Actualmente el mercado petrolero se encuentra en una confluencia de factores de los mercados mundiales de la energía, y en particular en Europa, que ocasionaron una enorme volatilidad en los precios del gas natural, el petróleo y el carbón, registrando el primero precios en alza jamás vistos; el mayor registro en siete años para el WTI, en cuatro años para el Brent y un fuerte ascenso del último, al tener que ser empleados como sustitutos del gas natural cuyo precio se situó en un nivel equivalente a 190 dolares el barril de petróleo (U$B), lo cual encareció de manera astronómica el precio de la electricidad generada en las plantas termoeléctricas que queman gas natural.
La alarma de los gobiernos europeos se disparó hasta el punto de intervenir, a fin de evitar que los consumidores afrontaran unas facturas impagables y así disuadir unas protestas que trajeran de vuelta las ocurridas en Francia (la protesta de los chalecos amarillos) en noviembre de 2018, y con repercusiones en otros países europeos con el alza oficial de los precios del combustible.
Este aumento adicional de la demanda de petróleo, cifrada por Goldman Sachs y el ministro petrolero de Arabia Saudita en valores entre 500.000 y 650.000 barriles diarios (B/D), en sustitución de las de gas natural para generar electricidad, impactó los precios del petróleo llevando al Brent, al WTI y la cesta OPEP a registros mayores a 80 U$B. Además, creó mayores expectativas alcistas para el precio del petróleo, hasta valores de 90 y 100 U$B, ante lo que se prevé puede ser un invierno muy friolento que intensifique la demanda de calefacción, en momentos que muchos países quieren reponer sus inventarios de gas para cuando llegue el invierno en el Hemisferio Norte, y los suministros globales sean insuficientes. Una clara señal de que esto puede materializarse, fue la orden del gobierno chino de advertir a sus corporaciones energéticas que se aseguraran a toda costa el suministro para este invierno.
Hay que mencionar que los inventarios de gas en Europa se encuentran en niveles históricamente bajos para esta época del año. No solo se redujo la producción en Holanda, sino que mermaron los flujos procedentes de Rusia y Noruega. Para males mayores bajó la producción de generación eólica al rotar menor las turbinas, lo que obligó a compensar esa deficiencia quemando gas natural, antes de pasar luego al petróleo y al carbón. Al mismo tiempo, Brasil debió también importar gas natural al reducirse la producción de hidroelectridad por el bajo caudal de sus ríos.
Esta crisis energética -muy temporal- no deja de ser un reflejo del colapso de la economía mundial ocurrida en 2020 por la pandemia del Covid 19, y que llevó a una caida anual del consumo de petróleo de 10% y un episodio de precios negativos del petróleo en abril de ese año. En efecto, los gobiernos y sus bancos centrales aprobaron una flexibilización importante de sus políticas monetarias y fiscales, para revertir una recesión global de enormes proporciones.
Estos esfuerzos conjuntos y toda la campaña sanitaria mundial para vencer al coronavirus han permitido que las economías reboten acarreando un notable incremento en la demanda de materia prima que ha hecho temer una ola alcista de precios, que se prolongue por varios años. En el caso particular del petróleo, se estima que para 2022 el consumo mundial retorne y supere los niveles observados en 2019 antes de la pandemia.
La OPEP PLUS
La OPEP PLUS ha maniobrado de manera magistral la normalización del mercado petrolero. Vale recordar que en abril del año pasado, en conjunto con el G20 recortó fuertemente la oferta global para que el precio tendiera a reflejar un balance acorde con la demanda, y a lo largo de casi dos años ha ido reponiendo de manera gradual los suministros y la respuesta de los precios ha sido de una recuperación paulatina que no ha descarrilado la reanimación de la economía mundial.
Esta recuperación de la demanda petrolera ha permitido ir corrigiendo los excesos de inventarios, hasta el punto que el Comité de Monitoreo de la OPEP anticipa un déficit de oferta para el último trimestre del año, aunque también estima que la recuperación de la producción No OPEP y una menor demanda estacional en el primer trimestre de 2022, darán lugar a un exceso de oferta en tal período.
Aunque la OPEP PLUS mantuvo en su reunión de octubre la política aprobada en julio de aumentar la oferta mensual en 400.000 B/D, ratificando su preferencia por un manejo cauteloso antes que dejarse llevar por una crisis energética que bien pudiera ser temporal, su acción no concidió con unas expectativas que especulaban que era pertinente subir la provisión mensual de 400.000 B/D hasta 800.000 B/D, y así hacer regresar a los precios a niveles más acordes con el estado actual de la economía mundial, y en particular de demandantes claves como China e India. Estos dos últimos países habían incluso aprobado el uso parcial de crudo acumulado en sus reservas estratégicas, con el explícito mensaje de atenuar el impacto de los precios, y en el caso de Estados Unidos, la vocería de la Casa Blanca también había hecho saber a la OPEP su preocupación sobre el alza de los precios.
Hay que recordar que en Estados Unidos ha habido mucha demora en hacer que la producción petrolera del Golfo de México, interrumpida por el huracan Ida, regrese a la normalidad y por otro lado la nueva dinámica de producción de crudo de lutitas ha cambiado radicalmente a como era antes de 2019, al ceñirse las empresas del sector a un nuevo dogma de procurar rentabilidad y dividendos a sus accionistas antes que empeñarse en producir más.
Esta cautela de la OPEP también se explica por los problemas que están confrontando algunos productores para cumplir sus compromisos pactados por un tema de desinversión, agotamiento de pozos y problemas de infraestructura. Por lo cual, no tendría mucho sentido acordar un mayor ritmo de producción, el cual tendería a descansar en Arabia Saudita, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos. No se puede desestimar que el crédito ganado por el manejo apropiado del mercado petrolero, ha fortalecido las expectativas de los participantes del mercado respecto al rumbo correcto trazado por la OPEP PLUS, al igual que pasa con los bancos centrales cuando guían la acción de los mercados en base a su credibilidad.
En favor de la OPEP PLUS hay que decir que su manejo juicioso de la oferta, se basa también en los temores de un crecimiento de la demanda con un fuerte riesgo a la baja, debido a la incertidumbre que sigue rodeando a la pandemia del Covid 19 y la incidencia de sus distintas variantes, y niveles de contagio, así como de la insuficiente cobertura global de la vacunación, aun cuando se ha ido avanzando bastante y aumentando efectivamente la movilización de los distintos tipos de transporte, y algunos países han empezado a recibir más turistas y viajeros. Vale recordar en tal sentido, que el FMI ha anunciado que revisará a la baja su pronóstico de crecimiento de la economía global para 2021, en su reunión venidera de otoño.
Un escenario de precios en alza hasta niveles en torno a 100 U$B para finales de año, no se puede desestimar debido a la concurrencia de factores como los que están provocando la crisis energética, al dispararse a niveles record los precios del gas natural y verse obligadas muchas plantas térmicas a quemar combustible petrolero. Los países exportadores, y las gigantes estatales y privadas, están recuperando todo el ingreso perdido a acusa de la recesión causada por la pandemia. Incluso la valoración de ARAMCO empieza a igualar la de Apple que la había dejado atrás en 2020.
¿Cómo queda Venezuela?
No ha sucedido así en el caso de Venezuela, ya que la recuperación de su producción petrolera sigue siendo muy lenta, ademàs aquejada de fuertes altibajos, a pesar de lo que afirmen demagógica, necia e irresponsablemente tanto Tarek El Aissami como Nicolás Maduro, de elevar la producciòn petrolera a 1.6 millones de barriles para finales de año. Al descansar cada vez más la producción nacional en los aportes de los yacimientos de la Faja Petrolifera del Orinoco, y no poder convertir adecuadamente los mejoradores al crudo extrapesado en crudo liviano (crudo sintètico) debido a la paralización por desinversión, falta de mantenimiento y desperfectos acarreados por el deterioro de la infraestructura en la que se apoyan, han devenido en unidades mezcladoras (para crudo blend) antes que mejoradores.
La insuficiencia de un crudo ligero nacional en cantidades suficientes para mantener a tope a los mejoradores y la necesidad de importar diluentes y no poder hacerlo por las sanciones estadounidenses, impide que la producción de la Faja Petrolifera del Orinoco se sostenga y avance hacia una mayor recuperación. Estos vaivenes de la producción venezolana obstaculizan un aprovechamiento cabal de los elevados precios mundiales del petróleo; y terminan afectando también la capacidad instalada de refinación que posee nuestro parque refinador para la producción de gasolina y otros combustibles.
Al mismo tiempo esto genera un efecto cadena en las exportaciones, las cuales no logran definir una ruta sostenible al afectarse la producción de los mejoradores, devenidos ahora en mezcladores. Y ello sin mencionar, que las sanciones estadounidenses también impactan las ventas externas, al negarse muchas empresas navieras a transportar el crudo venezolano y tener PDVSA que ingeniarse una ruta de comercialización que supone, por ejemplo, apagar los indicadores de navegación en altamar, o trasvasar de buque a buque la carga y así arribar sin problemas a los puertos de destinos. No se puede dejar por fuera, que este riesgo para los compradores de crudo venezolano, debe compensarse con jugosos descuentos que terminan por debilitar el flujo de divisas que pueden proporcionar a PDVSA los altos precios del petròleo.