Equipo de Investigación Prodavinci
20 de diciembre de 2014
Después de 14 años durante los
cuales Venezuela jugó uno de sus roles más activos para reflotar la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), esa misma que
contribuyó a fundar en los años sesenta, el gobierno apuesta de nuevo a
utilizar el organismo como una plataforma para garantizar lo que
considera el “valor justo” de su barril de crudo y con eso garantizar la
recuperación de su principal ingreso en tiempos de vacas flacas.
El presidente Nicolás Maduro anunció
esta semana que Venezuela participará en una suerte de extramuros OPEP,
una reunión al margen del encuentro formal de la organización en Viena
que también contará con la participación de Igor Sechin, presidente de
la petrolera rusa Rosneft y segundo a bordo del gobierno de Vladimir
Putin. La cita se dará pocos días antes de que las delegaciones OPEP
formalmente discutan si ajustarán a no su techo conjunto de producción
en un encuentro que desde ya se anticipa tenso.
Tal vez para reducir esas tensiones y la
negativa anticipada de Arabia Saudita (el miembro más influyente de la
organización) a disminuir su extracción en pro de mayores precios,
Venezuela no sólo está promoviendo el extramuros sino que además
encomendó a su canciller y jefe de la delegación, Rafael Ramírez, una
suerte de campaña que comenzó con una atípica reunión con el propio Ali
al-Naimi, legendario ministro de Petróleo saudí, que prosiguió con
visitas a México, Argelia, Qatar, Irán y Rusia.
1. ¿Quiénes se beneficiarían con una disminución de la producción conjunta de la OPEP?
La respuesta más obvia es que cualquier
disminución de producción que dé como resultado una reanimación de las
cotizaciones, que han retrocedido más de 20% en apenas dos meses, va a
beneficiar más a los productores que no estén comprometidos con el
recorte. Eso involucra principalmente a los países que en los últimos
meses han estado arrojando más barriles a un mercado ya de por sí
sobreabastecido y con una demanda en desaceleración.
Casi todos los ojos están puestos en los productores de petróleo de esquisto o shaleoil,
principalmente Estados Unidos que está agregando alrededor de un millón
de barriles por día (bpd) a su producción anual de crudo y que, pese
que aún conserva un veto a la exportación, en meses recientes logró
vender en el mercado externo más de 400.000 bpd a fuerza de licencias
individualmente otorgadas por el Departamento de Comercio.
Sin embargo, hay naciones que han
agregado muchos más barriles al mercado externo en años recientes, aun
en medio de señales de desaceleración de la demanda. El caso más notorio
es Rusia, país que además tiene una urgente necesidad de efectivo en
medio de las crecientes sanciones que le han impuesto Estados Unidos y
Europa, tras su controversial participación en la crisis política de
Ucrania, algo que dificultaría que (incluso existiendo voluntad política
para un recorte) el gobierno de Putin se atreva a ejecutarlo para
acompañar a la OPEP.
Si los países del Consejo de Cooperación
del Golfo se comprometen y ejecutan un recorte en medio de una feroz
pelea por los mercados de consumo como la actual, les estarían dejando
parte del camino libre a otros exportadores que pueden vender sin
restricciones, una situación que marcaría un reacomodo de los flujos
petroleros globales y permitiría a los refinadores escoger el crudo más
apropiado para sus plantas casi sin limitaciones de precios.
2. ¿Qué tan probable es el recorte OPEP?
Es posible, pero es aun más probable que
la decisión no pase de un llamado a la disciplina. La OPEP eliminó las
cuotas individuales de producción hace varios años y ha estado ajustando
su extracción desde entonces sobre la base de un techo conjunto de
producción que, al no estar minuciosamente establecido, ha permitido a
algunos productores dominantes reemplazar los suministros de otros en
medio de la gran inestabilidad política del Medio Oriente.
Ese techo conjunto ha permanecido sin
cambios desde finales de 2011, cuando se fijó en 30 millones de bpd,
pues en los últimos años la OPEP se ha inclinado a hacer llamados a la
disciplina y al respeto del máximo permitido, en lugar de supervisar la
producción individual de sus miembros.
Países como Arabia Saudita se han
beneficiado mucho de esta política, al permitirles un margen de maniobra
para incrementar producción rápidamente si hace falta, a expensas de
otros. Eso no ha sido del agrado de naciones como Irak, Libia e Irán
cuyos mermados bombeos están ahora en recuperación, por lo que no están
dispuestos a aceptar fácilmente, como en el pasado, un retroceso de
producción.
Otros productores menos representativos,
como Venezuela y Ecuador, han jugado a conservar sus participaciones de
mercado durante los últimos años, en medio de un lento retroceso en su
extracción que ahora les deja poco peso para empujar decisiones dentro
de la OPEP.
3. ¿Se unirían los países no OPEP a un recorte?
Es poco probable. En el pasado ha habido
ciertos compromisos políticos de algunos productores dominantes fuera
de la OPEP, como México, Rusia y Brasil, para mantener sus niveles de
ventas sin cambios, pero no hay garantías de que esos países recortarán.
Si un exportador retrocede en su oferta, lo natural es que otro intente
robarse un pedazo de esa participación de mercado y así ha ocurrido en
tiempos recientes.
La caída de la producción de Irak, Libia
e Irán permitió a países dentro y fuera de la OPEP ocupar los mercados
que naturalmente le pertenecían a esas naciones. Y ahora que su
extracción va en incremento se está generando una creciente batalla por
asegurar clientes en Asia, cuya demanda se mantiene en expansión. En
esta pelea no sólo participan los productores árabes, sino también los
africanos y latinoamericanos, cuyo mercado más próximo (Estados Unidos)
está sustituyendo importaciones ante la creciente extracción local.
4. ¿Quiénes están más urgidos por un recorte?
Los países con un creciente o potencial
déficit de balanza de pagos que no están en capacidad de producir más
barriles en el corto plazo son los más urgidos. Venezuela, Ecuador,
México y Brasil son ejemplos en América Latina.
Expertos calculan que Venezuela requiere
al menos 110 dólares por barril para mantener el ritmo de importaciones
de los últimos años, pagar sus compromisos de deuda y otras
obligaciones externas, además de evitar una caída en la producción y las
exportaciones de PDVSA. Ecuador y México están en una situación
similar, aunque con exportaciones un poco más diversificadas que les
permitirían sobrevivir por un tiempo más prolongado la caída de precios.
La posición de Brasil, desde el punto de
vista macroeconómico, no está tan comprometida. Sin embargo, la
situación específica de la petrolera estatal Petrobras es delicada, con
un peso de deuda difícil de soportar para una empresa que aún no logra
disparar sus exportaciones y ambiciosos proyectos costa-afuera, que
requieren masivas inversiones.
En Norteamérica, donde la producción
petrolera recae completamente en manos privadas, hay grandes diferencias
de costos entre los productores de crudos tradicionales, las arenas
bituminosas de Canadá y los nuevos productores de shaleoil.
Estos últimos requieren precios altos para mantener el ritmo de
extracción que traen, pero tienen inversión suficiente para capear el
temporal en el corto plazo. Y además cuentan con ventajas fiscales que
no existen en otros países.
En África la situación de la vasta
mayoría de los productores es similar a la de América Latina: países
altamente dependientes de las exportaciones petroleras y déficit
fiscales en puertas que los obligan a presionar por recortes de
producción. La diferencia es que muchas de estas naciones han
aprovechado el repliegue de algunos miembros dominantes de la OPEP para
ganar mercados próximos como India, lo que les ha dado cierto respiro en
sus ingresos.
Cabría pensar que los países árabes no
enfrentan ninguna dificultad de corto plazo ante la caída de precios,
pero la reciente pelea interna en el reino de Arabia Saudita entre el
ministro Naimi y los herederos del trono revela que incluso el mayor
productor de la OPEP podría observar por primera vez en décadas un hueco
en su presupuesto. No obstante, su posición hasta ahora ha sido la de
observar si la caída de precios tiene un fondo, mientras ejecuta
estrategias individuales para evitar perder mercados. Y entre esas
estrategias está el recorte de sus propios precios de venta, una movida
que alteró todas las diferencias de precios globales y demostró que
Arabia Saudita siempre estará dispuesta a ejecutar la jugada mejor
pensada.
5. ¿Qué pasará con Venezuela?
Venezuela ha sido uno de los más
fervientes defensores de la estrategia de recorte de producción en la
última década y media. Y ahora no será diferente, menos si tiene como
argumento político poder decir que los nuevos productores de esquisto
(como Estados Unidos) están derrumbando las cotizaciones.
Sin embargo, su posición casi nunca es
compartida por el grueso de los productores en la OPEP. Particularmente
porque los miembros del Consejo de Cooperación del Golfo, con
presupuestos mucho más blindados, han jugado siempre a la estabilidad de
las cotizaciones en el largo plazo, sin erosionar la demanda.
Aun si Venezuela lograra que la OPEP
decida un recorte, su situación macroeconómica es la más comprometida de
Suramérica por su elevadísima dependencia de las exportaciones
petroleras, lo que le exige precios muy elevados para poder mantener a
flote la economía. Además, el recorte que PDVSA ejecutó junto a sus
empresas mixtas en 2009 trajo un impacto muy negativo sobre su
producción, al disminuirse los presupuestos operacionales. Y eso sirve
como referente de qué podría ocurrir si una situación como ésta se
presenta de nuevo, forzando a la petrolera a detener los planes de alza
de producción que, finalmente, comenzaron a rendir ciertos frutos el año
pasado con los nuevos proyectos de la Faja del Orinoco.
Pero Venezuela siempre puede presionar
políticamente por un recorte y hacer poco por aplicarlo. Es una
estrategia que le ha rendido ciertos frutos en el pasado y que
ulteriormente solo perjudicará a los productores que retiren barriles
del mercado.
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