[fullwidth style=”parallax” fullwidth=”yes” background_color=”” background_image=”https://contralinea.com.mx/wp-content/uploads/2015/12/colapso-petrolero-plx.jpg” background_repeat=”no-repeat” background_position=”left top” mesh_overlay=”no” border_width=”1px” border_color=”” padding_top=”20″ padding_bottom=”300″ padding_left=”20″ padding_right=”20″ text_align=”” text_color=””]
A finales de diciembre de 2014, cuando el ministro del petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, declaró a East Economic Survey que “a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no les interesa recortar su producción, sea cual sea el precio […] no importa si cae a 20, 40, 50, 60 dólares, es irrelevante”. Para ellos, agregó Al-Naimi, lo más importante era proteger su participación en el mercado petrolero ante los nuevos competidores, en especial los no convencionales (shale oil o esquisto) estadunidenses. Y añadió: “Nunca se volverán a observar precios de 100 dólares por un barril de petróleo”.
Algunos oferentes afectados y ajenos o enemigos del organismo, sin ocultar su zozobra, registraron las palabras del saudita como una turbadora bravuconada, que pusieron al borde del infarto a los especuladores de los precios del petróleo en los mercados de futuros de materias primas, los cuales huyeron como ratas, configurando la profecía.
Pensaron que, al cabo, la importante pérdida de divisas e ingresos fiscales, además de los problemas socioeconómicos y políticos asociados, obligarían, en un plazo razonable, a la OPEP a reducir su extracción y ventas externas para equilibrar la oferta y demanda internacional de crudo, y detener y revertir la caída libre de los precios internacionales del crudo.
Alentados por la curva ascendente de las cotizaciones internacionales (la media de los tipos Dater Brent, West Texas Intermediate y Dubai Fateh), en parte estimuladas por la especulación financiera en los mercados de futuros de las materias primas, que se extendió de 2001 a la primera mitad de 2014 –éstas pasaron de 24.33 dólares por barril (db) a 105 db; entre 2011 y el primer semestre de 2014 promediaron 104; en abril de 2011 alcanzaron su máximo histórico: 116.32 db–, los productores fuera de la OPEP contribuyeron activamente a saturar el mercado petrolero con la alegre ampliación de sus plataformas de extracción. Entre ellos destacan Estados Unidos, Rusia y, en menor medida Brasil, Kazajistán y México.
En realidad la OPEP debería dejarse de preocupar por México. Porque después de la sobreexplotación irracional a la que fueron sometido sus yacimientos entre 1997 y 2004, sus reservas han declinado sensiblemente, a partir de 2005, año tras año, al igual que sus volúmenes de producción y exportación.
Una vez que se desplomaron las tarifas internacionales, ubicándose en 47.45 db en enero de 2015, su nivel más bajo desde marzo de 2009 (46.95 db), debido a la sobreoferta, la menor demanda internacional, el débil crecimiento mundial y la decisión de la OPEP de no reducir su oferta, en junio de 2015, como parte de la guerra de precios con los productores estadunidenses, varios de esos países se convirtieron en lastimosas plañideras paralizadas.
Se sentaron a esperar que la Organización les sacara las castañas del fuego, sin reducir su producción y exportaciones. Supusieron que ella, en especial los sauditas, que antaño habían jugado el papel tradicional de regulador con la baja de su extracción, se sacrificaría para equilibrar la oferta y la demanda petrolera y, de paso, por qué no, podrían arrancarles un pedazo más de su cuota de mercado.
Sin embargo, en diciembre de 2014, Al-Naimi dijo: “¿Por qué deberíamos recortar la producción? ¿Por qué?”. E insistió en que el “mercado” se equilibraría por sí solo.
El aumento de la producción de los sauditas y la política de descuento de precios que aplican desde junio de 2014 trascienden la lógica del mercado.
Es parte de una guerra con múltiples frentes de batalla, económicos y geopolíticos, detrás de la cual alineó a las petromonarquías del Golfo Pérsico –Kuwait, Baréin, Catar, Emiratos Árabes Unidos, Omán– y los miembros de la OPEP: la recuperación de su cuota de mercado, el desplazamiento de los productores de altos costos (lulita y aguas profundas), su disputa en contra de Rusia, Irán y los aliados de estos en Oriente Medio como Siria, su apoyos a los sunitas y alawitas en contra de los chiítas de Irak y otras zonas, sus conflictos hegemónicos contra los de Estados Unidos en esa región y el Norte de África (Libia, Egipto, Argelia, Túnez) desestabilizado por la intervención de los estadunidenses y sus aliados (Yemen, Líbano, Jordania).
En junio de 2014 el precio medio de la OPEP llegó a 108 db. Al abrir la llave petrolera, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes e Irak, que regresa gradual y accidentalmente al mercado luego de la devastadora invasión estadunidense, sin que Estados Unidos, Rusia y otros países redujeran voluntariamente su oferta, llevó inevitablemente a la caída de la tarifa hasta 44.38 db en enero de 2015. Hasta ese momento llegó a su nivel más bajo desde marzo de 2009, cuando fue de 45.78 db.
La mejoría de los precios internacionales entre marzo y mayo de 2015, de 52.83 db a 62.5 db, suscitó la esperanza de que la caída de los precios hubiera tocado fondo, y a partir de ese momento iniciara su escala ascendente.
A mediados de septiembre, la desacreditada calificadora Goldman Sachs volvió a repetir la palabra maldita: los precios podrían caer a las 20 unidades, similar a su nivel de agosto de 1999 (20.21 db), en plena recesión global neoliberal.
A principios de diciembre 2015, después de la última reunión del año de la OPEP, el ministro petrolero venezolano, Eulogio Del Pino, dijo que el precio del crudo podría caer en un 50 por ciento más, hasta los 20 db, porque el organismo no llegó a un acuerdo para apuntalarlo.
Es decir, sus miembros no llegaron a un consenso sobre el nivel máximo de producción para la primera parte de 2016. Ni tampoco, por añadidura, sobre un precio de referencia deseado para el crudo. La siguiente reunión será en junio de 2016.
Biyán Namdar Zanganeh, ministro petrolero iraní, había pedido el respeto a la plataforma conjunta de la OPEP, fijada desde diciembre de 2011 en 30 millones de barriles diarios (mbd), y equivalente a un tercio de la oferta mundial, con el objeto de mejorar el nivel de los precios, mientras se discutía, sin llegarse a un resultado, cuál sería el volumen de producción que aportaría su país, una vez que terminen las sanciones que le impusieron Estados Unidos y sus “socios”. Irán ha reiterado que elevará su extracción en cuando menos 1 millón de barriles diarios más.
Según Bloomberg, los sauditas dijeron que aceptarían recortar su producción si Rusia, México, Kazajistán e Irak hacen lo mismo en la defensa de los precios.
Pero esa posibilidad es imposible por el momento, dado los intereses encontrados de los productores: a los sauditas, Kuwait o los Emiratos Árabes les interesan en largo plazo y a los otros el corto. Los países árabes citados disponen altas reservas comprobadas de hidrocarburos (son aquellas que, de acuerdo con el análisis de datos geológicos y de ingeniería, y la tecnología disponible, se pueden estimar con un alto grado de confianza y son recuperables comercialmente, a partir de una fecha determinada, en yacimientos explorados y bajo las condiciones económicas actuales) y sus requerimientos financieros son menores, comparados con países como Venezuela, México, Rusia y otros, con serios problemas económicos catalizados por el derrumbe de los precios del crudo.
La emergencia de los productores de extracción hidráulica y de aguas profundas, así como el desarrollo de las tecnologías alternas de energía (solar, eólica, hidráulica, también dominadas por trasnacionales), provocaría que en la transición hacia fuentes menos contaminantes se queden con una parte importante de sus reservas sin explotar.
De acuerdo con datos de la OPEP y otras fuentes, seis países de la OPEP disponen de las siete mayores reservas petroleras del mundo: Venezuela es el número uno (298 mil millones de barriles, mmb), aunque su problema es la relevancia del crudo pesado cuyo costo de extracción es más alto. Arabia Saudita (267 mmb), Irán (157 mmb), Irak (143 mmb), Kuwait (105 mmb) y los Emiratos Árabes (98 mmb) ocupan los lugares dos, cuatro, cinco, seis y siete, respectivamente. Su crudo es predominantemente ligero. En ese orden, representan el 20 por ciento, 17.8 por ciento, 10.5 por ciento, 9.6 por ciento, 6.8 por ciento y 6.6 por ciento de las reservas mundiales, calculadas en 1.5 billones de barriles (bb) en 2014. En conjunto, equivalen al 71 por ciento.
La relación entre su producción actual y sus reservas, convencionalmente empleada para estimar su duración, arroja el coeficiente más bajo para los sauditas: alrededor de 73 años. Las de Irak y los Emiratos Árabes bordean los 100 años, y las de Venezuela, Irán y Kuwait lo superan. Canadá ocupa el tercer lugar (173 mmb en 2015) con el 10.6 por ciento del total. Las reservas totales de la OPEP suman 1.2 bb, el 81 por ciento del total.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), las reservas estadunidenses son de 37 mmb (2014), equivalen a 2.5 del total mundial y guardan un lapso de vida de 7 años. En 2009 ascendían a 21 mmb, pero su horizonte fue ampliado por la “revolución” del esquisto que actualmente se ve agobiada por la baja de los precios. Las reservas de Rusia son de 80 mmb (2015), 5.4 por ciento del total y su duración es de 21 años.
A principios de enero de 2015 las reservas probadas de México apenas sumaron 13 mmb, y su periodo calculado de vida es de 9.7 años. Si se agregan las probables y posibles, el total es 37.4 mmb, y su vida se estima en 26 años. El problema es que, con los precios actuales, la explotación del esquisto y los yacimientos de aguas profundas pasaron a la congeladora y las únicas seguras son las reservas probadas.
La OPEP no tiene por qué preocuparse por México. Sus gobiernos neoliberales, incluyendo al peñista, se han encargado de explotar irracionalmente sus yacimientos, lo que ha afectado el volumen de extracción y exportación. Si en algunos años afectó sus intereses en Estados Unidos con sus exportaciones, eso ya es historia.
En promedio, en 2009, México exportó 1.2 millones de barriles diarios, de los cuales 1.049 millones, el 85.8 por ciento, se destinó a su vecino del Norte, según datos de Petróleos Mexicanos (Pemex). En 2015, hasta octubre, vendió externamente 1.2 mbd y 695 mil fueron a parar a Estados Unidos, el 58.5 por ciento. La máxima cantidad llevada a dicho país fue en 2004 (1.5 mbd) y desde ese momento se ha desplomado en 742 mil barriles diarios, en 53.1 por ciento.
Quizá les diga algo el hecho de que México empezará a importar 10 mil barriles diarios.
México dejó de ser un competidor serio. Ahora genera conmiseración.
Al final de la reunión de diciembre, Abdalla Salem El Badri, secretario general de la OPEP, dijo: “Por ahora no podemos fijar cifras y hemos acordado aplazar la decisión al año que viene”, en junio.
Si “Estados Unidos no tiene un techo, Rusia no tiene un techo, ¿por qué la OPEP debería tenerlo?”, se preguntó Adel Abdul-Mahdi, responsable del petróleo de Irak, cuyo país también pretende aumentar su plataforma de producción, además de que ofrece descuentos de más de 5 db para sus crudos ligeros, similares al Brent, y de 10.55 dólares para sus pesados (http://www.elfinanciero.com.mx/mercados/commodities/opep-no-logra-acuerdo-y-crudo-vuelve-a-caer.html).
En ese tenor continuará la lógica impuesta por los sauditas y la OPEP en junio de 2014: saturar el mercado, y que los precios se derrumben hasta donde sea, con tal de expulsar a los productores de altos costos.
Se defendió la cota de mercado. Sin un “techo” definido para la oferta de la OPEP, más allá de la formalidad de los 30 mbd.
No se propuso un “piso” para los precios. Éstos no tendrán fondo en su desplome.
Es el tiempo de la resistencia de los productores, de ganadores y perdedores en el sulfuroso río revuelto petrolero.
Euan Mearns, del sitio OilPrice.com, señaló que los 20 db “es una posibilidad bastante realista en el corto plazo”. Patrick Pouyanne, director de la petrolera francesa Total, agregó que la sobreoferta se mantendrá al menos hasta la segunda mitad de 2016, cuando se lleve a cabo la próxima reunión de la OPEP, por lo que no espera una mejoría de los precios (http://www.bbc.com/mundo/noticias/2015/12/151208_economia_caida_precio_petroleo_ganadores_perdedores_egn). También podría agregarse que no podría modificarse el escenario después de dicha reunión. Ello dependería de la reducción de la oferta de los productores independientes de la OPEP, la baja del crudo almacenado, la evolución de la demanda global, entre otros factores.
En el juego de las estimaciones, Francisco Blanch, del Bank of America Merrill Lynch, acaba de reducir su estimación para el crudo tipo Brent (inglés), uno de los crudos de referencia internacional, a 50 db para 2016 y 61 db para 2017, y 2 dólares menos para el West Texas Intermediate (WTI), otro petróleo de referencia, en ambos años. Sean Meakim, de JP Morgan, calcula que el WTI oscilará en 43y 48 dólares en 2016 y 2017.
La OPEP sugirió que los precios del crudo regresarán a 80 dólares por barril para 2020.
En ese escenario de incertidumbre, Luis Videgaray, que padece el avanzado síndrome de canguro lampareado, planeó el presupuesto y la política económica con un precio medio del crudo de exportación de 50 db para 2016, igual que el de 2015, 51 db para 2017 y 57 db para 2018. Para el 2020 lo proyectó en 60 db.
Desdichadamente, ni siquiera se araña el precio medio de 2015.
En enero éste cayó a 41.70 db, el menor desde mayo de 2005 (40.05 db). Después tomó un respiro y se elevó a 54.06 db en mayo, antes de continuar su despeñadero. El 11 de diciembre cayó hasta 27.74 db, el cual rememora la tarifa de febrero de 2004: 26.08 db.
Los 20 db dejan de ser una exageración especulativa.
En 2015 el precio medió los 38.09 db; 11.91 dólares menos de la meta de 50 dólares, 31.3 por ciento más bajo.
En 2014 el precio medio de la mezcla mexicana de exportación fue de 86.52 db. En 2015 ha perdido 48.47 db, el 56 por ciento con relación al año anterior. Desde su máximo histórico de 101.95 db de 2012 ha retrocedido en 64 db o 63 por ciento de su valor.
¿Alguien recuerda que se había propuesto una meta de 79 dólares por barril?
Ahora el precio es menor en 40.91 dólares, en 51.8 por ciento.
Es mejor olvidarse de los 81 db presupuestados inicialmente, porque el yerro de Videgaray se vuelve vergonzosamente espectacular.
El boquete sobre las cuentas del Estado es ostensible: la pérdida de 352 mil millones de pesos acumulados hasta agosto, 48 por ciento menos, en términos reales. El sector público 366 mil, 38 por ciento menos.
Una verdadera catástrofe para 2015 y 2016, año donde se espera la permanencia de la debilidad de los precios de las materias primas, que sólo son atractivos para especular debido a los rendimientos que ofrecen; cuando la inflación es baja en el mundo desarrollado, el crecimiento mundial es sostenido y fuerte y el dólar es débil frente a otras monedas fuertes; la fortaleza internacional del dólar estadunidense y las subsecuentes devaluaciones de monedas débiles como el peso mexicano; la probable alza de la tasa de interés de Estados Unidos; el menor crecimiento internacional, entre otras delicias.
El consuelo del dúo dinámico es que el derrumbe es compartido por todos los productores.
El precio medio internacional del crudo cayó de 105 db en 2012 a 52.09 db en 2015, una pérdida de 53 db o la mitad de su valor de mercado. En noviembre, empero, se ubicó en 43.13 db, 61.88 db menos, 59 por ciento más bajo. Recuérdese que en junio de 2008 llegó a 131.52 db y el mercado era una fiesta de divisas e ingresos fiscales.
Dos de los componentes de ese precio, el Brent y el WTI, se ubicaron en 41.39 db y 38.62 db el 11 de diciembre. Cuando se impone la estrategia saudita éstos fueron de 111.87 db y de 105.24 db. El primero había registrado su máximo histórico en julio de 2008: 133.90 db; el otro 1 mes antes: 133.93 db.
Ésta es la magnitud de la tragedia: desde sus máximos a su punto más bajo señalado, el precio medio, el Brent y el WTI han perdido 88.39 dólares, 92.51 dólares y 95.31 dórales; 67.2 por ciento, 69.1 por ciento y 71.2 por ciento, respectivamente.
La caída de los precios es la consecuencia lógica de la guerra de precios, a través de la ampliación del desequilibrio entre la oferta y la demanda petrolera.
Es claro que quienes tengan los costos de producción más altos son los primeros quienes han enfrentado los mayores problemas. El costo marginal de extracción de un barril depende del tipo de yacimiento y su ubicación, del volumen y calidad del petróleo (pesado, ligero, extraligero), el tipo de tecnología empleada, entre otros factores.
El punto de equilibrio de los productores de esquisto estadunidense es estimado en 60-80 db, según la AIE; en aguas profundas es de 57 dólares. En Canadá el barril de petróleo de las arenas bituminosas es del orden de 90 dólares. El de Brasil en aguas profundas de 80 dólares. En Rusia se calcula que es de 120 dólares en el Ártico y de 18 dólares en tierra. En Kazajistán es de 16 dólares. En Angola de 40 dólares. En Ecuador y Venezuela de 20 dólares. En Catar de 15 dólares. En Irak de 6 dólares. En los Emiratos Árabes Unidos de 7 dólares. En Arabia Saudita de 3-5 dólares. En Omán de 15 dólares.
A principios de 2015 se estimó que el costo promedio en México era de 9.25 dólares para los campos maduros; de 10.67 dólares en tierra, y de 13.39 dólares en aguas someras. En 2013 se había calculado un costo medio de 7.91 dólares.
Por esas fechas, Emilio Lozoya, director de Pemex, señaló que “el costo total es de 23 dólares por barril”.
Si es válida esa información, la brecha entre el costo y el precio de venta (27.74 dólares) se ha cerrado peligrosamente.
Es evidente que el problema se complica si se considera la escasez de petrodivisas e ingresos petrofiscales asociados a la reducción de precios. En diversos grados, las empresas del ramo, públicas y privadas, los gobiernos y las naciones más débiles, aun cuando no sean necesariamente los corresponsables del exceso de crudo en el mercado, padecen las secuelas de la crisis petrolera. México o Venezuela son ejemplos típicos de lo anterior.
En parte, el conflicto fue justificado por el terreno ganado por los productores no convencionales a costa de los tradicionales.
Pero la producción estadunidense aún no resiente los efectos de la caída de los precios.
En 2014 el exceso de oferta de petróleo fue de 1.1 mbd, según la OPEP. En lo que va de 2015 promedia 2.1 mbd, aunque señalan que se redujo en el tercer trimestre (en cada trimestre fue de 2.1 mbd, 2.7 mbd y 1.4 mbd). Otras fuentes sugieren que el exceso total es de 3 millones.
Fuera de la OPEP, los países que más han aumentado su oferta son Estados Unidos y Rusia. El primero la incrementó de 12.96 mbd en 2014 a 13.77 mbd en 2015, 810 mil más. En 2016 se espera que baje en 170 mil, a 13.60 mbd. El otro, de 10.68 mbd a 10.77 mbd, 90 mil más, y a 10.70 mbd, 60 menos, en los años citados. El total de los productores “independientes” pasará de 56.52 mbd a 57.51 mbd, 1 millón más, y a 57.14 mbd, 380 mil menos.
Respecto de la OPEP, según sus propios datos, en 11 meses de 2015 su producción media fue 1.2 mbd con relación a todo 2014. En total pasó de 30.1 mbd a 31.3 mbd. El aumento se concentra en cuatro países: Irak, 744 mbd, desde 2013 su alza ha sido de 972 mbd; Arabia Saudita con 452 mbd y 549 mbd; Irán con 82 mbd y 175 mbd y los Emiratos Árabes Unidos, con 99 mbd a 119 mbd.
La sobreoferta ha permitido, asimismo, que los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) eleven sus inventarios comerciales a bajo precio: en 2014 estos cubrían 58 días. En el tercer trimestre de de 2015 ahora son de 64 días.
Este último punto dificultará vaciar el exceso de crudo del mercado. Una demanda mundial petrolera más débil en 2016 (estimada por la OPEP en 1.2 millones de barriles diarios adicionales, contra la de 900 mil de 2014 y 1.4 millones de 2013), debido a un menor crecimiento internacional, y la permanencia de la sobreoferta total podría agudizar la caída de los precios hasta los 20 db.
Si es así, ¡sálvese quien pueda!
Marcos Chávez*
*Economista
[BLOQUE: ANÁLISIS][SECCIÓN: ECONÓMICO]
Contralínea 469 / del 28 de Diciembre de 2015 al 03 de Enero de 2016
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