Tal como aventuré en mi nota “El Petróleo: un Acuerdo Ineludible” de hace una semana, OPEP, a pesar de todos los negros augurios,

de las fintas sin cesar entre los protagonistas (“las cinco hermanas”) y del escepticismo justificado de los traders, concluyó el miércoles 30.11 un acuerdo que es algo más que una burbuja mediática o, como se dice ahora, una “intervención verbal”.

Finalmente, en una sesión de solo cuatro horas, los 14 miembros de la Organización concluyeron con una postura común y acuerdos específicos en torno a la reducción diferenciada de los niveles de crudo por parte de las naciones productoras así como la exoneración del compromiso colectivo por parte de otras.

El acuerdo en detalle

A continuación el resumen de lo acordado para entrar en vigencia en enero 2017:

• Reducción del total producido por OPEP a 32,5 millones b/d
• Irak aprobó un recorte de su nivel actual de producción de  4,561 millones b/d a 4,351 millones b/d
• Irán, el más renuente de los miembros, aceptó congelar su producción en 3,8 millones b/d después que se le autorizo un alza de 90.000 b/d
• Venezuela asume su fardo al pasar de 2,067 b/d a 1.972 b/d lo cual hubiera ocurrido de todos modos dado la inoperancia de varios complejos de refinación por exigencias de mantenimiento
• Es importante anotar que Arabia Saudí acepta un recorte de 486.000 b/d al pasar de 10.544.000 b/d a 10.508.00 b/d lo cual corresponde a la caída nivel del consumo interno dado el final del verano.
• Los países árabes del Consejo de Cooperación del Golfo  se anotan con una rebaja de 700.000 b/d
• Los productores no-OPEP se anotan con un recorte de 600.000 b/d de los cuales 300.000 son responsabilidad de Rusia en torno a la cual se mantienen serias dudas debido a la difícil supervisión.
• Para efectos contables y de supervisión durante los próximos seis meses, el total neto de la rebaja acordada para la OPEP es de 1,173 millones b/d
• Aun antes del aviso oficial emanado de la reunión de Viena, el mismo miércoles, los precios exhibieron un alza de 7% y el Brent se colocó en casi $50/b
• El Ministro de Energía Saudí reconoció que su país sufriría “un rudo golpe” en cuanto a la magnitud del recorte y el impacto sobre la producción actual y la previsión para el 2017

El impacto inicial

Este cumulo de decisiones se traducen en una sorpresiva alza de un 12% en los precios del crudo registrados en la mañana siguiente correspondiente al jueves 01.12. El Brent se situó en $51,87b y el WTI en $ 49,38/b.

El viernes 02.12 muestra que a pesar de múltiples comentarios sobre la posible indisciplina que puede caracterizar la aplicación de los acuerdos, el mercado parece haber encontrado un piso firme en el baremo de $50/b habiendo ascendido a $54,50 en las transacciones del jueves 01.12.2016 por la tarde en Londres.

O sea, la fuerza de la circunstancia le ha dado una fuerza ascensional a los precios aun sin entrar en vigencia los términos del acuerdo. Adicionalmente, se ha filtrado que el acuerdo depende de la reducción de los 300.000 b/d asignados a productores no-OPEP todavía sin identificar y sin comprometer.

Efectivamente, los contratos a futuro transados en el NYME para el crudo WTI ascendieron a $51,14 y el marcador global alcanzó $53,97.

En otras palabras, si OPEP vigila escrupulosamente la puesta en práctica de los términos del contrato, los marcadores internacionales pueden acercarse a $60/b a mediados del 2017.

Las ventajas a corto plazo

A pesar de todas las dudas razonables sobre la instrumentación efectiva del acuerdo, sus ventajas, por momentáneas que sean, son indudables.

En primer lugar, se evitó que los precios descendieran a $40/b; se forjó la plataforma para que los precios del próximo primer semestre se coloquen entre $55/b y $60/b y se estableció un tejido de relaciones con productores no-OPEP, especialmente Rusia.

En relación a la última consideración, Reuters afirma que el  presidente de Rusia, Vladimir Putin, jugó un papel esencial al poder conciliar la rivalidad entre el Príncipe Saudí Mohammed bin Salman y el Supremo Líder de Irán, Ayatolah Ali Khamenei acompañado por el Presidente Hassan Rouhani.

Independiente del efecto benéfico de dicha gestión, ella revela que OPEP ha dejado de ser un ente capaz de tomar decisiones colectivas y que se requiere la intermediación de uno de los principales productores no-OPEP en la aceptación de una política común.

La incertidumbre del segundo semestre del 2017

El marco en que se desenvolverá el segundo semestre –la próxima reunión formal de la OPEP está convocada para los primeros días del próximo junio- será, por fuerza mayor, muy diferente al actual.

 Se constatará si el acuerdo ha sido respetado en su adjudicación de “techos de producción” y tendrá que procesarse una estrategia a más largo plazo de cómo enfrentar la política energética independentista del presidente Trump y, por ende, el aumento de la producción de shale en USA y otras regiones del mundo debido, paradójicamente, al aumento de precios acordado en Viena.

Un ejemplo de la relancina dinámica del mercado energético global es el enriquecimiento en 3.000 millones de dólares en tres horas del ciudadano estadounidense Harold Hamm, presidente de Occidental Resources cuyas acciones se valorizaron en 22% el miércoles 30 antes del mediodía al conocerse en Wall Street el resultado de Viena. El precio de la acción individual de la empresa se fijó, al cierre de las operaciones bursátiles, en $10,58.

Hamm es uno de los más cercanos asesores en materia energética del presidente Trump y su empresa es la principal explotadora de shale en los EE.UU. Su fortuna  personal se calcula en $13,8 mil millones.

 En otras palabras, un logro a corto plazo puede obnubilar la visión de mayor alcance.

El dilema de Arabia Saudí

Encuentro una calificada interpretación del dilema en que se encuentran Arabia Saudí y los otros productores convencionales en la afirmación de Michael Cohen, jefe de investigaciones de activos energéticos de Barclays:

"The problem is Saudi Arabia is really testing the elasticity of shale, and they've been testing the elasticity of shale for the last two years, the new source of supply. If their actions lead to an increase in the price to a band of $50 to $60, what kind of shale response would we get? Nobody knows the answer to that question.”

La producción total de crudo en los EE.UU. ha descendido de un nivel algo superior a los 9 millones b/d a 8,7 millones b/d de los cuales 4 millones son debidos a la explotación del shale. La perspectiva con los nuevos precios se traduce en un aumento de hasta 4 millones b/d adicionales provenientes de la explotación de las formaciones rocosas mediante taladros horizontales cuyos avances tecnológicas permiten un beneficio adecuado aun en el nivel de $30/b.

La apuesta de Arabia Saudí se basa en el cálculo que el incremento de la producción de shale estadounidense no superará los 300.000 b/d en 2017. Otras estimaciones mencionan que el delta se aproximará a 800.000 b/d.

En este sentido, hay que incluir en la ecuación prospectiva multifactorial la necesidad de Arabia Saudí de lanzar una Oferta Pública Inicial (IPO) en el 2018 que le permita un importante ingreso de divisas adicional; la valorización de su empresa estatal ARAMCO y la monetización de sus reservas de hidrocarburos para crear un fondo soberano de inversiones con un valor de $3 billones para solventar la dependencia fiscal de la explotación del crudo. Dicha estrategia requiere un nivel de precios cercano a $60/b.

Otras interrogantes que permanecen abiertas son la muy reciente apertura de un mega-oleoducto (Kinder Morgan Trans Mountain Project) en Canadá el cual permitirá suplir casi un millón de b/d nuevos al mercado en el 2017; la no identificación de los productores no-OPEP responsables de un recorte de 300.000 b/d equivalente al suscrito por Rusia y el resurgimiento de Libia que por sí sola neutralizaría los números de la reducción OPEP.

El próximo 09.12 está pautada una reunión de los productores no-OPEP la cual servirá para conocer y consolidar la magnitud de los recortes por asumir. De ser claras y precisas sus conclusiones, el precio del crudo pudiera ascender un par de dólares.

Un Preámbulo del Acuerdo que no debe ser un Epílogo

A  dos días de la reunión de la OPEP en Viena, la incertidumbre envuelve a la negociación debido a aparentes cambios de estrategia de parte de Rusia, Irán, Irak y Arabia Saudí.

El primero –productor no-OPEP- parece apoyar un acuerdo solo de palabra, Irán (3,92 millones b/d) e Irak (4,5 millones b/d) han asumido una postura recalcitrante y Arabia Saudí  endurece su estrategia reclamando apoyo de Rusia y una reducción real de parte de Irán e Irak.

Irán da muestra de su estrategia real de no ceñirse a ninguna cuota de producción al dar a conocer el 26.11 una invitación a las principales empresas de exploración para activar 29 campos petroleros.

Un informe especializado relata la estrategia de Irán diseñada en base a su necesidad de atraer inversiones:

“Years of neglect and international sanctions have led to a deterioration of the country's oil infrastructure. According to the EIA, Iran has the world's second largest gas reserves and fourth largest oil reserves, and the country will need over $200B of investments in its energy industry over the next 5 years to increase production.”

“Iran's ability to increase oil production is first predicated on capital investments, and capital won't appear without higher oil prices. Without higher oil prices, there's little excitement among foreign oil companies to invest in Iran. When oil prices are low and capital scarce it's harder for oil company executives to justify an investment in Iran given the political instability. There are simply easier places to invest without the risk of permanent capital loss.

El martes 29.11 el Ministro de Petróleo de Irán fija la posición con la cual el entrara a la mesa de negociación: “Mi país no recortará su producción de crudo”. De inmediato el WTI se coloca en $44/b para una caída de casi 4%.

Esta postura lleva automáticamente a una idéntica por parte de Arabia Saudí la cual rechazará cualquier acuerdo que brinda ventajas a Irak e Irán. El Reino reconoce solo las exoneraciones acordadas a Nigeria y Libia.

Dado que ambas naciones están por normalizar su nivel de producción a corto plazo lo cual representaría más de un millón b/d la añadidos a la oferta mundial, es razonable concluir que esta variable nulifica el recorte propuesto por Arabia Saudí.

La discusión y, por lo tanto, el acuerdo esperado dependería del nivel de referencia de la producción actual acordado. A partir de este nivel se efectuaría el recorte. Los principales productores de la OPEP participan en esta estratagema que en la práctica es otra manera de trampear el acuerdo.

Por ejemplo, Arabia Saudí exige que Irán congele su producción en 3,7 millones b/d mientras Irán insiste que su techo actual es 3,975 b/d y ese sería el nivel de congelación con lo cual queda negada cualquier reducción.

Además, el Reino Saudí ha “morfeado” su objetivo y ahora apunta a lograr un nivel de precios más cercano a los $40/B que a los $50/b al tener en cuenta  que el valor superior  desencadenará la explotación de shale en los EE.UU. debido a la nueva política “trumpiana” de “independencia energética”.

Por razones de la reducción rutinaria de la demanda en la actual temporada, Arabia Saudí tendría que recortar más de 400.000 b/d para que la acción sea significativa.

Afortunadamente una declaración del Ministro de Petróleo de Irak el lunes 28.11 pudo disipar el pesimismo incipiente en cuanto al logro de un acuerdo sobre producción/precio:

“El país cooperará con OPEP para el logro de un acuerdo que sea aceptable para todos”.

Lo que Irak coloca sobre la mesa de negociación es la congelación de su producción en el nivel de 4,546 millones b/d.

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