El mercado físico de petróleo y la estructura de los futuros del crudo rara vez han estado más alineados en los últimos años que en semanas recientes, y ofrecen un escenario contradictorio sobre las perspectivas de un mercado ajustado para 2020.
Mientras que la OPEP y la Agencia Internacional de Energía (AIE) apuntan a los crecientes suministros para el próximo año debido a la abundante producción de naciones fuera de bloque exportador, como Estados Unidos, el mercado físico cuenta una historia diferente.
Los operadores están dispuestos a pagar primas cercanas a récord por los codiciados barriles, ya que las nuevas regulaciones energéticas para el transporte marítimo a partir de 2020 alientan a las refinerías a cambiarse a grados de crudo que producen menores cantidades de combustible alto en sulfuro.
Pero las primas para los grados más pesados, que producen los mayores volúmenes de combustible, también continúan subiendo por el déficit que generaron las sanciones estadounidenses sobre las industrias de Irán y Venezuela.
Además, la estructura del mercado de futuros del petróleo indica que las primas de contratos vigentes respecto de aquellos previstos para fechas posteriores se han reducido en las última semanas, en una figura conocida como “backwardation”, lo que sugiere que las expectativas del mercado sobre un exceso de oferta de alguna manera están decayendo.
De todas formas, los referenciales de futuros del crudo no necesariamente siguen al mercado físico y aún podrían bajar el próximo año si la demanda mundial cae por la disputa comercial entre Estados Unidos y China o si el bombeo estadounidense vuelve a sorprender con volúmenes al alza.
Los precios altos del crudo físico también están impactando los márgenes de las refinerías, a menudo forzando a las plantas a recortar los niveles de procesamiento.
Las nuevas regulaciones sobre combustible para transporte de carga han provocado un alza en ciertos grados del petróleo.
A partir de enero del 2020, la Organización Internacional Marítima de Naciones Unidas (IMO, por su sigla en inglés) prohíbe que los barcos usen combustible con contenido de sulfuro superior al 0,5%, en comparación con el 3,5% actual, a menos que tengan instalados equipos de limpieza y filtrado de estas sustancias.
El principal tipo de crudo de Nigeria, Qua Iboe, está valorizado a una prima de 3,30 dólares el barril, el mayor nivel desde 2013, de acuerdo a datos de Eikon de Refiniv. El Azeri Ligero, o BTC, presenta una prima de 4,10 dólares respecto al precio referencial, la más alta desde 2013.
Ambos crudos tienen precios elevados simplemente porque a las refinerías simples les resultan ideales para producir combustible afín a las normas de IMO, dijo Eugene Lindell, analista de JBC Energy en Viena.
“Ahora el enfoque está en no producir combustible con alto contenido de sulfuro a toda costa. Si no eres una refinería simple, esto tiene que ver con elegir el crudo adecuado”, explicó, en referencia a las plantas que procesan tipos limitados de combustible.
Y mientras persiste el aumento de las primas para los grados de petróleo ligero, algunos crudos más pesados -como el Urals ruso- están siendo impulsados por otros factores. El Urals en el noroeste de Europa cotiza con una prima de 1 dólar por barril respecto al referencial Brent, un récord histórico.
“La fortaleza de los crudos pesados, a pesar de la norma de IMO en 2020, es la pérdida de suministros de Venezuela e Irán y la alta demanda de crudo de moléculas pesadas para alimentar las unidades de conversión de las refinerías complejas (que producen varios tipos de derivados)”, dijeron analistas de Energy Aspects. Reuters