Rafael Quiroz Serrano: Grietas en la OPEP

La semana pasada terminó la reunión de la OPEP Plus sin haber ratificado los recortes aprobados en abril, que iban desde mayo a julio de este mismo año, pero sí con grietas que desde lejos parecieran amenazar su unidad. La Reunión Ordinaria (181) propiamente de la OPEP correspondiente a julio fue cancelada, luego que durante tres días no se pudo llegar a una decisión unánime sobre la propuesta que estaba en mesa, respaldada por Arabia Saudita y Rusia, de incrementar mensualmente la producción entre agosto y diciembre de este año en 400.000 barriles diarios (B/D), y extender hasta diciembre de 2022 la duración del pacto de abril 2020. Sin embargo, serían los Emiratos Arabes Unidos (EAU) quienes hicieron colapsar la reunión, al colocar el picante de la discrepancia en el plato desabrido de la reunión de la OPEP Plus.

Los Emiratos Arabes Unidos y la OPEP Plus 

Los EAU, en una posición muy individual, aceptaron el aumento hasta diciembre, pero exigen discutir las bases de producción antes de apoyar la extensión del pacto de 2020; esto le permitiría subir su producción en 672.000 B/D. Las bases de producción dentro de la OPEP Plus fueron establecidas en abril 2020 tomando en consideración la producción de octubre 2018, con la excepción de Rusia y Árabia Saudita con una misma base de 11 millones de barriles diarios (MMB/D).

Sin embargo, esto acontece en momentos cuando muchos esperan que las acciones de la OPEP Plus, de administrar sin precipitaciones su oferta petrolera, contribuya con ello, en esta oportunidad, a mantener un curso moderado de los precios que evite alimentar presiones inflacionarias, derivadas de un ciclo alcista de materias primas que ha hecho sonar las alarmas de los bancos centrales y que pondría en riesgo una recuperación de la economía mundial que se espera en torno a 6% en 2021. Se trata del papel de moderador que la OPEP siempre ha ejercido en el mercado petrolero, y que muy pocos le reconocen por mezquindades o por creer en un mercado netamente liberal, y considerar que la organización con sede en Viena, Austria, les hace estorbo, a los efectos de impedir la presencia de “la mano invisible“ de la que nos hablaba el economista escoces Adam Smith.   

En efecto, la conducción que ha hecho la OPEP Plus, desde que se aprobó el recorte de 9.7 MMB/D en abril 2020, liderada por Arabia Saudita y Rusia, ha sido calificada como sobresaliente al haber contribuido a recuperar el precio del petróleo hasta valores en torno a 75 dólares el barril (U$B) sin que se haya comprometido la economía mundial. Con su manejo cauteloso y oportuno la OPEP ha hecho regresar la confianza en su manejo, y ha disipado la anarquía de marzo de 2020, producto de la Pandemia del Covid-19, que llevó los precios del WTI a valores históricos negativos y convocó una acción de salvamiento del mercado entre consumidores con el concurso de Donald Trump, el presidente estadounidense, el G-20, y productores agrupados en la OPEP Plus. El mercado petrolero estaba acorralado y urgia de auxilio.

Nuevamente la incertidumbre

La cancelación de la reunión 181 de la OPEP Plus sin que se sepa cuándo podría volver a realizarse, empaña la imagen de esta alianza de 23 países y abre las grietas en el seno de esta organización que requiere de unidad permanente y no de incertidumbre, además que retrotrae a las consecuencias del impase del año pasado, al no llegarse a un acuerdo en marzo, en pleno indicio de la pandemia y el colapso del consumo petrolero global, y explotar la guerra de precios entre Arabia Saudita y Rusia; dos productores que se necesitan como aliados si quieren franquear las durezas que impone un mercado cruel, inestable e impredecible, como es el mercado de los hidrocarburos. 

Un elemento que ha aumentado la efectividad de las actuaciones de la OPEP Plus ha sido que, aun cuando los precios del petróleo se han recuperado por encima de 50%, este año no se espera, por ejemplo, que la producción en las cuencas de lutitas en Estados Unidos (EE.UU.) suba como sucedía antes de la crisis del Covid 19 en 2020. 

Sigue prevaleciendo la cautela entre las empresas de ese sector, debido a las exigencias de retornos por parte de los inversionistas antes que incrementos de la producción, como fue lo usual hasta 2019, por lo cual el flujo de caja que les ha significado la mejoría del mercado petrolero en 2021, se está destinando a reducir deuda y entrega de dividendos, antes que agenciar mayores volúmenes de producción. En este caso, el problema del mercado petrolero nuevamente no es un problema de producción, sino de deuda y dividendos. 

Sin embargo, la OPEP Plus sigue de cerca los planes de este sector productor estadounidense, ya que los precios de las acciones de las compañías de este segmento de la oferta fuera de la OPEP se han recuperado sustancialmente y no faltan inversionistas dispuestos a apoyar nuevamente a estas empresas. 

El regreso de Irán al mercado

Uno de los factores más temidos por la conducción del mercado petrolero que ha venido haciendo la OPEP Plus, es la incertidumbre sobre el regreso del crudo iraní al mercado. En efecto, la potencial vuelta del Acuerdo Iraní sobre enriquecimiento nuclear que se firmó en 2015 para el segundo semestre del año en curso, implica el levantamiento de sanciones que impide la exportación franca de los barriles del petróleo persa. Sin este escollo el escenario central para Energy Intelligence, por ejemplo, es que la produccion iraní aumente en torno a 600.000 B/D antes de enero 2022, ubicándose en 3.25 MMB/D y luego subiria a 3.8 MMB/D en diciembre 2022. Esto supondria una cantidad de barriles que pueda ser absorbida por el mercado en lo que resta de 2021, sin que ello trastoque los planes de continuar desandando los recortes planeados en abril 2020 por parte de la OPEP Plus, y que estarán vigentes hasta abril 2022. En este contexto, lo mas dificil de manejar sería una entrada de 1 MMB/D que a la vuelta de un mes, según La compañía National Iranian Oil, se podría agregar si las sanciones se levantan.

En la fuerte reanimación de la demanda petrolera, descansa la posibilidad de acomodar el suministro adicional iraní a la oferta global. Quizás el elemento más incierto de manejo por parte de la OPEP Plus, es el impacto que pueda suscitar el drenaje que haga el gobierno iraní de los 60 MMB flotantes que se presume estén almacenados en tanqueros, ya que podría tener un impacto inmediato en los precios al no descartarse una guerra de precios, y que sería bien aprovechada por China. 

Una guerra de precios nunca le ha convenido a la OPEP, o mejor dicho, no le conviene al grupo de productores u oferentes petroleros.

Por otra parte, un elemento de riesgo que se debe considerar en el control cauteloso que ha venido haciendo la OPEP Plus, es la menor disciplina que suele acompañar a estos ejercicios mancomunados de manejo de oferta, sobre todo cuando los precios del petróleo rebasan ciertos niveles y ademas arrecian presiones alcistas por desbalances favorables ante una demanda despierta. Eso ha sucedido varias vece en el pasado y puede volver a presentarse. De hecho, tanto Rusia como Kazajistán y dentro de la OPEP, los Emiratos Árabes Unidos, han venido sugiriendo una mayor flexibilización en el torniquete a la oferta aprobado en abril 2020, lo cual supondría un incremento menos pausado de los suministros. He aquí, en parte, el meollo del problema, sobre todo cuando posiciones individuales de países de la OPEP, pretenden imponerse por encima de los intereses grupales de la organización, como es el actual caso de los EAU cuya actuación abre grietas y heridas después de 60 años de fundada la misma. 

Restricción de producción  

Otro aspecto de la discusión fue extender el acuerdo de restricción de producción del grupo más allá de su vencimiento actual de abril de 2022, hasta fines de ese mismo año. Pero, han surgido diferencias sobre este planteamiento. Varios miembros, incluidos Nigeria, Irak, EAU y Kazajstán, solicitaron cambios en su base de producción a cambio de aceptar extender el acuerdo actual de la OPEP-Plus más allá de su vencimiento en abril de 2022. En particular, el enfasis mayor lo ha puesto también la delegación de los EAU.

De fondo subyace la idea de la premura con la que se establecieron las bases de producción en medio de la emergencia provocada por el Covid 19 en abril 2020, cuando se urgió de un recorte drástico de la oferta petrolera que encarara el colapso del mercado petrolero. Aquí también los EAU exigen recalcular esta base de la cual se parte para los recortes acordados. La base de estimación de ese país quedó en 3.168.000 B/D, y su insistencia es que este nivel se ajuste a 3.841.000 B/D. En estos momentos producen 2.59 MMB/D lo cual deja su capacidad cerrada en cerca de 1.3 MMB/D, lo cual -aluden- coloca su sacrificio por encima de cualquier otro país de la coalición en terminos relativos. De aceptarse la petición significaría un incremento en su producción en torno a 672.000 B/D. Ello tensionaría la alianza y podría amenazar el exitoso acuerdo logrado hasta ahora, ya que muchos países pedirían igual reconsideración estimulando la anarquía en el mercado y la misma indisciplina dentro de la OPEP Plus. 

Grietas en la OPEP Plus

Además, los EAU en su empeño por abrir grietas dentro de la organización, también añaden que su capacidad en verdad está más cerca de 4 MMB/D, y han venido atrayendo inversiones para subirla a 5 MMB/D en 2030. Estos planes buscan monetizar sus reservas petroleras, antes que el asedio mundial hacia los productores de petróleo, debido a razones climásticas y la transición energética, deje varados sus recursos. Creen -y se engañan- los EAU que la transición energética está a la vuelta de la esquina y que la misma se dará en un abrir y cerrar de ojos. 

Este nos hace recordar la posición de hechos cumplidos que promovió Venezuela a inicios de los 90, para presionar una reconsideración de su capacidad de producción para el cáculo de la cuota de producción, y que terminó provocando una guerra de precios que llevó a una caída de los mismos por debajo de 10 U$B. Parece que la lección de hace 30 años no se aprendió o los emiratos tiene corta memoria. Por eso alcanzar una decisión unánime sobre la propuesta de los EAU no es fácil.

Un manejo sin dirección clara de la OPEP Plus no podría evitar un curso de precios que los lleve a valores cercanos a 100 U$B, lo cual pondría en riesgo el crecimiento de la demanda petrolera al afectar la recuperación de la economía global; además de estimular el desarrollo de energías alternativas; darle un mayor empuje al petróleo de lutitas; y poner más cerca el llamado pico de la demanda de petróleo dentro de la transición energética. Muchos serían los efectos perversos que se derivarían de lo propuesto por los EAU. Vale recordar que la AIE redujo la estimación de incremento de la demanda petrolera previsto para la segunda mitad de 2021, y el Secretario General de la OPEP, señor Barkindo, alertó sobre el impacto de la variable Delta del Covid 19 en la economnía mundial. 

Por su parte, Goldman Sachs, el banco de inversión, estima un déficit actual de suministros igual a 3 MMB/D, lo que, según ellos, exige una acción más decidida de la OPEP Plus para cerrar esa brecha; por ello, ha advertido sobre una carrera alcista que lleve los precios a valores cercanos a 100 U$B, algo no visto desde 2014. Goldman Sachs pronostica un precio promedio de 80 U$B en el tercer trimestre de 2021. Actualmente los marcadores están en torno a 77 U$B para el Brent del Norte y cerca de 76 U$B para el WTI; niveles de hace tres años.

La continuidad de un enfoque cauteloso por parte de la OPEP Plus debería ser la tónica a seguir, a pesar de que ha habido una caída de los inventarios de la OCDE (Organizaciòn de Cooperaciòn y Desarrollo Econòmico) por debajo de los niveles promedio 2014-2019. En efecto, la informacion a mayo 2021 es que los acopios estarían en 275 MMB, por debajo de los observados un año antes, y 20 MMB por debajo del promedio de cinco años. Inventarios y reservas estrategicas son dos variables estructurales, de cierta ponderación, que intervienen en la formación de los precios del petróleo.  

Según el escenario base del Comité Técnico Conjunto de la OPEP Plus, los stocks de petróleo de la OCDE estarían en 96 MMB y 125 MMB por debajo del promedio 2015-2019 en los trimestres tercero y cuarto de 2021, respectivamente. Sin embargo, se preve un nivel igual a 181 MMB por encima del promedio referido en el primer trimestre de 2022. Este es un parametro guía de la acción contractiva de la OPEP Plus, y que hace presumir la acción de aumento de producción en el próximo mes de agosto. 

Ante esta potencial discrepancia al interior de la OPEP Plus, prevalece como elemento cohesionador de la disciplina la posición cautelosa del Reino Saudita, quien prefiere tratar con prudencia el optimismo que contagia a miembros de la coalición petrolera sobre el regreso de la demanda, más aun cuando la vuelta en firme del consumo petrolero sigue pendiendo del exito del combate contra la pandemia, y la resistencia mostrada por nuevas variantes del virus, cuan más contagiosas, hasta el punto que en algunos países que habían decidido levantar las restricciones impuestas a la movilidad de sus ciudadanos, debieron reinstalarlas. Amén de los graves problemas con el virus que sigue diezmando la población en la India.

Venezuela

En cuanto a Venezuela la producción de petróleo, según la información más reciente presentada por la OPEP, de acuerdo a fuentes secundarias, quedó en mayo en 531.000 B/D, lo que significó un aumento respecto a la cifra del mes previo cuando alcanzó 486.000 B/D; extraoficialmente se maneja un bombeo que ya està por razgar los 600.000 B/D, pero aun asì imposible de llegar a 1.5 MMB/D para finales de año, tal como lo afirmara el Ministro criminologo de Petròleo Tarek El-Aisami. 

Se podría esperar que vuelva a crecer en junio (aun no hay cifra), en virtud de que PDVSA estaría tratando de aprovechar hasta el último momento el envío de cargamentos de su mezcla comercializada en China como bitúmen diluido, una mezcla de crudo pesado, y sobre el cual empieza a recaer un impuesto del 30% sobre cada barril importado por las refinerías independientes del país asiático. Esto abriría espacio para recibir más producción y crudo mejorado para ser embarcado en Jose. 

Reuters informó que la entrada en vigor del impuesto chino coincidió con el reinicio de un mejorador de crudo y una planta mezcladora de petróleo que procesa crudo extrapesado de la Faja del Orinoco para la exportación. Queda por despejar la incognita de cómo superar el impasse del impuesto en China sobre la mezcla venezolana, para lo cual han sugerido una modificación en la mezcla que la haga atractiva de acuerdo a los nuevos requerimientos del principal comprador del petróleo venezolano. Vale recordar que la refinerías chinas compraban esta mezcla por las ventajosas condiciones del descuento obtenido, además no pagaban impuesto por este tipo de producto y tampoco se incluía en las cuotas de importación que le asignaba el gobierno chino. Por cierto, que este impuesto chino sobre los crudos pesados venezolanos, nos demuestran -una vez màs- que para China, al igual que para los EE.UU., una cosa son los negocios y otra cosa es la amistad, y que por un carril anda el vagòn de las relaciones diplomàticas y por otro los intereses de los gobiernos; y que como dijera un destacado diplomàtico norteamericano en la década de los setenta, “en diplomacia no hay almuerzo gratis”.