A medida que el mercado sigue digiriendo el principio de acuerdo alcanzado por los países de la Organización de Países Exportadores y Productores de Petróleo (OPEP), un plan del que todavía quedan hilos sueltos y que no se implantará hasta el próximo noviembre, la debacle que han sufrido los precios del crudo desde finales de 2014 sigue pasando factura a las compañías energéticas en EEUU.
Mientras el sector energético y las principales petroleras estadounidenses acumulan subidas en bolsa de aproximadamente el 13% en lo que llevamos de año, los productores y exploradores de menor tamaño luchan aún por su supervivencia. Según los últimos datos recopilados por el bufete de abogados Haynes and Boone, LLP, al cierre del pasado 13 de septiembre, un total de 102 compañías norteamericanas relacionadas con el petróleo y el gas han cesado pagos desde comienzos de 2015, informó El Economista.
Una cifra significativa que también ha generado tensiones en los mercados de deuda. Al fin y al cabo el apalancamiento de estas empresas, buena parte de ellas forjadas tras el boom del esquisto a este lado del Atlántico, alcanzó los 67.757 millones de dólares. De esta cantidad, alrededor de 40.538 millones de dólares corresponde a deuda no asegurada, por lo que parte de sus inversores no conseguirán recuperar su inversión en los procesos de reestructuración y defunción de estas compañías bajo la Ley de Quiebras estadounidense.
Sólo en lo que llevamos de año, alrededor de 58 compañías mordieron el polvo pese a que tras los mínimos tocados en los primeros compases de 2016, el barril de crudo ha subido más de un 66%. Dicho esto, para muchos productores de esquisto el petróleo entre los 40 y 45 dólares el barril no resulta todavía rentable, niveles que para las grandes petroleras son más manejables. Durante los tres primeros trimestres del año, los impagos de las empresas energéticas que se han acogido a alguno de los capítulos de la Ley de Quiebras estadounidense acumulaban deudas por valor de 50.379 millones de dólares, de la que más de la mitad no está asegurada.
Los estados que más cesación de pagos han experimentado durante los dos últimos años son el de Texas y Delaware. Este último es considerado por muchas compañías, no todas energéticas, como idóneo para abrir empresas debido a sus ventajas fiscales. Dicho esto, las economías de estados como Alabama, Alaska, Dakota del Norte, Wyoming o Luisiana son las más afectadas por los vaivenes que han experimentado los precios del barril durante los dos últimos años.
De hecho, según los últimos datos del Buró de Análisis Económico (BEA, por sus siglas en inglés), estados como Oklahoma, Nuevo México, Luisiana o Alaska sufrieron una contracción de su PIB en el primer trimestre del año, con un crecimiento negativo del 0,5%, 0,6%, 0,9% y el 1% respectivamente. Otros como Nebraska o Iowa se contrajeron un 1,9% y un 2,6%. En en el caso de Dakota del Norte, el crecimiento negativo alcanzó el 11,4% mientras que Wyoming se contrajo un 4,9%. BEA publicará los datos sobre la marcha de la economía de todos los estados del país en el segundo trimestre del año el próximo 7 de diciembre.
Los analistas de Goldman Sachs indicaron en un informe que el acuerdo alcanzado el miércoles por los productores de crudo de la OPEP para limitar el bombeo debería sumar entre 7 y 10 dólares a los precios del petróleo en la primera mitad del próximo año.
"La aplicación estricta del acuerdo de hoy en el 2017 representaría de 480.000 a 980.000 barriles menos de producción por día", estima el documento que señala cierto escepticismo "a largo plazo sobre la aplicación de las cuotas propuestas, si se ratifica".
Aún así, el banco reiteró sus previsiones del precio del petróleo para finales del 2016 y el 2017. Goldman mantuvo sus previsiones para el precio del petróleo en EEUU en los 43 dólares por barril para finales de este año y en los 53 dólares por barril para 2017.
En Julio 2013 el barril el WTI llegó a cotizar más de u$s de 110. En septiembre del 2014 se lo vio por última vez cerca de esa cifra, luego comenzó a caer en picada. En diciembre de ese año ya tocaba los u$s 54 y en enero del 2016 llegó a cotizar en menos u$s 30.
A principios de año, el ministro de Petróleo Saudí, declaraba “el precio no importa”. Días atrás, Irán advirtió que “no estaba preparado” para un acordar regular la producción.
Sin embargo, a dos años de la caída de los precios, este miércoles la OPEP llegó a un acuerdo para limitar su producción, algo que no pasaba desde el 2008, cuando la crisis financiera mundial obligó el recorte.
El plan sería reducir el bombeo del bloque a 32,5 millones de barriles por día, ante los 33,24 millones que produce actualmente. Los precios del petróleo subieron casi 6%, por encima de los u$s 48 por barril al conocerse el resultado del encuentro, que sorprendió a los operadores.
El mercado financiero reacciona con un alza con cada gesto a favor de un acuerdo, pero esta vez, el recorte está más cerca, y esto quiere decir que los precios del crudo podrían comenzar a cotizar en torno a los u$s 60. Según estimó Goldman Sacks, un recorte así podría aumentar en u$s 10 el barril.
Hasta ahora, Arabia Saudita -el mayor productor del mundo y líder del grupo- había optado por dejar actuar al mercado y que la producción se regule a sí misma. Los analistas sostienen era una respuesta al auge del petróleo Shale en Estados Unidos. La estrategia era aguantar y retener su parte del mercado hasta que los precios suban, dejando así menos espacio para los proyectos Shale, que necesitan de un crudo más caro para ser rentables.
Sin embargo, las finanzas de los petroleros están complicadas tras dos años de precios bajos y Arabia Saudita no es una excepción.
Por otro lado, a principios de año, tras acordar reducir su programa nuclear, Estados Unidos y la Unión Europea levantaron las sanciones que le habían impuesto a Irán, entre ellas, evitar su petróleo. En estos días, ya se encontraba cerca de alcanzar los niveles de producción previos, y anunciaba que buscaría superarlo, lo que presionaría aún más los precios.
Pese a las tensiones entre irán y Arabia Saudita, los problemas financieros se agravaron lo suficiente como para sentarlos en la mesa. No obstante, en el acuerdo no se detalló cuánto deberá recortar cada país, por lo que aún hay mucho en juego. Tampoco se sabe que rol jugará Rusia, que también está tocando niveles de producción récord.
La próxima reunión oficial será el 30 de noviembre en Viena. La OPEP está compuesta por Irán, Iraq, Kuwait, Libia, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes, Gabón, Angola, Nigeria, Indonesia, Ecuador y Venezuela.
Del total de las reservas de crudo del planeta, 81% están bajo el suelo de estos países. Además, vale destacar que Venezuela tiene más reservas que todos los no-OPEP juntos (pero su producción es baja en comparación). Arabia Saudita está cerca. Las reservas de Irán e Irak sumadas también serían mayores al total de los países no-OPEP.
La decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de recortar la producción podría haber llegado tarde.
Después de producir a plena capacidad durante los últimos dos años, el organismo considera un plan para reducir la producción en hasta 700.000 barriles diarios este año. No obstante, numerosos analistas señalan que los recortes propuestos no son lo suficientemente grandes, ni se ejecutarán lo suficientemente rápido, como para abordar el exceso de suministro mundial que ha deprimido los precios.
Muchos analistas pronosticaron antes de comenzar el año que la oferta y la demanda de crudo alcanzaría un equilibrio para fin de 2016. Ahora, incluso tomando en cuenta el consenso que alcanzó la OPEP la semana pasada, la mayoría estima que el equilibrio se logrará recién a mediados del próximo año, o incluso más tarde. Los inventarios globales de petróleo rondan sus máximos y a la organización le ha salido competencia de los productores de esquisto de Estados Unidos que pueden elevar rápidamente su producción cuando suben los precios.
“Las empresas de perforación estadounidenses, que son ágiles y veloces, le han quitado parte del poder a la OPEP”, dice Daniel Yergin, vicepresidente de IHS Markit y un experimentado observador del mercado. “Ahora, hay mucho más petróleo que no es de la OPEP”.
El cartel acordó en Argelia reducir la producción a entre 32,5 millones y 33 millones de barriles diarios, frente a los 33,2 millones de barriles por día producidos en agosto. La organización ultimará los detalles en una reunión prevista para noviembre.
La noticia tomó por sorpresa al mercado. El precio de referencia del petróleo en EE.UU. subió 8% en las últimas tres jornadas de la semana pasada para cerrar en US$48,24. Este año, los precios han aumentado 30% después de caer por debajo de US$30 el barril a inicios de año, su menor nivel en los últimos 13 años.
Todavía no hay claridad sobre qué países disminuirán su producción y cuáles cifras se usarán como referentes. No hay que perder de vista que los integrantes del organismo tienen un historial de no cumplir con las cuotas de producción acordadas.
Aunque la OPEP ratifique y logre que sus miembros se ciñan al acuerdo, muchos expertos dicen que los recortes tendrán un impacto limitado en la corrección del exceso global de suministro. La sobreproducción refleja, en parte, el cambio en los papeles que desempeñan los productores estadounidenses y la OPEP, en el que las empresas de esquisto han obtenido una mayor participación de mercado y más influencia sobre los precios globales.
“La OPEP no controla la producción marginal y, por ende, no tiene un control duradero sobre los precios”, afirmó una reciente nota del banco alemán Commerzbank AG.
Los países que no integran la organización representan 58% de la producción mundial de petróleo, que en el segundo trimestre ascendió a 95,9 millones de barriles diarios, por encima de una demanda estimada en 95,6 millones de barriles al día, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
Los recortes propuestos por la OPEP reducirían el exceso de suministro global solamente si no fueran compensados por alzas de la producción de los países que no son miembros de la organización. Incluso si los recortes logran equiparar la producción de crudo con el consumo, los inventarios en todo el mundo seguirían siendo altos.
En julio, el período más reciente del cual hay datos disponibles, las existencias de petróleo crudo y productos refinados en manos de los países que integran la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) superaron los 3.100 millones de barriles, un alza de 15% frente a los niveles de hace dos años, según la AIE. Los inventarios de los países que no son miembros de la OCDE también se ubican cerca de máximos históricos, según estimaciones de Bernstein Research.
“A fin de cuentas, se reduce a fundamentos muy muy básicos: ¿cuánto petróleo hay en el sistema?”, dice Joe Tanious, estratega sénior de inversión de Bessemer Trust. “Uno quiere ver una reducción de esos inventarios”.
En general, la AIE prevé que la producción de países que no pertenecen a la OPEP disminuya en más de 800.000 barriles al día este año, pero aumente en casi 400.000 barriles al día en 2017 debido a una mayor producción de Canadá, Rusia y Brasil. Algunos inversionistas señalan que el consenso peca de ser demasiado pesimista y opinan que el exceso de suministro se aliviará. Resaltan, por ejemplo, que las empresas han reducido sus gastos en producción de petróleo y gas natural en cientos de miles de millones de dólares desde 2014 y que 2017 puede ser el tercer año consecutivo de una caída en el gasto en energía, según la AIE.
“El esquisto puede parar y reanudar la producción rápidamente, pero no es el caso del 96% restante del mercado petrolero”, dice Robin Wehbé, director de portafolio de Boston Company Asset Management, una filial de Bank of New York Mellon Corp. Wehbé añade que una “hambruna de capital sin precedentes para las empresas petroleras” desaceleraría la producción y elevaría los precios en los próximos años.
No obstante, la menor inversión no se ha traducido en una menor producción con la celeridad que algunos anticipaban. Los proyectos que se iniciaron hace años empiezan ahora a producir. La semana pasada, Bernstein Research publicó una lista de 136 iniciativas offshore que siguen en construción, algunas de las cuales no se completarían hasta 2021.
Además, la producción que fue interrumpida por motivos políticos u otros factores está regresando al mercado. La producción iraní de agosto quedó casi 800.000 barriles al día por encima de su promedio en 2015, cuando estaba restringida por las sanciones internacionales, según la AIE. Tal cifra prácticamente contrarresta el descenso de la producción estadounidense en igual período. La producción canadiense ha repuntado después de los incendios forestales que la afectaron en mayo. Igualmente, Nigeria y Libia podrían incrementar su producción en la medida en que amainen los conflictos políticos.
Por el lado de la demanda, el consumo ha estado por debajo de las previsiones. La AIE proyecta que la demanda aumente en unos 1,3 millones de barriles diarios este año, pero el crecimiento se vino abajo en el tercer trimestre ante una “desaceleración drástica en China e India”, indicó la agencia.
La propia OPEP ha contribuido al exceso de oferta global al producir a niveles récord en los últimos meses. “El mercado ha cambiado desde junio, y nuestras expectativas sobre el proceso de reequilibrio también lo han hecho”, reconoció el miércoles el ministro de Petróleo de Qatar, Mohammed bin Saleh al-Sada. “Es evidente que ahora hay un mayor grado de urgencia para lograr que el mercado regrese a un equilibrio lo antes posible”.
