El petróleo estadounidense cerró con una baja de un 7,51% a US$ 66,42 por barril en su peor día desde septiembre de 2020, tras cotizar tan bajo como US$  65,47 durante la sesión. 

El contrato está ahora más de un 13% por debajo de su máximo reciente de US$  76,98 del 6 de julio, que fue el nivel más alto en más de seis años. El crudo Brent de referencia internacional cayó un 6,75% el lunes para ubicarse en US$68,62 por barril.

Aún no está claro cómo afectará la variante a la demanda de petróleo. El consumo de combustible de EE.UU. se ha fortalecido de manera constante en las últimas semanas, mientras que India ha recortado las importaciones debido al exceso de oferta y los temores de una reducción de la demanda.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados, conocidos como OPEP+, llegaron a un compromiso el domingo para aumentar el suministro de petróleo a partir de agosto para enfriar los precios, que habían alcanzado su nivel más alto este mes en más de dos años.

Las acciones de energía se movieron a la baja tras la caída del petróleo. El grupo cayó un 4,5%, lo que lo convierte en el sector del S&P 500 con peor desempeño. Occidental, Diamondback Energy, Schlumberger y Marathon Oil se encontraban entre los que más cayeron, cada uno con una caída de más del 6%.

Sin embargo, el acuerdo de la OPEP elimina más restricciones de suministro que han sido una piedra angular del mercado durante un año. En la actualidad, la OPEP+ mantiene fuera del mercado alrededor de 5,8 millones de barriles de crudo por día, cifra que se reducirá en 2 millones de bpd hacia fin de año.

"Aún enfrentamos un déficit significativo en términos de oferta versus demanda, pero por ahora, los barriles adicionales se consideran suficientes para desinflar y matar el reciente repunte", dijo John Kilduff, socio de Again Capital en Nueva York.

"Las capacidades de producción adicionales, gratuitas y a largo plazo de los países de la OPEP+ son la razón clave por la que vemos que el petróleo se mueve a la baja nuevamente", dijo Carsten Menke, analista de Julius Baer.

Una operación de diferencial popular en el mercado petrolero, entre los dos primeros contratos de futuros de diciembre, diciembre de 2021 y diciembre de 2022, se redujo al mínimo desde el 1 de junio. Un diferencial de reducción indica que los comerciantes esperan que los suministros aumenten para fines de 2021.

Proyecciones

 Credit Suisse elevó sus pronósticos el domingo por la noche y ahora ve al Brent con un promedio de $ 70 por barril en 2021, por encima de una estimación anterior de $ 66.50. La firma elevó su pronóstico de WTI a 67 dólares para el año, frente a los 62 dólares.

Los principales bancos han argumentado que el mercado seguirá repuntando, y Goldman Sachs reiteró que ve más ventajas. Dijo que el acuerdo de la OPEP estaba en línea con su punto de vista de que los productores "deberían centrarse en mantener un mercado físico ajustado al mismo tiempo que orientan hacia una mayor capacidad futura y desincentivan las inversiones competidoras". 

Citi prevé que el Brent y el WTI suban a 85 dólares o más este año. “La temporada de verano para los mercados del petróleo debería ser más fuerte de lo habitual este año debido a la demanda de ocio reprimida”, dijo la firma en una nota a los clientes.

Qué sigue para el petróleo después del nuevo acuerdo OPEP +?

DAVID MESSLER/OIL PRICE

La reciente reunión de la OPEP + terminó con un acuerdo que aumentaría gradualmente la producción mensual del cartel hasta que a fines de 2022 se restableciera todo el BOPD de 9,7 mm que originalmente se había retenido del mercado.

 Ya había un acuerdo vigente hasta diciembre de 2021, pero el deseo del Reino de Arabia Saudita (KSA) de extenderlo hasta fines del próximo año fue una manzana de la discordia con los Emiratos Árabes Unidos (EAU). Este acuerdo no se alcanzó fácilmente y requirió algunas negociaciones y compromisos para lograrlo.  

Se ha informado ampliamente que el quidUno de los motivos del desacuerdo entre KSA y los Emiratos Árabes Unidos fue el deseo de estos últimos de un techo de producción más alto a partir del cual se calcularía su parte de reducción. Esto, aunque ciertamente es cierto, no es el único factor de la nueva asertividad demostrada por los Emiratos Árabes Unidos en los asuntos de la OPEP. 

Existe una dicotomía de perspectiva sobre el pico del petróleo que se ha desarrollado entre la KSA y los Emiratos Árabes Unidos. El plan quinquenal de los saudíes para diversificar sus ingresos fuera del petróleo no ha tenido tanto éxito como se esperaba inicialmente, y ahora consideran que la producción de petróleo sustentará su economía en las próximas décadas.

 También ven la transición a las energías renovables como un arco de varias décadas que mantendrá la demanda de petróleo y derivados relativamente alta durante este período. El nuevo régimen de precios más altos en o cerca de los 70 dólares es un soplo de aire fresco para su economía.

Los Emiratos Árabes Unidos han tenido más éxito en la atracción de inversión extranjera y, en paralelo, han dinamizado su sector petrolero con un plan de inversión de 122.000 millones de dólares , para aumentar drásticamente la producción a corto plazo. Su opinión sobre la transición energética es que tendrá un arco mucho más corto que podría llevar a que las reservas sustanciales queden "varadas". Un resultado muy indeseable para esta pequeña nación del Medio Oriente, y les hace querer aumentar la producción independientemente del impacto en los precios. Este es el temor subyacente detrás de su insistencia en una base más alta para asignar su participación en la producción de la OPEP +. Esto llevó al impasse que resultó en que la primera reunión terminara abruptamente sin una declaración, como es habitual.

Esta divergencia en el punto de vista ha hecho que los EAU se salgan a propósito de la sombra de los saudíes en los debates que giran en torno a la producción. Como veremos, hubo mucho más involucramiento entre estos dos miembros clave de la OPEP que simplemente elevar los niveles de producción. En este artículo, analizaremos en profundidad el tira y afloja regional que se ha desarrollado para dar forma al destino del cartel. Un tira y afloja que tiene implicaciones globales sobre la disponibilidad y el precio del petróleo. Primero, echaremos un vistazo rápido a estas filosofías en competencia en lo que respecta al pico del petróleo.

El plan Saudi Vision 2030

El plan Saudi Vision 2030 se implementó en 2016 , con considerable fanfarria cuando Mohammed bin Salman, (MBS) fue nombrado Príncipe Heredero , convirtiéndose en el heredero de facto al trono. El plan 2030 incluía una serie de megaproyectos, incluida una ciudad futurista llamada Neom , que tenía la intención de reducir drásticamente la dependencia del reino de las exportaciones de petróleo para obtener ingresos para 2030.

Este año, el punto de cinco años desde su implementación, el plan 2030 ha cumplido con su facturación con menos de la mitad de los ingresos previstos previstos de fuentes no petroleras. Enmascarado en los detalles está el hecho de que gran parte del aumento real proviene de nuevos impuestos y no de nuevas inversiones externas, como se señala en el artículo vinculado.

Algo de esto puede estar asociado con algunos pasos en falso del Príncipe Heredero en el camino. El asesinato de Kashoggi, la privatización de Aramco que no atrajo mucho interés externo, una granja solar de $ 200 mil millones que no obtuvo suficiente apoyo para salir del tablero de dibujo y un intento de lanzar un proyecto de energía nuclear, todos han contribuido a una sensación de una falta de dirección en la comunidad inversora. 

Con muchos problemas internos asociados con una población joven que carece de preparación para el empleo moderno, una economía que se contrajo un 3% por el impacto de la pandemia y un crecimiento interno más débil debido a los altos impuestos y los recortes de subsidios, KSA ha luchado por equilibrar sus libros. Con una entrada de efectivo externa insuficiente para satisfacer sus necesidades económicas, el Reino ha renovado su compromiso de depender más del petróleo durante más tiempo en el futuro de lo que pensaba que sería necesario hace unos pocos años. Un consultor de energía ubicado en Dubai fue citado en el artículo vinculado diciendo:

“En los últimos cinco años, Arabia Saudita ha avanzado poco en aliviar su dependencia de los ingresos por exportaciones de petróleo. Probablemente se necesitarán más de 30 años para alejarnos de la dependencia del petróleo ".

El plan quinquenal de los EAU en contraste

El plan de los Emiratos Árabes Unidos no tiene un nombre icónico como el de KSA, pero el país ha tenido más éxito en varios frentes de forma relativa. Su privatización de ciertos aspectos de las propiedades de ADNOC, la venta de participaciones en las subsidiarias de ADNOC, atrajo $ 25 mil millones de capital extranjero al país sin el trauma de pasar por un proceso de oferta pública inicial para el holding. Algo que fue doloroso para el Reino. Los EAU ahora están produciendo energía a partir de una planta de más de 400 MW en Dubai, e incluso en el área de energía nuclear, los Emiratos han superado a su vecino más grande con una planta de generación nuclear que entró en funcionamiento este año.

Los Emiratos Árabes Unidos incluso han ido un paso más allá y han introducido con éxito un nuevo contrato de futuros sobre su producción, conocido como Murban . Esto está destinado a facilitar su comercio y optimizar los precios y los volúmenes dentro de los límites de producción establecidos por la OPEP.

Los Emiratos también buscan avanzar más en la cadena de valor del petróleo con una expansión de $ 45 mil millones del complejo industrial de Ruwais . En este esfuerzo se duplicará la capacidad de refino del país y se construirá un enorme complejo petroquímico. Las principales compañías petroleras europeas, BP, (NYSE: BP), TotalEnergies, NYSE: TTE) y ENI, NYSE: E) son socios de esta empresa y mantienen acuerdos de producción compartida (PSA) para el desarrollo upstream en el país.

La pieza principal de esta iniciativa no se lanzó hasta noviembre del año pasado cuando se anunció que el país comenzaría una expansión de $ 122 mil millones de la producción de petróleo de ADNOC con el objetivo de elevar la producción a 5 mm BOPD. Lo que nos devuelve al estado actual de las cosas y filosofías en competencia con respecto a la mejor manera de extraer el máximo valor de sus reservas de petróleo. Pero, primero echemos un vistazo a algunas de las luchas de poder regionales que contribuyen a la tensión entre los dos países.

Entre bastidores

El Medio Oriente parece un eterno semillero de conflictos de un tipo u otro. Muchos factores influyen en esto y nos centraremos en la competencia por el ascenso en la región entre KSA y los Emiratos Árabes Unidos.

La guerra de poder entre Arabia Saudita e Irán en Yemen ha estado entrando y saliendo de las noticias en los últimos años, pero se prolonga año tras año. Un partidario clave de KSA en el esfuerzo por someter a los rebeldes hutíes han sido los Emiratos Árabes Unidos. En 2019 anunció que retiraría sus tropas del conflicto. Un golpe al intento de los saudíes de llamar al esfuerzo de guerra una coalición regional. 

El alivio de las tensiones entre los Emiratos Árabes Unidos e Israel en un acuerdo de paz negociado por Estados Unidos también ha profundizado la desconfianza entre estos dos estados. Arabia Saudita sigue profundamente dividida sobre Israel debido a la cuestión de Palestina, y espera que los vecinos de la región apoyen su causa.

Luego, en otro cambio de poder regional, KSA enterró el hacha con Qatar dejando a los Emiratos Árabes Unidos en el frío y se vio obligado a seguir adelante. Los dos países habían estado comprometidos durante años con un bloqueo de Qatar , hasta que un acuerdo de paz negociado por Estados Unidos condujo a una tregua a principios de este año en la última administración.

Con el vaivén regional que tiene lugar en otros frentes, estaba claro que los EAU tenían que al menos "sacudir la jaula" de la OPEP + para proteger sus intereses.

¿Cuál será el impacto en los suministros de petróleo?

Por el anuncio que salió de la reunión del domingo, parece que los Emiratos Árabes Unidos obtuvieron la mayor parte de lo que estaban buscando en términos de aumentar su línea de base de producción. Otros países, incluidos Arabia Saudita, Rusia, Kuwait e Irak, también vieron aumentadas sus cuotas de referencia, por lo que esta fue una victoria compartida.

Con el acuerdo de gestión de producción extendido hasta diciembre de 2022, Arabia Saudita también obtuvo una victoria clave por sus preocupaciones sobre el exceso de petróleo que hace bajar los precios. En el horizonte también está el retorno potencial de alrededor de 1,5 mm BOPD de Irán una vez que se levanten las sanciones. La declaración incluyó lenguaje sobre el cártel que revisa esta política en caso de que este crudo aterrice en el mercado.

Los precios de muchos grados de crudo cayeron tras el anuncio de la devolución al mercado de 400.000 barriles, y el contrato de agosto para el WTI cayó por debajo de los 70 dólares en los futuros del lunes por primera vez desde principios de junio. Como señalé en un artículo anterior de OilPrice cuando este resultado para la OPEP + estaba en el horizonte, el mercado global puede absorber fácilmente este crudo, asumiendo que la recuperación de Covid-19 continúa. Creo que lo hará. La EIA proyecta que la producción de US YE 2022 será de ~ 12,2 mm BOPD. Esto se descompone en 1.8 mm BOPD del GoM y ~ 400K BOPD de Alaska, por lo que requiere una producción de lutitas a ~ 10 mm BOPD. Un aumento de 2,2 mm BOPD desde la tasa actual de ~ 7,8 mm BOPD, y lo lleva mucho más allá del nivel más alto jamás producido en el parche de lutitas. 

Creo que esperar que esta variable funcione al nivel asumido por la EIA no es realista. Esta agencia utiliza algunas suposiciones bastante simplistas para realizar estas estimaciones, que principalmente miran hacia atrás y asignan números de plataforma con producción de crudo. Esto no tiene en cuenta el hecho de que la extracción de pozos perforados con DUC pero no completados ha sido en gran parte responsable de controlar la tasa de disminución este año frente a la reducción de la actividad de años anteriores.

En marzo de 2020, la producción de esquisto alcanzó un máximo de 9,3 mm BOPD sobre la base de un pico de 1,100 plataformas en los 15 meses anteriores y 420 diferenciales de fracturamiento activo.

Datos-EIA / PrimaryVision

Como sabemos, la industria de servicios y suministros se ha puesto patas arriba en los últimos tres años y es mucho más pequeña en términos de bombas y plataformas desplegables. El personal también ha sido eliminado a un ritmo nunca antes visto en una industria conocida por grandes cambios en la actividad. En nuestra opinión, estas reducciones, junto con la intención declarada por la industria de reparar los balances y recompensar a los inversores con recompras de acciones y mejores pagos de dividendos, auguran un retorno a 2019 en términos de actividad.

La siguiente variable es la rápida propagación de la variante “Delta” Covid. Esto, en mi opinión, es más una cuestión de percepción que un cambio radical en la dirección general de la recuperación. Si bien es más transmisible que la cepa original, parece provocar una infección más leve y las vacunas tienen una eficacia cercana al 97% para prevenir la infección. Y, por supuesto, la buena noticia que rara vez se informa es que la infección en sí misma en los no vacunados eventualmente provocará la inmunidad de "manada" entre la población que hará que Covid tenga esencialmente el mismo estado que la gripe. Algunos con los que vives y no provocan un pánico generalizado.

El resultado de todos estos factores -el acuerdo OPEP +, las tasas de producción y los niveles de actividad del esquisto en América del Norte- es que, a pesar de las fluctuaciones debidas a los cambios en el sentimiento impulsados ​​por el mercado, la tendencia del precio del petróleo será más alta.

Estos cambios en el sentimiento serán transitorios en mi opinión, creando oportunidades para agregar posiciones en compañías clave que probablemente se beneficiarán de estos precios más altos. Empresas como Halliburton, (NYSE: HAL), Schlumberger, NYSE: SLB), Devon Energy, (NYSE: DVN), Occidental, (NYSE: OXY), ConocoPhillips, (NYSE: COP), Pioneer Exploration, (NYSE: PXD) están preparados para informar un rendimiento trimestral notablemente mejorado desde el primer trimestre, que impulsará los precios de sus acciones al alza.

Los inversores que crean que la recuperación económica que comenzó el año pasado con el anuncio de la eficacia de las vacunas continuará deberían ver la actual liquidación promedio de ~ 20% en las últimas semanas como una oportunidad de compra.