Rafael Quiroz Serrano: La reunión de la OPEP Plus

La OPEP Plus decidió en su reunión ministerial de la semana pasada, copresidida por Arabia Saudita y Rusia, y celebrada por vía virtual el 1ro de junio, seguir con la  flexibilización del plan de recorte de producción acordado en abril de 2020 por 9.7 millones de barriles diarios (MMB/D), y que implicó en su ajuste más reciente, en abril 2021, aflojar el torniquete sobre la producción en la cantidad de 1.1 MMB/D en mayo, junio y julio del presente año. 

De tal manera que aun quedarían 5.8 MMB/D restringidos dentro de la OPEP Plus. Adicionalmente, el reino saudita le dio continuidad a su promesa de finiquitar en los mismos meses la reducción voluntaria de 1 MMB/D aprobada a comienzos de año. En total reingresarían al mercado en el interín 2.1 MMB/D y la producción de la OPEP Plus excluyendo Venezuela, Irán y Libia, se ubicaría en 38.094.000 B/D en julio.

Este plan de recortes de abril del año pasado, ha venido ajustándose en sus catorce meses de vigencia en función del monitoreo de las condiciones de mercado y el avance de la corrección del exceso de inventarios, provocado por el colapso de la demanda asociado a los efectos de la pandemia causada por el COVID 19 durante màs de 14 meses. Sus efectos sobre los precios ha significado que en 2021 repuntaran en un 40% y se ubicaran antes de esta reunión de la OPEP Plus en valores por encima de 70 U$B para el crudo del marcador Brent y cerca de 68 U$B para el barril negociado en el NYMEX. Luego de culminada la reunión ambos marcadores siguieron en alza hasta 71 U$B y 69 U$B, respectivamente.

La corta duración de la reunión ministerial significó un rápido trámite a una decisión que no pudo ser alterada, al estar pendiente la resolución del levantamiento de la prohibición de las exportaciones de Irán, una vez que se resuelvan las negociaciones que llevan a cabo delegados de los gobiernos de Estados Unidos de Norte Amèrica (EE.UU.) e Irán, a fin de restablecer el acuerdo vigilado sobre enriquecimiento nuclear de la nación persa acordado en 2015 por Irán y los cinco países miembros permanentes del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas: China, Estados Unidos, Francia, Reino Unido y Rusia, además del apoyo de Alemania y la Unión Europea. 

La OPEP prefiere la cautela

Aunque hay la esperanza de que se llegue a un acuerdo antes de que se celebren las elecciones presidenciales de Irán el 18 de junio, también hay una alta posibilidad de que las discusiones sigan más allá de esta fecha, por lo cual la OPEP Plus, fiel a su comportamiento y conducta, prefirió mantener la cautela y seguir evaluando a través de reuniones mensuales el impacto futuro de la entrada de una cantidad importante de crudos iraníes en el mercado, y las implicaciones de los mismos en la marcha del plan de ajuste acordado en abril 2020 y cuya duración se prolonga hasta abril de 2022. 

La OPEP se reunirá a continuación el 24 de junio, y luego celebrará una reunión ampliada el 1 de julio con Rusia y otros nueve socios en el acuerdo de suministro OPEP Plus para decidir sobre las cuotas de producción para agosto y más allá. En la decisión de seguir apoyando la entrada de más barriles de la OPEP Plus hasta el mes de julio, además de no denotar mayores preocupaciones por el contencioso iraní, el colectivo de productores mantuvo su optimismo sobre las cada vez mejores condiciones de mercado, y que vienen favoreciendo un mayor suministro de barriles que evite un sobredisparo de los precios del petróleo. 

Según las estimaciones del Comité Técnico Conjunto de la OPEP, los inventarios de la OCDE están en los niveles de 2015-19, con lo cual se ha ido logrando el objetivo de la política de recortes de la OPEP Plus de corregir el exceso acumulado por la crisis de la pandemia; pero la perspectiva de un deficit de oferta es posible en tanto que los analistas de este comité prevén que los stocks OCDE estarán por debajo del promedio de 2015-2019 en julio, y pronostican que caerán en al menos 2 millones de barriles por dìa (MMB/D) de septiembre a diciembre. La escasez de oferta sería de 71 MMB en el tercer trimestre de este año y de 109 MMB en el último trimestre de 2021.

Demanda, oferta y precios

Es posible, sin embargo, que se materialicen precios mayores ya que se reconoce que desde el trimestre actual, el mercado acarrea un deficit gracias a la mejoria sustancial que, en la demanda petrolera, ha significado la expansión de los programas de vacunación en países consumidores como EE.UU., Canadá e integrantes de la Unión Europea, amén de la fuerte incidencia del creciente consumo de China, quien contuvo exitosamente la expansión de la pandemia. 

Este optimismo cauto de la OPEP Plus es un reflejo también de las revisiones al alza que han hecho el FMI y la OCDE de los prospectos de crecimiento del PIB para 2020 y 2021, y la visión positiva del comportamiento positivo que esperan ver en las estimaciones de demanda, para el segundo semestre de 2021, tanto la Agencia Internacional de Energía (AIE) como la OPEP. 

Ambas organizaciones apuestan por un regreso de los niveles de consumo previo a la pandemia para el primer trimestre de 2022. La OPEP en su informe de mayo dijo que espera un crecimiento de la demanda de 6.0 MMB/D en 2021, y un déficit de oferta de 1.4 MMB/D.

Las perspectivas del Secretario General de la OPEP sobre el crudo iraní, son que su ingreso al mercado sería ordenado y gradual, y que la OPEP no tendría ningún problema para adecuarse a estos barriles adicionales sin poner en riesgo el plan de restablecimiento y normalización del mercado que viene en marcha desde abril 2020 (apenas iniciada la pandemia), y que culminaría en abril de 2022. 

En un escenario base de estimaciones recientes, la consultora petrolera Energy Intelligence vislumbra un aumento de las exportaciones de crudo iraní de 350.000 B/D en agosto y de otros 650.000 B/D a principios de 2022. En cuanto a la producción de crudo de Irán, alcanzaría 2.95 MMB/D en agosto, frente a 2.6 MMB/D actuales. Antes de las sanciones de EE.UU. el nivel de producción de Irán era de 3.8 MMB/D. Por su lado, Rystad Energy espera que el suministro de petróleo iraní (crudo y condensado) alcance los 3.3 MMB/D para fines de 2021 y aumente a 4 MMB/D en la primera mitad del próximo año.

De tal manera, que, por los momentos, se ha tendido a descartar un rápido regreso del petróleo iraní que en mayor cantidad pudiera volver al mercado al reiniciarse el acuerdo nuclear, lo cual es un riesgo menor que impulsa los precios y alienta especulaciones sobre cotas mayores en algunos bancos de inversión en torno a 80 U$B en el ùltimo semestre de cierre de este año; lo cual significarìa los precios màs altos en los ùltimos 2 años y medio. 

Sin embargo, hay un riesgo a la baja en los precios por el impacto de la pandemia en consumidores importantes de petróleo como India, y otros países como Singapur, Malasia y Japón, en el continente asiático, y en naciones en desarrollo en América Latina. El consumo de diésel, gasolina y combustible para aviones de India cayó en mayo en comparación con abril, un 20 por ciento, un 19 por ciento y un 28 por ciento respectivamente. 

Por su lado, los mercados de futuro siguen en alza y alimentan la tendencia alcista en los precios, en base a la creciente brecha de oferta que refleja la acentuación de la curva descendente de precios de contratos futuros. En tal sentido, desde la AIE se ha alertado sobre la necesidad de una entrada oportuna de oferta de parte de la OPEP que modere la presión alcista sobre los precios, ya que esto pondría poner en riesgo la recuperación de la economía mundial.

VENEZUELA

En cuanto a Venezuela, vale recordar que la producción de petróleo reportada por la OPEP en su informe de mayo y usando fuentes secundarias, la ubicaron para el mes de abril en 445.000 B/D frente a 526.000 B/D del mes previo. Un descenso que se atribuyó al desvío para las refinerías del crudo ligero producido y que se utiliza para la mezcla en las plantas que mejoran el crudo extrapesado de la Faja del Orinoco (FO), con lo cual hubo que disminuir la producción en esa área. 

Sin embargo, las perspectivas de recuperación de la producción siguen latentes, y en ello puede influir las medidas tomadas por el gobierno estadounidense de extender por siete meses más la licencia para que sigan operando en el país empresas como Chevron, Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes y Weatherford. Según la OFAC “Esta licencia general no autoriza la perforación, elevación o procesamiento, compra o venta, o transporte o envío de cualquier petróleo o productos derivados del petróleo de origen venezolano; y cualquier transacción o trato relacionado con la exportación o reexportación de diluyentes directa o indirectamente”.

Lo que sí podría terminar de hacer colapsar la producción de petróleo de Venezuela es la aprobación de la medida impuesta por el gobierno chino de cobrarle un impuesto al consumo, desde el 12 de junio, a los productos refinados intermedios que incluyen bitúmen diluido entre otros. Es bajo esta categoría que las refinerías independientes chinas importan la mezcla de crudo pesado y ácido conocida como Merey, aprovechando el fuerte descuento que da PDVSA para poder colocarlo en virtud de los obstáculos generados por las sanciones estadounidenses. El nuevo impuesto de 1.20 yuanes por litro, significaría alrededor de 30 U$B de bitúmen diluido, lo que haría inviable la colocación de este producto en China. Sin duda, que no es dificil hacer malos augurios sobre las exportaciones venezolanas, si el gobierno de Venezuela no logra convencer a su aliado político para que modifique este impuesto.