Análisis energético: 15 de septiembre

El estancamiento en los esfuerzos diplomáticos y los incidentes armados directos, así como los nuevos  bloqueos y escaramuzas en el estrecho de Ormuz, han provocado que  la industria petrolera perciba un mayor riesgo geopolítico. Las tensiones marítimas alcanzaron un punto álgido tras ataques de EE.UU. contra buques iraníes; Irán respondió atacando a una decena de embarcaciones comerciales en el estrecho.

Los costos de flete de supertanqueros se duplicaron, pese a sus ya muy elevados niveles. Lo que adicionó alrededor de $15/bbl al precio del crudo entregado a China, y el cruce por el estrecho de Ormuz de este tipo de embarcaciones se redujo a solamente siete en la semana.

Pero el elemento que más amedrentó al mercado fue el ataque con drones lanzados desde Irak contra las instalaciones del oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudita, que paralizó el bombeo por esta arteria crítica para las operaciones saudíes. Aunque este oleoducto está enterrado, las estaciones de bombeo en superficie constituyen un blanco fácil para ataques aéreos. Las imágenes satelitales muestran una densa columna de humo ascendiendo desde una de las estaciones.

Arabia Saudita utiliza este oleoducto para exportar hasta 6,5 millones de barriles por día desde el terminal de Yanbú en el mar  Rojo, soslayando el estrecho de Ormuz. Además, debido a las repetidas ofensivas de las milicias de Irak y Yemen, respaldadas por Irán, contra el complejo de procesamiento de Abqaiq, los barcos en Yanbu y  la refinería de Jazan, la capacidad de exportación saudí se ha visto severamente mermada. Según datos publicados este 11 de septiembre por la Agencia Internacional de la Energía (IEA), la producción de crudo del reino cayó a 6 millones de barriles por día en agosto/septiembre, su nivel más bajo en más de tres décadas. 

Por si esto fuera poco, el jueves 10 de septiembre, las fuerzas de los rebeldes hutíes, aliadas con Irán, tomaron el control del estratégico puerto yemení de Moca, añadiendo una severa amenaza militar al tráfico marítimo en el mar Rojo y en el estrecho de Bab el-Mandeb. Esto obliga a diseñar una logística alternativa, compleja y costosa, para la entrega de crudo en el lejano oriente. 

La amenaza de cerrar de forma coordinada los dos estrechos de salida, Ormuz y Bab el-Mandeb, es una provocación iraní contra Arabia Saudita, lo que ha derivado en otra guerra contra los hutíes de Yemen. Arabia Saudita no tiene otra opción que actuar contra los rebeldes para recuperar su producción. En este contexto, el príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohamed Bin Salman, le solicitó ayuda militar al presidente Trump para atacar a los hutíes; este solo se comprometió a compartir inteligencia militar.

En el marco de la guerra entre Rusia y Ucrania,  que ya se encuentra en su quinto año, los ataques ucranianos contra las refinerías rusas han seguido reduciendo su capacidad de procesamiento de combustibles, lo que impacta el suministro global, en particular el de diésel. Durante el fin de semana, el presidente Trump buscó asignar la responsabilidad de la subida del precio del diésel a los ataques de Ucrania: “Esto no lo hace el Medio Oriente; esto lo hace lo que está sucediendo con Rusia y Ucrania”.

La moderación en el alza de los precios observada en las últimas horas del viernes se debió a reportes de que los ministros de Relaciones Exteriores de los países del Golfo habían convocado una reunión de emergencia para este lunes para negociar con Irán corredores de tránsito seguros en el estrecho de Ormuz, lo que llevó a los inversores a la cautela y a la recogida de ganancias. Sin embargo, la reunión, que no contaría con la presencia de EE.UU., fue pospuesta indefinidamente.

Todo este conjunto de acciones individuales en el Medio Oriente está coalesciendo y poniendo en jaque toda la infraestructura y las salidas del golfo Pérsico, lo que evidencia una crisis de suministro a la vuelta de la esquina.  

Las proyecciones de la IEA y de la OPEP en sus informes de septiembre sobre la demanda y el suministro evidenciaron una convergencia cualitativa inusual. Ambos reportes reflejan visiones complejas del mercado y revisiones a la baja de la demanda de crudo para el año en curso, así como un suministro muy afectado por la prolongación del conflicto en la península Arábiga. Como es habitual, sin embargo, sus cifras difieren de manera significativa.

La Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) reporta que la oferta global caerá en 5,7 millones de barriles por día en 2026  debido al conflicto en el Medio Oriente y que la demanda mundial de petróleo disminuirá en 2,5 millones de barriles por día. El reporte afirma que la verdadera crisis está en los productos refinados: el diésel en EE.UU. ha llegado a superar los $200 por barril, duplicando su precio debido al daño en las refinerías rusas y a la alteración de las rutas marítimas. La Agencia ahora proyecta que la normalización de los flujos no ocurrirá hasta 2027. El reporte de la OPEP, por su parte,  afirma que la demanda mundial se incrementará en 2026 en 400 mil barriles por día, mientras que el suministro aumentará en 600 mil barriles por día.

Buena parte de esta reducción en el suministro ha sido compensada por importaciones menores de China, aunque esta tendencia parece estar cambiando; en agosto, China importó entre 7,2 y 9 millones de barriles por día (según la metodología de medición por vía marítima o total), lo que representa una recuperación intermensual del 6,1 % al 6,2% respecto a julio. Para septiembre, las previsiones apuntan a que los volúmenes se estabilizarán y se mantendrán cerca de los niveles de agosto, en torno a los 7,2 millones de barriles diarios por vía marítima. De mantenerse esta demanda, la situación global se complicaría aún más.

Mientras tanto, la EIA (Administración de Información Energética) reportó que la producción de crudo en EE.UU. alcanzó un nuevo récord histórico de 13,95 millones de barriles diarios en la semana previa, impulsada principalmente por la actividad extractiva en la Cuenca Pérmica de Texas y Nuevo México, con un incremento de 3 taladros, según Baker Hughes, aunque la actividad de fracturación hidráulica se mantiene constante. 

América Latina y América del Norte han incrementado discretamente la producción, pero es insuficiente para compensar las grandes caídas que registran el Medio Oriente y Rusia

Dinámica de Precios del Petróleo y Gas Natural

Los mercados petroleros  globales registraron una fuerte tendencia al alza, impulsada por graves tensiones geopolíticas detalladas anteriormente, mientras que el gas natural en el mercado norteamericano se mantuvo notablemente estable en niveles bajos.

Los precios del crudo superaron la barrera de $100/BBL en una de sus semanas más volátiles del año, registrando un incremento acumulado superior al 12 %.  El aumento de las amenazas militares disparó el miedo al desabastecimiento. 

El crudo Brent comenzó la semana en torno a $95,66–$96,28/bbl. Sin embargo, la intensificación de los combates en el Golfo Pérsico provocó un rally histórico que alcanzó picos de hasta $107/bbl. Al cierre del viernes 11 de septiembre, corrigió levemente y se estabilizó en $104,6/bbl. El crudo WTI cotizaba en $91,48/BBL al inicio de la semana; siguiendo la tendencia global, escaló progresivamente hasta cerrar el periodo por encima de los $100/bbl. A pesar de un ligero retroceso técnico de toma de beneficios al cierre del viernes 11 de septiembre, el balance semanal arrojó ganancias acumuladas del 9%. Al cierre de este artículo, los precios retomaron su camino y mostraron un alza de 3 % respecto al viernes 11 de septiembre.

A diferencia del petróleo, el gas natural en EE.UU. operó en un contexto de calma y no reaccionó con la misma volatilidad que este ante el escenario geopolítico mundial. Los futuros de referencia cotizaron de manera muy estable en un estrecho rango de variación diaria (entre 2,77 USD/MMBtu y 2,85 USD/MMBtu). Pese a que el acumulado mensual arrastra un leve repunte del 0,57 %, el precio actual del gas sigue siendo un 4,11 % más bajo que en el mismo periodo del año anterior.

Sin embargo, en Europa los precios del gas natural experimentaron una fuerte tendencia al alza, registrando su quinta ganancia semanal consecutiva y alcanzando máximos no vistos desde diciembre de 2022. El jueves 10 de septiembre se registró el pico máximo de la semana y de los últimos tres años, cerrando en 82,04 €/MWh. Al cierre de los mercados del 11 de septiembre, el mercado experimentó un ligero descenso y el precio retrocedió aproximadamente un 2,8%, cerrando la semana en el entorno de 79,52–79,72 €/MWh.

El encarecimiento abrupto del barril de petróleo y del gas natural en Europa ya ha comenzado a trasladarse a los precios minoristas de los carburantes (como la gasolina y el diésel en Europa y América), lo que reaviva de inmediato el temor generalizado a una nueva escalada inflacionaria en las principales economías que conllevaría a una alza en las tasas de interés

VENEZUELA

La Neo Apertura: Espejismo  Realidad

Desde que la Asamblea Nacional en funciones aprobó la reforma a la Ley de Hidrocarburos (LOH) en el primer trimestre del año, se inició una dinámica en el sector petrolero, que hacía ya lustros que no se veía; y a pesar de lo imperfecto de este proceso,  en los últimos días se ha logrado firmar una serie de contratos con empresas petroleras, en principio bajo el paraguas  de los mandatos de la nueva LOH y su Reglamento. 

A pesar de que algunas de estas firmas están relacionadas con revocaciones o expropiaciones de contratos existentes, que seguramente generarán litigios, tenemos poca duda de que estos contratos, comenzando con los de Chevron y de acuerdo con sus propios anuncios, podrán contribuir al tan buscado incremento de la producción.

Estimamos que los incrementos en la producción tardarán más de lo que la euforia actual prevé, pero que, una vez que las operadoras tengan evidencia de que la prometida fase de transición política  es real, con un claro mandato popular y el respaldo de EE.UU., acelerarán su compromiso de inversión.

La falta de avances oportunos en la transición, por el contrario, redundará en inversiones más cautelosas y en un crecimiento atenuado. Este concepto está claramente ilustrado por la descripción del fondeo de los planes de inversión de Chevron: la operadora anunció que la totalidad de los $7000 millones de inversión planificada provendrá del flujo de caja de sus operaciones en Venezuela, en espera obvia de una mejor definición de la transición política.

Pero el planteamiento que sigue acaparando la atención de los medios y que ha sido blanco de mucha crítica es la Mega Transacción que el presidente Trump denominó como la “mayor transacción petrolera en la historia”

La transacción es compleja, inusual y, según muchos, legalmente cuestionable. Por ejemplo:

• El poco común concepto de inversión petrolera estatal norteamericana en una empresa privada registrada en Barbados, usando como vehículo a la Oficina de Capital Estratégico del Pentágono.
• Anuncios discordantes sobre volúmenes y cantidades monetarias que evidencian distintas agendas políticas al describir lo que debería ser una misma transacción.
•  Las reservas de petróleo que se siguen mencionando  son de una magnitud que pocos países ostentan  (tres veces las reservas de Brasil), asignadas de manera opaca a una empresa privada de muy modesto tamaño, limitada experticia y desconocido balance financiero.
• A la fecha, poco se sabe de los dos contratos: el de PDVSA con NABEP y el de NABEP con el gobierno estadounidense, lo que no es más que combustible para la desinformación y los rumores.
• Y por si fuera poco, el cuestionamiento reputacional a los líderes de NABEP  es difícil de pasar por alto, al menos por parte de los venezolanos: una historia digna de una novela de realismo mágico, a la manera de la llegada de las bananeras a Macondo en “Cien años de soledad.” 

El concepto de una transacción en sí misma, en la que una compañía coordine el desarrollo de amplias áreas, podría ser plausible; de hecho, ese es el rol que Pdvsa pudiese tener si no estuviese en el estado en que se encuentra.   Si el contrato se transformara en una suerte de plataforma que promueva la adjudicación competitiva de los bloques a empresas con experticia operativa, acceso a tecnologías de punta y un balance financiero robusto, las perspectivas serían distintas. 

Pero de lo poco que sabemos de Nabep, ni ella está diseñada para eso ni parece ser el objetivo del contrato. Por otro lado, se desconoce la posibilidad o la probabilidad de enmendar lo acordado (anunciado). Por ahora, solo se sabe que la Casa Blanca anunció un acuerdo diseñado para acceder a vastas reservas en Venezuela, “que duplicará con creces las reservas estadounidenses y garantizará nuestro dominio energético para el próximo siglo, todo ello sin costo alguno para Estados Unidos”, lo cual suena bien como eslogan político, pero no comunica mucho. 

Pero al igual que hacíamos la salvedad en los otros contratos con empresas privadas, en esta “Mega Transacción” aumentar la producción petrolera requerirá una fuerte inversión durante muchos años; resulta improbable que las empresas de las que se trata en la transacción asuman este riesgo sin tener la convicción de que la transición política está en curso y en un proceso acelerado.

Por ahora, Trump, Rubio y los demás miembros de la administración estadounidense se dedican a defender la transacción, sobre todo ante la reacción negativa generalizada ante la total falta de transparencia: “el diablo está en los detalles”. Parecería que se subestimó la reacción tan negativa que generaría la selección a dedo de NABEP, la presencia de Alejandro Betancourt, la falta de revelar quién compró la participación de Harry Sargeant III en NABEP previo a la transacción, y otras muchas cosas que normalmente se deben revelar en una transacción de este tamaño y estas características. 

Dice mucho de la debilidad institucional de Venezuela el hecho de que la Asamblea Nacional aprobó respaldar el(los) acuerdo(s) sin siquiera haberlos visto. La descripción de lo que se sabe hasta ahora sobre la transacción y de las inconsistencias en los anuncios se encuentra resumida en nuestra edición de la semana pasada.

A modo de contraste, en Noruega, el ministerio de energía anunció esta semana que había recibido solicitudes de 21 compañías operadoras, incluidas las “majors”, para una nueva ronda de licencias exploratorias. El Ministerio de Energía, asesorado por la Dirección Noruega de Hidrocarburos (Offshore Directorate), evalúa a cada solicitante con criterios como:

• Capacidad técnica y financiera para llevar a cabo la exploración
• Calidad del programa de trabajo y comprensión geológica
• Desempeño previo en la Plataforma Continental Noruega (NCS)
• Capacidad para contribuir a la creación de valor y a una gestión eficiente de los recursos en el NCS.

En otro orden de ideas, las políticas económicas y monetarias han sido poco efectivas  para paliar la precaria situación de la economía. La devaluación del Bolívar y la persistencia de una brecha entre los mercados cambiarios, en gran parte debido a la forma en que se realiza la intervención del BCV. Este desconcierto mantiene una inflación anualizada que roza el 500 %, lo que eleva los precios y reduce el consumo. El esfuerzo persistente del BCV por reducir el crédito público para controlar la liquidez es un camino que solo conduce a problemas para la banca y afecta el poder adquisitivo de la población.

Operaciones Petroleras

La OPEP publicó sus datos correspondientes al mes de agosto, reportando para Venezuela 1145 Mbpd según fuentes secundarias y 1201 Mbpd según información directa de Caracas. Nos llama la atención que, mientras las fuentes secundarias calculan un crecimiento de 23 Mbpd, la información directa reporta apenas 1000 barriles por día. Uno puede identificar en las comunicaciones de la OPEP una convergencia entre las cifras oficiales y las de fuentes secundarias; algunos especulan que las discusiones sobre el potencial retiro de Venezuela de la OPEP guardan relación con esta nueva tendencia en las cifras. 

La producción, según nuestros cálculos, se mantiene en la tendencia que la ha caracterizado durante las últimas semanas. A pesar de los múltiples y prolongados cortes eléctricos que han afectado a buena parte del país, la  producción petrolera no se ha visto perturbada.

Esta semana se produjeron 977 Mbpd de crudo, con incrementos menores por parte de Chevron y Maurel & Prom. 

La distribución geográfica de la producción fue como sigue: 

• Occidente 276
• Oriente 112
• Faja del Orinoco 589
• TOTAL 977

Chevron produjo 271 Mbpd; Maurel & Prom produjo 34 Mbpd con un taladro de reparación en operación. 

En la Faja del Orinoco, PetroCedeño (Nabep) produjo 40 Mbpd, PetroSinovensa 94 Mbpd y PetroMonagas 88 Mbpd. La producción total de Nabep fue de 154 Mbpd

En las refinerías nacionales se procesaron 290 Mbpd de crudo y productos intermedios, con una  producción de gasolina y diésel de 84 y 85 MBPD, respectivamente.

El Complejo petroquímico de Jose mantenía una utilización del 78% de su capacidad en sus plantas de metanol y de amoníaco/urea. 

Las exportaciones se están llevando a cabo  de acuerdo con la programación; proyectamos una exportación promedio de 800 Mbpd para septiembre. 

La cesta venezolana, reflejando el marcado incremento de los precios internacionales, alcanzó un promedio de $78,6 por barril. 

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