Dr. Kenneth Ramírez
El pasado miércoles 4
de diciembre, el edificio blanco de estrechas ventanas que alberga la sede de
la OPEP en la Helferstorferstrasse 17 del Distrito 1 de la ciudad de Viena, volvió
a convertirse en centro de la atención mundial al albergar la 164° Reunión de Ministros
del grupo. La OPEP aprobó mantener por cuarta vez consecutiva el techo de
producción conjunto en 30 millones de barriles diarios (MMBD). Sin embargo,
bajo este aparente clima apacible, fue discutido el complicado panorama que se
plantea para la OPEP en 2014 y los próximos años.
El grupo encara un
peligroso coctel de débil demanda petrolera mundial, revolución de esquistos
en América del Norte, creciente oferta petrolera en otros Estados No-OPEP y dentro
de la propia OPEP, debilitamiento de la cohesión del grupo producto de la rivalidad
entre Riad y Teherán, todo ello junto al rol de Arabia Saudita como productor de
equilibrio o en lenguaje coloquial “el que pone lo que falta” (swing producer).
De hecho, el informe
de pronóstico petrolero mundial publicado por la OPEP a principios de
noviembre, señala que la demanda del crudo OPEP permanecerá invariable hasta
2020, considerando un crecimiento económico mundial en torno a 3,8% y un
crecimiento de la economía china en torno a 8% para los años que restan de la
presente década; lo cual es optimista al comparase con los pronósticos de otras
agencias, que ya hablan de una desaceleración de China. Es decir, la demanda de
crudo OPEP más allá de permanecer estable, podría reducirse en lo que resta de
década. Dos premisas básicas para 2014, será una demanda petrolera mundial que
aumentará solamente en +1,1 MMBD, e inventarios que cerrarán a finales de este
año en aproximadamente +0,3 MMBD.
Por otra parte, la
producción petrolera No-OPEP aumentará en 2014 en +1,8 MMBD, debido a EEUU y
Canadá. La producción petrolera de EEUU ascendió a 7,7 MMBD en octubre de 2013
–su nivel más alto desde 1990-, de los cuales 2,6 MMBD fue petróleo de
esquistos. Esto ha llevado a las importaciones petroleras de EEUU a descender
desde 12 MMBD en 2007 hasta 7,6 MMBD en octubre –es decir, por primera vez en
dos décadas EEUU produce más de lo que importa. Debido a esto, China desplazará
a EEUU como primer importador de petróleo mundial en 2014. Además, el informe
de pronóstico de la OPEP, señala que la producción de esquistos de América del
Norte aumentará desde 2,5 MMBD en 2012 hasta 4,7 MMBD en 2020 para luego
disminuir hasta 2,7 MMBD en 2035.
Además, debemos tomar
en cuenta los pronósticos de mayor oferta en México y Brasil. México acaba de
aprobar una Reforma Energética de corte neoliberal –mucho más amplia y
aperturista a la inversión extranjera que la presentada por el Presidente Peña
Nieto al Congreso-, con lo cual se espera que México aumente su producción
desde 2,5 MMBD en la actualidad hasta alrededor de 3,5-4 MMBD en 2025. En el
caso brasileño, la producción ha caído sorpresivamente en 2013 reflejando la creciente utilización de
PETROBRAS por el gobierno brasileño para objetivos distintos a los petroleros,
así como la complejidad de producir en aguas profundas, aumentará en los
próximos años. El plan de negocios de PETROBRAS espera elevarla desde 2,4 MMBD en 2012 hasta
3,4 MMBD en 2017, apalancada en las áreas pre-sal.
Todo esto implica una reducción del espacio de mercado
para la OPEP en aproximadamente -1 MMBD en 2014, ubicándose en aproximadamente 29
MMBD a partir del próximo año y hasta 2020. No obstante, los pronósticos
apuntan a un crecimiento de la oferta del crudo OPEP en aproximadamente +1,5
MMBD en 2014, en medio de problemas de cohesión interna del grupo. Libia en
2013 ha experimentado la toma de sus terminales petroleros por milicias, lo
cual ha llevado su producción a sólo 0,55 MMBD y ha reducido sus exportaciones
a niveles ínfimos. Empero, con apoyo externo, el gobierno libio intenta formar
nuevas fuerzas de seguridad para fortalecer su control sobre las instalaciones
petroleras, por lo cual es probable que su producción aumente en +0,5 MMBD en
2014, intentando volver paulatinamente a los niveles de 1,6 MMBD que tenía
antes de la guerra civil de 2011.
El reciente acuerdo provisional
del G-5+1 con Irán permitirá a las aseguradoras europeas respaldar sus
embarques, permitiendo a Teherán llevar sus exportaciones a niveles promedio de
2012, lo que implica un aumento entre +0,3 MMBD y +0,5 MMBD en los próximos
meses. Si un acuerdo definitivo toma forma y las sanciones son levantadas en
2014, Irán podría recuperar paulatinamente sus niveles de producción y
exportaciones pre-sanciones. Así, el Ministro de Petróleo iraní Zanganeh anunció
a sus socios OPEP su firme propósito de llevar su producción hasta 4 MMBD –actualmente
produce 2,7 MMBD niveles similares a 1990- a partir de 2014: “aunque el precio
llegue a 20 $/Bl, es nuestro derecho” sentenció amenazante. Aunque Irán alcance
un acuerdo definitivo bien sabe que no podrá recuperar esos niveles inmediatamente,
lo cual ha reconocido en el borrador del presupuesto 2014; sin embargo, ya ha
dejado claro su intención. Con un acuerdo definitivo en 2014, Irán podría elevar
su producción en los siguientes seis meses hasta 3,5 MMBD, pero le tomará más
tiempo alcanzar 4 MMBD.
Arabia Saudita ha
cubierto el vacío dejado por Libia e Irán en los últimos años, y le será más
digerible reducir producción para hacerle espacio al primero. En Riad sentó mal el acuerdo con Irán, ya que fortalece indirectamente la
proyección geopolítica persa en Medio Oriente. Hacerle espacio a Teherán,
significa para Riad darle más dinero para apoyar a Assad en Siria y el resto de
sus aliados.
Por su parte, Irak
podría aumentar en +0,5 MMBD su producción hasta alcanzar 3,5 MMBD en 2014,
aunque el Ministro de Petróleo iraquí Luaibi anunció su propósito en la OPEP de
alcanzar la meta de 4 MMBD y no ha aceptado regresar al sistema de cuotas. Irak
ha desplazado a Irán como segundo productor OPEP, y las agencias esperan que alcance
6 MMBD para 2020. Esto implica un desafío para Irán que no quiere verse relegado.
Sin embargo, las cuestiones para Irak siguen siendo la seguridad –este año fue
el más violento desde 2008-, los déficits de infraestructura –sobre todo de
terminales- que han llevado a las empresas a cortar entre 2,35 y 2,65 MMBD las
metas de producción para los principales yacimientos, los problemas
político-burocráticos que han impedido aprobar una ley de hidrocarburos y han
generado desencuentros con el gobierno provincial del Kurdistán que desea
explotar sus reservas por su cuenta.
En consecuencia, Arabia
Saudita debe decidir si asumirá como swing
producer recortes de aproximadamente -2 MMBD para defender el precio
objetivo OPEP de 100 $/Bl a costa de su participación de mercado; o dejará caer
el precio hasta el piso de 85-90 $/Bl marcado por el costo de producción de los
esquistos para afectar indirectamente a Irán; o buscará negociar un complicado
acuerdo colectivo en la próxima reunión OPEP en junio de 2014. Riad que ha inyectado más de 130 millardos de dólares a su economía en 2013
para contener cualquier revuelta, necesita un precio de 70 $/Bl para lograr
equilibrio fiscal. Además, posee reservas de 700 millardos de dólares, lo cual
le permitiría soportar precios más bajos.
Para Venezuela, todo esto implica que no existe espacio en el mercado para el plan de
expansión de la Faja Petrolífera del Orinoco que llevaría nuestra producción
hasta 4 MMBD en 2015 y 6 MMBD en 2019, más allá de las dudas sobre la capacidad
de ejecución de PDVSA. Asimismo, apunta a que debemos prepararnos para vivir
con menores ingresos petroleros bien por posibles recortes OPEP o por la
reducción del precio apuntando al piso de 85-90 $/Bl en los años que restan de
la presente década.
@kenopina
