El record alcanzado desde 2014, apoyado por la escasez de oferta y las tensiones políticas entre Rusia y Ucrania, sumó preocupación a un mercado que ya está tenso
IRINA SLAV/OILPRICE
El crudo Brent tocó brevemente los 90 dólares por barril esta semana por primera vez en años. Este último salto se atribuyó a las tensiones en torno a Ucrania, pero esta es la razón más transitoria de las subidas del precio del petróleo. Las razones más importantes tienen que ver con los fundamentos. Y 90 dólares por barril de Brent pueden ser solo el comienzo.
Mucho se ha escrito recientemente sobre la capacidad ociosa de la OPEP y las perspectivas no demasiado halagüeñas para ella. Esa capacidad disponible está en declive por varias razones, pero la principal de ellas parece ser la falta de inversión. Como resultado, JP Morgan advirtió a principios de este mes que el Brent podría subir a $ 125 por barril a medida que la capacidad de producción adicional de la OPEP cae al 4 por ciento de la capacidad total para el cuarto trimestre de 2022.
La Agencia Internacional de Energía ha ido aún más lejos, advirtiendo que la capacidad adicional de la OPEP podría caer a la mitad a solo 2,6 millones de bpd en la segunda mitad del año. Luego, la agencia continuó diciendo que, "si la demanda continúa creciendo con fuerza o la oferta decepciona, el bajo nivel de existencias y la reducción de la capacidad disponible significa que los mercados petroleros podrían enfrentar otro año volátil en 2022".
Sin embargo, no es solo la OPEP. El mayor productor de petróleo fuera de la OPEP, y el mayor productor de petróleo a nivel mundial, está bombeando menos de lo que puede. La presión de los accionistas sobre las grandes petroleras públicas en los Estados Unidos ha aumentado, al igual que la insistencia de que las empresas se concentren en hacer más ecológicas sus operaciones en lugar de buscar más petróleo y gas para extraer. Como resultado, Estados Unidos está bombeando menos petróleo del que podría y, muchos argumentarían, debería.
Como resultado, el escenario parece estar listo para otro año caro en el petróleo, que coincide con un año caro en general, ya que los bancos centrales comienzan a endurecer las políticas monetarias en respuesta a la obstinada inflación que, al igual que las previsiones de demanda de petróleo de la AIE desde los primeros días del pandemia, demostró estar lejos de la falla transitoria que la Fed dijo que era el año pasado.
"El mercado del petróleo se dirige simultáneamente hacia inventarios bajos, capacidad disponible baja y una inversión aún baja", escribieron los analistas de Morgan Stanley en una nota citada por el Wall Street Journal esta semana, resumiendo bastante bien la situación. En esta situación, $90 por barril de Brent puede ser solo el comienzo.
De hecho, el consenso de Wall Street parece ser que el Brent alcanzará los 100 dólares para el verano por todas las razones enumeradas por Morgan Stanley y también porque los costes de equilibrio también están aumentando, gracias a las tendencias inflacionarias y la escasez de mano de obra, al menos en Estados Unidos. estados Sin embargo, el mayor impulsor de los precios seguirá siendo la demanda física.
La Agencia Internacional de Energía admitió que la demanda física de petróleo ha demostrado ser más fuerte de lo esperado en su último Informe del Mercado del Petróleo. Con base en este sorprendente giro de los acontecimientos, la AIE revisó al alza su pronóstico de demanda de petróleo para 2022 en 200.000 bpd. Y según su historial, bien podría resultar que una vez más ha subestimado la solidez de la demanda. Incluso con esta estimación, la demanda de petróleo no solo volverá a los niveles previos a la pandemia, sino que los superará, alcanzando los 99,7 millones de bpd a finales de año.
En tal situación, los precios más altos del petróleo son casi seguros, ya que hay muy poco (salvo otra ronda de bloqueos que es muy poco probable) que alguien pueda hacer al respecto. La pregunta, entonces, es ¿qué tan alto puede llegar el petróleo antes de que comience a bajar?
La respuesta es engañosa. Las compañías petroleras públicas de EE. UU. todavía están en deuda con sus accionistas, quienes parecen estar tomando en serio los pronósticos de que el petróleo no tiene futuro a largo plazo. Tienen un espacio limitado para hacer lo que quieren. Las empresas privadas perforarán a medida que el WTI siga subiendo. Y la OPEP también perforará, pero puede optar por mantener los controles en la producción en lugar de cambiar a "bombear a voluntad", principalmente porque solo unos pocos miembros de la OPEP tienen la capacidad de bombear a voluntad.
Los precios excesivamente altos tienden a desalentar el consumo, independientemente del producto cuyos precios estén subiendo excesivamente. Sin embargo, hay una advertencia, y es que el producto básico debe tener una alternativa viable para desalentar el consumo cuando los precios suben demasiado. A juzgar por la pesadilla del otoño y el invierno de Europa este año, las alternativas a los combustibles fósiles aún no están a la altura. Básicamente, esto significa que el impacto de los altos precios del petróleo en la demanda será lento para manifestarse y para empujar los precios a la baja.
¿Dónde deja esto al mundo? La respuesta corta es "No en un buen lugar". Los precios más altos del petróleo elevarán los precios de todo lo demás, y esto es lo último que desea, si es un gobierno, cuando ya está luchando contra la inflación. Es muy posible que la pandemia termine definitivamente este año, pero es posible que las consecuencias reales solo estén comenzando a notarse.
IMPACTO EN LA INDUSTRIA ARGENTINA
SEBASTIÁN D. PENELLI/ÁMBITO
La escalada del precio del petróleo a US$ 90 encendió las alertas en la industria de los hidrocarburos. Si bien tanto el barril de Brent como el WTI luego recortaron cotizaciones y se ubicaron en torno a los US$ 88, el record alcanzado desde 2014 sumó preocupación a un mercado que ya está tenso, tanto en el plano internacional como en el local.
Diversas fuentes consultadas por Ámbito coinciden en que el impacto en la Argentina del barril de petróleo a US$ 90 tiene múltiples consecuencias, algunas positivas y otras perjudiciales que requieren atención urgente.
En primer lugar, se destaca un beneficio a las exportaciones por mayor precio, y por ende, mayores incentivos para desarrollar la producción local, que gracias al shale de Vaca Muerta volvió a niveles altísimos.
Según datos del Ministerio de Energía de Neuquén, las exportaciones de petróleo desde la provincia ascendieron a 7,7 millones de barriles en 2021, un 45% más que en 2020, con un pico de 1,5 millón solamente en diciembre pasado.
Los envíos del crudo a través de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, salen ininterrumpidamente desde marzo y se espera que así siga. “Este es otro de los resultados que muestra la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta para generar un flujo incremental de exportaciones y las divisas que el país tanto necesita”, sentenció el gobernador neuquino Omar Gutiérrez.
En 2021 Neuquén concretó ventas por US$ 516 millones, un incremento del 180% frente al año anterior, por mayor volúmenes y precios. Esa cifra es un 14% de las inversiones totales estimadas por las empresas operadoras para 2021. Sin dudas, el barril a US$ 90 también beneficia a las arcas de las provincias productoras por mayores regalías, e incentiva a una mayor exploración y explotación.
El gobierno espera para 2022 inversiones en la industria por unos US$ 8.700 millones, lo que conformaría el mayor desembolso del sector de las últimas dos décadas, a excepción del pico de 2015.
Como contrapartida, el barril a US$ 90 encarece la importación de derivados del petróleo, como el GNL necesario para el invierno y el gasoil para la generación eléctrica. En el hemisferio norte el GNL se llegó a pagar hasta US$ 39 por millón de BTU y todo indicaría que la época de cargamentos baratos llegó a su fin.
El año pasado IESA cerró contratos con buques abastecedores para pasar el invierno por US$ 2,87 y, según datos Excelerate Energy, solo con el servicio del buque metanero FSRU Exemplar, la Argentina ahorró US$ 255 millones, con un promedio de 12,55 MMm3/día durante tres meses.
Pero ante el nuevo panorama del petróleo, el combustible de la transición energética se encareció en el mundo y en el gobierno ahora revisan sus cálculos para lanzar una nueva licitación internacional por provisión de GNL, sin lamentar una mayor erogación de dólares por cuestiones energéticas.
La proyección es que en 2022 las importaciones de gas desde Bolivia -que el presidente Luis Arce ajustó a US$ 5 por millón de BTU promedio-, de GNL y combustibles líquidos para el parque de generación eléctrica treparán a US$ 5.500 millones, un número que provoca escalofríos en el Banco Central. El aliciente es que mientras en el Norte hoy suben los precios por el frío y una mayor demanda de GNL, cuando aquí llegue el invierno el consumo mundial disminuye y los precios se relajan.
En el mercado interno el barril a US$ 90 también golpea fuerte. A ese valor, el precio de paridad de exportación del petróleo argentino sin retenciones ni costo de logística se ubicaría en tornoUS$ 80-US$ 82, dependiendo de la calidad, pero las petroleras cierran ventas por un 25% menos, lo que atenta contra el desarrollo de toda la cadena de la industria de los hidrocarburos.
Al mismo tiempo, con el barril a US$ 90 algunas refinadoras que no alcanzan la calidad premium requerida de naftas y gasoil para el mercado doméstico deberán pagar más por las importaciones, que sumado al atraso en los surtidores podría desembocar en menor niveles de refinación del crudo local. La brecha de precios obliga a los refinadores a comprar en el exterior la cantidad mínima, solo para cumplir los contratos vigentes firmados con estacioneros locales.
Gerardo Rabinovich, del IAE General Mosconi, alertó por el doble impacto de la escalada internacional del crudo, pero remarcó que también es una buena posibilidad. “Un barril por encima de US$ 80 produce excelentes oportunidades de corto plazo para la exportación por parte de las empresas productoras de petróleo de Vaca Muerta y en el Golfo San Jorge particularmente. Hay que evaluar en plazos largos (2025-2030) cuáles son las expectativas de evolución del precio internacional para implementar mecanismos de estabilización de precios internos. Es decir una política energética que sin desconectar los precios locales de los internacionales permita amortiguar la gran volatilidad de los precios internacionales”, señaló.
Para Roberto Carnicer, Director del Área de Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, también es una coyuntura con una doble cara: una para el desarrollo de la producción y otra para el “problema” del precio de crudo en el mercado doméstico. “Desde el punto de vista de la producción y el desarrollo del shale oil de Vaca Muerta, el precio a US$ 90 es extremadamente atractivo, el problema es el impacto que podría tener para las refinerías y el precio final en las estaciones de servicio. Es algo que el Gobierno tiene que ver cómo manejarlo, porque es un factor de inflación”, analizó.
Según el académico, la exportación implica ingresos para la Argentina y cuanto más alto esté el crudo, mayor es el desarrollo de Vaca Muerta, lo que podría ayudar a achicar la brecha de precios. “Lo importante es que el mercado de exportación sea superior al mercado doméstico. Allí, con recursos se podría subsidiar al mercado doméstico a partir de los ingresos de las exportaciones, aunque no es el caso y no es la realidad actual. Tal vez en el mercado doméstico una reducción impositiva de las acreencias del Estado en el precio final al surtidor podría ser un factor que permitiera regular el sistema, para que se siga produciendo crudo en Vaca Muerta”.
En Argentina el precio de los combustibles permanecen congelados desde el 18 de mayo. En diciembre pasado, con el barril a uUS$ 80 se calculó un atraso de 12% en las naftas y el gasoil que alcanzaba para cubrir las pérdidas acumuladas del 2021, pero con el Brent a US$ 90, el dólar por encima de $210, la postergación de los impuestos y la brecha del crudo local versus el internacional, hoy el atraso en los combustibles supera el 35%, con un 20% promedio solo de tributos no aplicados. Y los estacioneros son de los que más lo sufren.
A pesar que a fin de año y durante las primeras semanas del 2022 crecieron las ventas en las estaciones de servicio por el boom turístico nacional, los dueños de estaciones aseguran que desde 2018 se perdió un volumen de comercialización equivalente a 5,2 meses de trabajo y que en los últimos meses aumentó fuertemente la cantidad de litros que deben despachar para llegar al punto de equilibrio.
Hoy una estación necesita vender 355.000 metros cúbicos de combustible al mes para cerrar sus cuentas, una cifra inalcanzable para el 52% del mercado, integrado por más de 5.000 bocas de expendio.
A la espera del descongelamiento, que se menciona de menos de 5% en los próximos días, desde despachos oficiales dejaron trascender una reducción del 12% al 9% del corte obligatorio para mezcla de bioetanol con naftas por una caída en la producción de etanol de caña de azúcar.
Se trata de una medida que beneficiará a las petroleras integradas, pero que afecta a los productores de biocombustibles del Norte argentino y a algunos refinadores, que hoy están aprovechando los bios a precio razonable para evitar más importaciones, y para los cuales un recorte del cupo de mezcla les implicará un mayor costo de producción por tener que utilizar más combustible de origen fósil en detrimento del vegetal.
En tanto, en el sector de la comercialización insisten por los crecientes quiebres de stock y el desabastecimiento y advierten que las petroleras prefieren reservar el combustible para abastecer sus negocios, marginando a los más pequeños o las estaciones blancas.
Además, alertaron por un mercado paralelo de “nafta blue” por la diferencias de precios entre el canal mayorista, que sí tuvo aumentos del orden del 15% desde mayo de 2021, y que genera un vuelco de los compradores a granel al canal minorista, que por su amplia demanda secan la plaza.
