37,3% para el diésel. Esto ocurrió a pesar de que la
mayoría de las categorías de energía experimentaron una disminución en
abril, reanudando su escalada en mayo. Es probable que se produzcan
más aumentos debido al ciberataque del pasado viernes 14, que cerró la
línea de transmisión principal de Colonial Pipeline, que va de Houston a
Nueva Jersey.
Para China el MOMR de la OPEP, prevé un crecimiento del PIB de 8,5%
(+0.1%), para el 2021, tomando en consideración que China fue el único
país que mantuvo números positivos (2,3%) en su desempeño económico
durante el 2020. El primer trimestre del año, China tuvo un desempeño
positivo del 18% de su economía, apuntalado por el crecimiento del
Índice de producción industrial, con un incremento de 14,1% interanual
para el mes de marzo y de 24,5% % para el primer trimestre de 2021.
India continúa sufriendo el repunte exponencial de contagios observado
durante estos primeros cuatro meses, condicionando el pronóstico de
crecimiento esperado para este año en 9,7% (-0,1%). El crecimiento de
India, superior al de China, se explica por su desempeño durante 2020,
donde el PIB del primero cayó en 7 puntos porcentuales, mientras que
China fue el único país del mundo con variación positiva del mismo.
Por su parte, América Latina, África y los países de bajos ingresos de
Asia, continúan completamente relegados en cuanto a la normalización
de su actividad productiva.
Queda por entender si el incremento sostenido de la deuda soberana de
la mayoría de los países pueda crear desequilibrios fiscales,
particularmente en un contexto donde un incremento de la actividad
económica determine un aumento en los tipos de interés, condicionando
de esta manera las políticas monetarias de aquellas economías que han
implementado programas de alivio fiscal.
COVID-19
Tal y como se ha detallado anteriores ediciones del Boletín Petrolero, se
mantiene el patrón de acceso desigual a las vacunas contra la COVID19. Por un lado, las economías desarrolladas, capaces de producir o
acceder a grandes contingentes de dosis e iniciar así inoculaciones
masivas que están reduciendo con gran efectividad la curva de contagios
en sus países; y, por el otro, tenemos a la gran mayoría de los países en
desarrollo, que con la excepción de China (productor de vacunas y líder
de la recuperación económica mundial desde finales de 2020), no tienen
acceso efectivo a las vacunas como el de los países industrializados
(muchos de ellos sedes de las grandes farmacéuticas), ni han sido
exitosos en las medidas de contención para la pandemia, como es el caso
de Latinoamérica e India.
Contagios y decesos a nivel mundial
Al 20/05/2021, el número de contagiados por el coronavirus a nivel
mundial, alcanza los 165 millones de personas, mientras que el total de
fallecidos es de 3,4 millones.
LOS 10 PAÍSES MÁS AFECTADOS POR LA PANDEMIA
Fuente: Mapa interactivo del Centro de Ciencia e Ingeniería de Sistemas de la Universidad Johns
Hopkins https://coronavirus.jhu.edu/map.html. Clasificación en función del número de contagios.
Distribución Mundial de las Vacunas
A la fecha, se han administrado más de 1.560 millones de dosis en todo
el mundo, lo que equivale a 20 dosis por cada 100 personas. Sin
embargo, existe aún una gran brecha entre los programas de vacunación
entre países desarrollados y en desarrollo, con muchos de los segundos
aún sin inoculaciones masivas y/o sin cifras disponibles sobre
vacunación.
Fuente: New York Times
De esta manera, se mantiene la asimetría en el acceso y la distribución
mundial de vacunas con 18 de cada 100 habitantes del planeta, que ha
recibido al menos una dosis.
Estados Unidos y Reino Unido han aplicado a la fecha, respectivamente
80 y 81 dosis por cada 100 habitantes. Por su parte, la Unión Europea
alcanza en promedio 36 dosis por cada 100 habitantes, aún lidiando con
límites en sus inventarios de vacunas, habiendo decidido rescindir el
contrato con AstraZeneca, alegando incumplimientos por parte de la
farmacéutica.
Entre los países de más alto desempeño en sus vacunaciones masivas
están las islas Seychelles con 132/100 (es decir van por las segundas
dosis), seguido por Emiratos Árabes e Israel, ambos con 116/100.
En el caso de América Latina y el Caribe, destaca Chile (85/100). Le
siguen Argentina (21/100), Brasil (18/100) y México (17/100), los países
con las mayores poblaciones, con el resto de la región promediando
apenas 9 de cada 100.
África, continúa como la región más rezagada, con menos 1 de cada 100,
con países sin haber empezado las vacunaciones masivas.
En Asia, China con 25 dosis suministradas por cada 100 habitantes e
India (18/100), con los segundos en medio del repunte récord de casos.
Japón, muy rezagado con 4.2/100.
Por su parte, la Federación Rusa, tiene aún un relativamente bajo nivel
de vacunación (16/100), siendo un país productor de antivirales.
Este ritmo de vacunaciones, tan desigual y en buena medida, muy parcial
o por debajo, de las necesidades de lograr inmunizar a cantidades
suficientes de personas para evitar la propagación de la Covid y sus
variantes –las cuales surgen en la medida en que el virus tiene tiempo
suficiente para mutar– constituyen una de las razones fundamental para
estimar que la recuperación de la economía se producirá a partir de la
segunda mitad o al final de este año.
El escenario más probable es que en algún momento hacia finales del
año, las grandes economías industrializadas anuncien la contención del
virus gracias al avance de las vacunaciones masivas, sin embargo,
pareciera que los países pobres o de renta media, de América Latina,
África y Asia, siguan confrontando problemas para la contención del virus
y la recuperación de su economía, generando en el mundo zonas de libre
tránsito y comunicaciones solo entre el grupo de países “Covid-free”, con
restricciones de intercambios con el resto del mundo.
DEMANDA
De acuerdo al MOMR de mayo de 2021, la OPEP mantiene la estimación
sobre el crecimiento de la demanda mundial de petróleo durante este año,
en 6,0 millones de barriles día de petróleo (MMBD), con un incremento
sostenido a partir de la segunda mitad del año, para ubicarse en 96,5
MMBD.
Dicha estimación del comportamiento de la demanda, se produce tras
haber registrado una demanda más lenta de lo previsto en el hemisferio
americano durante el primer trimestre de 2021, combinado con los
repuntes de la pandemia en India y otros países.
DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO
(Crudo, condensados, LGN y otros No-convencionales)
(2020 - 2021)
Fuente: Elaboración propia con datos de IEA, EIA, OPEP
La Agencia Internacional de Energía[32] (IEA, por sus siglas en inglés),
coincide con la OPEP al tiempo que mantiene su proyección de demanda
para el año en curso. Mientras que la Administración de Información de
Energía de los Estados Unidos, (EIA por sus siglas en inglés), prevé un
incremento mayor de la demanda, 1,2 MMBD por encima de la estimación
de la OPEP/IEA, para ubicarla en 97,7 MMBD.
Todos estos organismos coinciden en que, para el segundo semestre de
2021, la demanda de petróleo será estimulada por la recuperación
económica, apoyada en los programas de estímulo implementados por
las principales economías y por una creciente movilidad luego de
eliminadas muchas de las medidas restrictivas por la pandemia.
La masiva y eficiente vacunación en los Estados Unidos y Reino Unido,
sumado a la recuperación económica en Asia, con China a la cabeza,
promueve el consumo de combustibles para todo tipo de transporte y la
recuperación de la demanda.
EE.UU.
La desaceleración del consumo de combustible para el transporte afectó
negativamente a la demanda de petróleo de Estados Unidos durante el
primer trimestre de 2021, sin embargo el rápido avance del proceso de
vacunación y la contención de la pandemia, ha permitido levantar las
restricciones a la movilidad y el transporte, lo que ha permitido revertir el
comportamiento del inicio del primer trimestre.
Según la EIA, se prevé que los precios de la gasolina sean más elevados
este verano (una media de 2,78 dólares por galón) en comparación con
el anterior (2,07 dólares), porque, a medida que los impactos de la
pandemia se mitiguen, habrá menos restricciones de movilidad y una
mayor demanda de gasolina.
La previsión de la actividad económica general, tanto en Estados Unidos
como en el resto del mundo, será significativamente mayor este verano
en comparación con el anterior.
Se prevé que el comportamiento del mercado norteamericano sea al alza
en el consumo de gasolina por la proximidad de la estación de verano y
el levantamiento de restricciones de tránsito terrestre en el país.
No obstante, persiste la incertidumbre en algunos sectores,
especialmente en el de combustibles de aviación, a espera del alcance
de las medidas de contención de la COVID-19 y de la rapidez con que se
alcancen los objetivos de vacunación tanto en los EE.UU., como en Reino
Unido y Europa.
En general, en 2021, se prevé un aumento de la demanda de gasolina y
gasóleo, así como de destilados ligeros, gracias al buen desempeño del
sector petroquímico.
En cuanto a las importaciones, de acuerdo a la EIA, se espera que
Estados Unidos vuelva a ser un importador neto de petróleo, tanto en
2021 como en 2022. El 2020 fue el primer año en que los
norteamericanos fueron exportadores netos de petróleo. Sin embargo,
debido a las disminuciones en la producción de crudo y los consecuentes
aumentos en las importaciones, EIA espera que Estados Unidos vuelva
a ser un importador neto de petróleo tanto en 2021 como en 2022. Según
la Agencia, las importaciones netas de petróleo crudo aumentarán de su
promedio de 2020 de 2,7 MMBD a 3,7 MMBD en 2021 y 4,4 MMBD en
2022.
IMPORTACIONES NETAS ESTADOUNIDENSES DE
PETRÓLEO Y PRODUCTOS
(MMBD, Proyección 2021-2022)
Fuente: STEO (EIA)
CHINA
Para marzo de 2021, la demanda[33] de petróleo de China aumentó en
más de 2,1 MBD, respecto a 2020, tras un crecimiento de 2,5 MBD, en
febrero, alcanzando los 12,95 MBD. Al comparar con 2019, la demanda
aumentó en 0,1 MBD. La mayor parte de los aumentos registrados se
relacionan con una mayor demanda de gasolina, gasóleo y combustible
para aviones, producto del incremento de la actividad económica y la
reducción en las medidas de restricción posterior al periodo festivo del
Año Nuevo chino.
Se espera que, conjuntamente con la mayor dinamización de la actividad
productiva, la demanda de petróleo siga aumentando en el segundo
trimestre del año, esperando que, en el agregado de 2021, la demanda
supere los niveles de 2019.
INCREMENTO DE LAS IMPORTACIONES
DE PETRÓLEO DE CHINA
(2004-2021)
Fuente: Administración General de Aduanas de China / Bloomberg
A partir del 2019, China, con una producción interna de 4 millones de
barriles día de petróleo, ha pasado a ser el mayor importador de petróleo
del mundo, con 10,19 MMBD, muy por encima de los EE.UU. y más del
doble que las importaciones de India y Japón juntos.
Este año, todos los sectores económicos muestran recuperación,
impulsados por el repunte del sector del transporte, la industria y la
petroquímica, con esta última, impulsando a su vez los requerimientos de
GLP y nafta. La demanda de gasolina se verá estimulada impulsada por
las mejoras económicas y el aumento de las ventas de vehículos respecto
a 2020. Se prevé que la demanda de gasóleo crezca en 2021 en
consonancia con la evolución de las actividades industriales, de
construcción y agrícolas, respecto al año anterior.
Las autoridades chinas, a través de un comunicado del ministerio de
finanzas, anunciaron su decisión de imponer mayores impuestos a las
importaciones de bitumen y mezclas de hidrocarburos de baja calidad
(“light-cycle oil”) con el objetivo de restringir la importación de
hidrocarburos de baja calidad, mas baratos, pero que se usan para
elaborar productos de altas emisiones de dióxido de carbono al ambiente.
IMPORTACIONES CHINAS DE LCO
(LIGHT CYCLE OIL)
(2019-2021)
Fuente: Administración General de Aduanas de China / Bloomberg
Esta decisión del gobierno chino, pone un freno a los importadores
privados de estos hidrocarburos de baja calidad, o mezclas, obligándoles
a adquirir crudos pesados de mejor calidad para abastecer el mercado
interno.
INDIA
El consumo de petróleo en la India creció 0,7 MBD, interanualmente, en
marzo de 2021, alcanzando 4,83 MDB, tras una caída de más de 0,2 MBD
en febrero, respecto a 2020. Comparado con los niveles de marzo de
2019, la demanda disminuyó en aproximadamente 0,1 MBD. La mayoría
de las categorías de productos registraron incrementos, destacando el
gasóleo y la gasolina. La demanda de gasóleo se recuperó en
comparación con el año pasado, registrando un crecimiento interanual de
alrededor del 0,5 %, registrando un crecimiento interanual de unos 0,4
MBD. En el caso de la gasolina, mostró un aumento de alrededor de 0,2
MBD, tras un descenso marginal en febrero.
Sin embargo, para el segundo trimestre de 2021, la demanda de petróleo
de la India se verá afectada por el aumento exponencial de los contagios
por COVID-19, registrados en las últimas semanas, previendo que esta
situación se prolongue durante mayo y posiblemente, hasta junio,
afectando la demanda de petróleo global, pudiendo cambiar además las
perspectivas de crecimiento económico de la economía india, que se
preveía llegaría al 9,8%.
ALMACENAMIENTO
Una de las señales más claras de la estabilización de los fundamentos
del mercado petrolero es el drenaje de los inventarios de petróleo y
productos petroleros. La tendencia es que los inventarios en los países
de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos
(OCDE) y EE.UU. vayan drenando en 2021, pese al aumento registrado
en febrero y marzo, fundamentalmente por los fenómenos atmosféricos
que afectaron al sector de refinación en los EE.UU.
Países OCDE
De acuerdo al MOMR de la OPEP de mayo, los inventarios de crudo y
productos se ubicaron en 2.987 millones de barriles, 7 y 17 millones de
barriles más que en febrero y enero de 2021, respectivamente, 10
millones de barriles más que hace un año y 3,4 millones de barriles por
encima de el promedio de los últimos 5 años. Los días de cobertura de
los inventarios fue de 67,4 días, reduciendo 0,6 días con respecto a
febrero y presentando un aumento anual de 7,3 días.
OPEP: INVENTARIOS DE CRUDO PAÍSES OCDE
(marzo 2020 - marzo 2021)
Fuente: MOMR de la OPEP del 11 de mayo 2021.
Por su parte, la EIA, en sus proyecciones del Browser del STEO del
pasado 11 de mayo, estimó en 2.922 millones de barriles el total de
inventarios de crudo y productos petroleros en los países OCDE para el
mes de marzo, previendo la existencia de una declinación mensual y
anual de 30 y 9,86 millones de barriles, respectivamente.
EIA: INVENTARIOS DE PETRÓLEO PAÍSES OCDE
Fuente: Administración de Información Energética (EIA).
Para abril de 2021, la EIA proyectó un registro de 2.897 millones de
barriles en los inventarios totales de crudo y productos de la OCDE,
presentando una caída mensual de 26 millones de barriles y anual de
114,9 millones de barriles.
EE.UU.
En las últimas tres semanas, los inventarios de crudo comercial en
EE.UU. tuvieron un drenaje de 8,11 millones de barriles, quedando en
486 millones de barriles al 14 de mayo, según datos del reporte
semanal[34] de la EIA del 19 de mayo, presentando una disminución anual
de 40,4 millones de barriles de crudo comercial.
INVENTARIOS COMERCIALES DE CRUDO EN EE.UU.
(junio 2019 - mayo 2021)
Fuente: Administración de Información Energética de EE.UU.
Las reservas estratégicas drenaron 5,9 millones de barriles en el mismo
lapso, debido a que fueron usadas por primera vez en 2021 para ser
añadidas a la producción de petróleo estadounidense, para quedar en
630,13 millones de barriles al 07 de mayo, presentando una caída anual
de 8,74 millones de barriles y de 25,1 millones en relación a julio de 2020,
cuando, por orden del ex presidente estadounidense, D. Trump, en abril
del mismo año, autorizó el uso de las reservas estratégicas para
almacenar la producción en exceso de las operadoras norteamericanas
para impedir el cierre de su producción, ante el colapso del Cushing
Oklahoma.
Las estimaciones de la EIA mantienen la marca a la baja este año,
previendo que al cierre de mayo las reservas estratégicas se coloquen en
628,21 millones de barriles y al cierre de 2021 se ubiquen 617,33 millones
de barriles de petróleo.
RESERVAS ESTRATÉGICAS DE PETRÓLEO EN EE.UU.
(marzo 2020 - mayo 2021)
Fuente: elaboración propia con datos y gráfica de la Administración de Información Energética EIA.
En abril de 2021, las reservas comerciales bajaron 13,62 millones de
barriles con relación al mes anterior y 9,9 millones de barriles con el
promedio de los últimos 5 años, pero 8,84 millones de barriles por encima
de las reservas registradas en enero pasado, por el aumento mensual
que presentaron en febrero y marzo, como consecuencia de las
tormentas de invierno que afectaron la actividad de refinación en Texas.
La tendencia de los inventarios de crudo en EE.UU. en 2021 es a la baja,
para cerrar el año en 451,87 millones de barriles.
Para el 14 de mayo, según el último reporte semanal de la EIA, los días
de cobertura bajaron a 32,2 días, cuando entre finales de febrero y el 19
de marzo estuvieron por encima de los 40 días, registrando el 12 de
marzo el récord histórico de 41,8 días.
DÍAS DE COBERTURA DE PETRÓLEO EN EE.UU.
(junio 2019 – 14 mayo 2021)
Fuente: Administración de Información Energética de EE.UU.
VENEZUELA
De acuerdo al último Reporte de Monitoreo del Mercado (MOMR por sus
siglas en inglés) de la OPEP, la producción de petróleo de Venezuela,
presentó una caída de 81 mil barriles diarios de petróleo respecto al mes
anterior, para ubicarse en 445 mil barriles dia de petróleo, una caída del
85 % respecto a los niveles de producción de 3,015 millones de barriles
dia del 2013.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE LOS PAÍSES OPEP
(abril 2021)
Fuente: Monthly Oil Market Report OPEP
La actividad de producción de petróleo en el país, acumula una caída de
2,570 millones de barriles día de petróleo durante 88 meses continuos,
siendo el único país de la OPEP que ha experimentado una situación
similar.
A partir de las sucesivas intervenciones del gobierno en PDVSA y del
proceso de desmantelamiento y persecución de su estructura de
dirección, sus procedimientos y procesos de procura y contratación, así
como el desvío de los recursos presupuestados por la empresa entre
2015-2017, para sus operaciones, mantenimiento e inversión, la
producción y procesamiento de petróleo y gas, refinación y exportaciones
han colapsado.
El gobierno no ha podido estructurar, ni presentar al país, un plan de
recuperación de la empresa y sus capacidades operativas, a pesar que,
en el 2007 se certificaron las reservas de petróleo más grandes del
planeta –316 billones (miles de millones) de barriles de petróleo– y de
que PDVSA, en sus estados financieros auditados del 2013, era la quinta
empresa petrolera más importante del mundo, con 231 mil millones de
dólares en activos y 84.486 miles de millones de dólares en patrimonio.
Con una producción promedio en el periodo 2004-2013 de 3 millones de
barriles día de petróleo, con aportes al fisco de 480 mil millones de
dólares y aportes al desarrollo social y otros fondos del Estado por 216
mil millones de dólares en el mismo periodo de vigencia de la Plena
Soberanía Petrolera.
En lugar de presentar un plan de recuperación de las capacidades de la
empresa, el gobierno, a partir del 2017, militariza toda la estructura de
dirección de la empresa, desató la persecución política abierta y el
encarcelamiento de directivos, gerentes y obreros, arrebato las
conquistas sociales y económicas a sus trabajadores, provocando la
salida de más de 30 mil trabajadores y personal calificado de la empresa.
PRODUCCIÓN PETROLERA DE VENEZUELA
(2013 - abril 2021)
Fuente: Monthly Oil Market Report OPEP, elaboración propia
Una vez militarizada la empresa, bajo la presidencia del general de la
Guardia Nacional, Manuel Quevedo, el gobierno prometió al país que
incrementaria la producción de petróleo en 1 millón de barriles día en un
año.
La verdad es que el gobierno, una vez militarizada la empresa inició, en
violacion de la Constitución y Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente, la
privatización y entrega de PDVSA y la actividad petrolera en el país.
En 2018 y en base al Decreto 3.368[35], el gobierno, con la firma de los
“Contratos de Servicios”, entregó a los privados el control y operación de
las mejores áreas de producción de petróleo en el país operadas hasta
entonces por PDVSA. Igualmente decretó una exención de impuestos
para el sector petrolero y comenzó a entregar las mejores áreas de la
Faja Petrolífera del Orinoco a empresas petroleras sin experiencia, ni
capacidades, a través de la Sala Constitucional del TSJ, así como cedió
participación y control de PDVSA sobre las mejores empresas mixtas del
país.
Los resultados fueron desastrosos, no solo no se incrementó la
producción en un millón de barriles dia como prometió el gobierno, sino
que la misma cayó desde el nivel de 1,9 millones de barriles día de
diciembre de 2017 –cuando inicia la militarización– hasta 500 MBD, una
caída de 1,4 millones de barriles día, una caída de 74% entre 2017-2020,
hasta que sale el general Quevedo y se instala una nueva comisión
interventora de PDVSA, la Comisión ARA (Alí Rodríguez Araque) en
febrero de 2020.
La Comisión ARA vino a privatizar PDVSA
Esta nueva Comisión interventora, coordinada por Tareck al Aisami, llegó
a un Ministerio de Petróleo desmantelado y una PDVSA destruida, con el
Plan de privatización de la empresa y, por ende, la entrega del petróleo.
El primero de mayo del 2020, denunciamos el Plan de privatización del
sector petrolero, donde la Comision ARA, en abierta violacion de la
Constitución, que reserva la actividad petrolera al Estado venezolano, y
de la Ley Orgánica de HIdrocarburos, que dispone cómo se instrumenta
la reserva, la referida Comisión presenta a los potenciales compradores
de PDVSA un plan donde básicamente se entregan todos los activos y el
patrimonio petrolero del país, al sector privado.
El plan de privatización de la Comisión ARA, además planea la entrega
de las operaciones y el control de las áreas petroleras del país, las áreas
de producción de petróleo y gas, la venta de refinerías, criogénicos, patios
de tanques, terminales, además de plantas, plataformas, taladros y
buques, entre otras.
No plantea la referida Comisión el desarrollo de nuevas áreas de
producción y refinación, apegados a lo que establece la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, sino la venta simple de todo lo existente, lo cual es
absolutamente contrario al interés nacional, tal como lo establecen la
Constitución y las leyes.
Ahora la Comisión ARA, circula un documento entre los privados, donde
le coloca precio a los activos y al patrimonio petrolero del pueblo
venezolano, concentrados en 152 “oportunidades de negocios”. Para el
gobierno y la referida Comisión, la soberanía petrolera vale 77 mil
millones de dólares.
El documento en cuestión, donde se remata PDVSA, muy difundido por
las grandes agencias y representantes del capital transnacional petrolero,
se justifica con el argumento de que se requieren recursos para llevar la
producción de petróleo a los niveles “anteriores” al gobierno del
presidente Chávez, obviando el hecho que durante en ese periodo
estaba en vigencia una política de defensa del precio del petróleo, lo que
obligaba a la regulación de la producción –como ha quedado demostrado
por la OPEP+ durante la pandemia del Covid– sino que el promedio de la
producción de petróleo en el país, se mantuvo entre 2004-2014 en 3
millones de barriles día de petróleo, esto a pesar de los efectos del
Sabotaje Petrolero del 2002 adelantado por la llamada “gente del
petróleo”.
Un aspecto importante a resaltar, no solo son las ilegalidades e
inconsistencias de la venta propuesta, sino la subestimación del valor de
los activos de PDVSA. La empresa que en 2013 estaba valorada en 251
mil millones de dólares, hoy es rematada por 77 mil millones de dólares,
es decir el gobierno ofrece al privado un descuento de 174 mil millones
de dólares, el 74% de descuento en su valor, una verdadera “ganga” para
las transnacionales.
Por otra parte, los privatizadores prometen todo tipo de seguridades al
inversionista, no solo el arbitraje internacional –contemplado ya en la Ley
de protección de inversiones aprobada por la Asamblea Nacional
Constituyente– , sino el más absoluto SECRETO en las transacciones,
las cuales transcurren ya sin rendir cuentas a ninguno de los órganos
contralores del Estado, ni a nadie, sin transparencia de ningún tipo,
derogando o “desaplicando” las leyes de la República tal como se
establece en la inconstitucional “ley anti bloqueo”, aprobada –otra vez–
por la extinta Asamblea Nacional Constituyente.
La piedra de tranca para la privatización: la Constitución de
1999 y la LOH.
Sin embargo, los planes de privatización del gobierno tienen el obstáculo
del marco legal vigente para el sector petrolero, que incluye tanto la
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, aprobada
ampliamente luego del proceso Constituyente de 1999, y la Ley Orgánica
de Hidrocarburos[36], que entró en vigencia en 2002 y ha sido probada y
aplicada con éxito durante la Plena Soberanía Petrolera, entre 20042014.
El gobierno sabe que las leyes aprobadas por la Asamblea Nacional
Constituyente, no solo están cuestionadas por la legitimidad y la
extralimitación de funciones de la ANC, sino que colidan con la
Constitución vigente. Ningún inversionista importante del sector petrolero
internacional vendrá a participar de actos que, estando viciado de nulidad,
carece de validez y no produce efectos jurídicos.
Por ello el gobierno, ahora con el control de la Asamblea Nacional,
acelera la reforma o derogación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos,
para ajustarla a sus planes de privatización del sector.
Sin embargo, el análisis de la Constitucionalidad de las reformas o
derogatoria de las leyes Orgánicas del sector, entre ellas la Ley Orgánica
de Hidrocarburos y a Ley de Nacionalización de la Faja Petrolífera del
Orinoco, establece que dichas leyes constituyen el instrumento legal para
ejercer “la reserva sobre la actividad petrolera y otras industrias,
explotaciones, servicios y bienes de interés público y de carácter
estratégico”, por lo que ninguna reforma o ley puede vulnerar las reservas
que la misma hace sobre la actividad petrolera ni los principios y
disposiciones consagrados en la Constitución, entre otros el que
consagra los hidrocarburos como propiedad del Estado.
No se puede ejercer la propiedad sobre el petróleo, si no se controla su
explotación, operación, comercialización y si el estado no obtiene los
ingresos necesarios por impuestos y regalías como propietario del
recurso natural, tal como está establecido en la LOH.
Al modificar la ley Orgánica de Hidrocarburos, para privatizar PDVSA, y
entregar las operaciones y el control del petróleo a terceros, se pierde
cualquier posibilidad de ejercer la reserva y la propiedad sobre el
petróleo, por lo que resulta inconstitucional.
Reforma arancelaria en China reduce las opciones de
exportación de petróleo desde Venezuela
Esta semana el ministerio de finanzas de China, decidió imponer
impuestos adicionales a lo que se denomina “light-cycle oil” (LCO)[37], que
son hidrocarburos o mezclas de hidrocarburos pesados, también
conocidos como “bitumen-diluido” que, al ser procesados o utilizados
general muchas emisiones de Dióxido de Carbono al ambiente.
Con esta medida el gobierno chino, intenta bloquear o encarecer la
adquisición que hacen los refinadores privados chinos de este tipo de
mezcla de hidrocarburos, los cuales adquieren a muy bajo costo, para
obligarlos a que compren crudos pesados de mejor calidad, que resulten
en menos adiciones al ambiente.
¿Por qué esta medida afecta a Venezuela?
En el marco de la política de diversificación de mercados, adelantada por
Venezuela, durante el gobierno del presidente Chávez, a partir del 2006,
se suscribieron importantes acuerdos de suministro con China, la India y
otros países asiáticos, con el objeto de diversificar y crear un nicho de
mercado para nuestros crudos pesados.
Hasta el 2014, Venezuela, suministraba a China hasta 640 MBD de
crudos pesados, los cuales al venderse a precios de mercado, tipo
fórmula, significaban una valoración para nuestros crudos en un mercado
donde es menor la competencia con productores de crudos pesados,
pero además el intercambio comercial, que llegó a estar en 24 mil
millones de dólares con China, permitió establecer relaciones
beneficiosas para ambos países.
Las empresas estatales chinas ampliaron su presencia en el país, a
través de la constitución de empresas mixtas, en el marco de la LOH,
donde PDVSA tiene al menos el 60% de participación y el control en las
áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Se había estructurado de esta
forma un mecanismo de cooperación que incluía suministro de petróleo a
precios de mercado desde venezuela, e inversiones chinas para el sector
petrolero y no petrolero, además de asistencia financiera y tecnológica en
el marco de la Comisión Mixta China-Venezuela.
Las empresas estatales chinas, siguieron importando petróleo
venezolano hasta el 2019, cuando decidieron no mantener el intercambio
ante los incumplimientros desde PDVSA, que a partir del 2017 comenzó
a incumplir la mayoría de los acuerdos de suministro como Petrocaribe,
China, entre otros, cediendo a la presión de los EE.UU. y las sanciones
contra las exportaciones de petróleo venezolano.
IMPORTACIONES CHINAS DE CRUDO VENEZOLANO
Fuente: Administración General de Aduanas de China / Bloomberg
Pareciera evidente que China, decidió disminuir su riesgo geopolítico con
Venezuela, ante los incumplimientos y problemas internos del país. Una
postura opuesta a la asumida con Irán, donde, a pesar de las estrictas
sanciones impuestas por EE.UU. contra la referida nación, las empresas
estatales chinas han seguido importando crudos de la nación persa.
A partir del 2019 y una vez que PDVSA cedió las operaciones de
comercialización de crudo a terceros, las exportaciones venezolanas a
china se han venido realizando a través de empresas privadas chinas y
traders privados que operan para PDVSA quienes transportan el crudo
venezolano, sobre todo mezclas y crudo Merey, a Malasia y otros
destinos asiáticos, donde luego de hacer trasvase barco a barco, se
mezcla el hidrocarburo con otros hidrocarburos o productos de baja
calidad para esconder su origen, pero disminuyendo su calidad, de esta
manera el crudo Merey venezolano, después de mezclado, entra dentro
de la categoría de hidrocarburos o mezclas de hidrocarburos de baja
calidad, “light-cycle oil” (LCO), también conocidos como “bitumen-diluido”
, los cuales ahora serán gravados con mayores impuestos por el gobierno
chino.
De esta manera, la reforma tributaria, que entrará en vigor el próximo 12
de junio, impondría un gravamen equivalente a casi 30 dólares por barril
para los hidrocarburos líquidos, de baja calidad.
Las ventas de crudo venezolano, sobre todo las mezclas y el crudo
Merey, comercializado por operadores privados, se venden con
descuentos importantes, puesto que ya no se aplican precios fórmulas
para nuestros crudos, mientras fueron desmanteladas las capacidades
de fiscalización del Ministerio de Petróleo de Venezuela –en el año 2017
el gobierno intervino y cerró la oficina de monitoreo de precios de venta
del Ministerio de Petróleo en Viena– de manera tal que los nuevos
impuestos dejan muy pocos margen para PDVSA y los intermediarios a
través de los cuales opera.
El gobierno, que cedió o entregó buena parte de la flota propia de buques
de PDVSA para el transporte de petróleo, entre ellos los 4 VLCC (Junín,
Boyacá, Carabobo y Ayacucho, buques petroleros con capacidad de
transporte de 2 millones de barriles de petróleo) adquiridos para atender
el suministro a China y la India, se verá limitado ahora en sus envíos a
China, por lo que probablemente se volverán a llenar los inventarios de
crudo en el país que se han estado drenando desde inicios del año.
Guyana
El pasado 28 de abril, en un comunicado de prensa[38], la petrolera
estadounidense ExxonMobil, operadora (45%) del bloque Stabroek -con
la estadounidense Hess Corporation (30%) y la china CNOOC (25%)
como socias-, anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo Urau-2,
el número 19 que hace la transnacional petrolera en aguas del Esequibo
y la costa atlántica venezolana. Con este descubrimiento, aún sin
cuantificar, se están sumando nuevas reservas petroleras a los 9 mil
millones de barriles de reservas que ExxonMobil estimó en 2020 en
Stabroek.
BLOQUES DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN AGUAS DEL
ESEQUIBO Y DE LA FACHADA ATLÁNTICA DE
VENEZUELA
Fuente: Edición propia con imagen de Abraham Gómez R.
Ante el nuevo hallazgo petrolero, el presidente de Guyana, Irfaan Ali,
informó de los planes de ExxonMobil para tener operativas, en 2027, tres
Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO, por
siglas en inglés) adicionales (con lo cual espera tener 10 FPSO
operativas), con el fin de aumentar “significativamente'' las actividades de
producción y llevarla a 1 millón de barriles día de petróleo ese mismo
año[39].
El incremento de la actividad petrolera y el desarrollo de infraestructura
de producción y procesamiento de petróleo y gas en las aguas del
territorio Esequibo en disputa con Venezuela, van configurando de hecho
un despojo del territorio y recursos, pasando por encima del acuerdo de
Ginebra y del derecho soberano de Venezuela a controlar y desarrollar
los recursos naturales en su plataforma Continental, y preservar su
acceso a la fachada Atlántica.
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