Mientras se debate sobre las inversiones en el sector petrolero, el futuro de la demanda y las especulaciones sobre el precio del crudo, en las últimas semanas hemos visto una gran presencia mediática en la promoción del llamado hidrógeno verde.

Los programas respecto a la utilización del hidrógeno como fuente de energía (que no lo es) se iniciaron en 1974 en EEUU después de las crisis petroleras de 1973. En ese momento, el presidente Nixon implementó distintos proyectos para salir de la dependencia del petróleo ya que EEUU se había convertido en un importador neto. En ese mismo año, se crea también la Agencia Internacional de Energía con el mismo objetivo, donde participan los países OCDE.

Sin embargo, este nuevo impulso no está sustentado en ninguna innovación tecnológica que lo justifique sino en la agenda del cambio climático por parte de los países europeos que han planteado nuevos subsidios a las energías renovables a partir de la pandemia del Covid-19. En Gran Bretaña, por ejemplo, los lobistas verdes están presionando a Boris Johnson para que imponga impuestos al carbono en sectores claves de la economía que aumentarían en US$ 4 mil millones anuales las facturas de calefacción. En el sector eléctrico, donde los subsidios a las energías renovables ya cuestan a los consumidores más de US$ 13 mil millones al año, se agregarían otros US$ 3, 25 mil millones.

En realidad, esto está mostrando que la transición energética para reemplazar a los combustibles fósiles está sustentada hoy más sobre intencionalidades políticas para salir de la dependencia del petróleo que basada en un quiebre tecnológico que posibilite un sistema energético sustentable.  Así lo ve China, que en una reunión, en agosto del año pasado, cuando el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Mohammad Zarif, visitó a su homólogo de China, Wang Li, para presentar una hoja de ruta sobre una asociación estratégica integral de 25 años entre China e Irán.

Si bien los detalles del acuerdo no se divulgaron en ese momento, hoy algunos de los elementos secretos se han comenzado a conocer. China invertirá US$ 280 mil millones en los próximos cinco años en el desarrollo de los sectores de petróleo, gas y petroquímica de Irán. A cambio de esto, las compañías chinas tendrán la primera opción para los proyectos en estos sectores y gozarán de un descuento en las compras.

El petróleo sigue siendo una fuente de energía muy difícil de reemplazar y tiene, por lo tanto, un componente geopolítico indudable y China, que es hoy el primer importador mundial de crudo, juega a garantizarse el recurso, más allá del hidrógeno, el crecimiento de las energías renovables, las sanciones norteamericanas y la agenda energética europea.

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En el marco del ciclo diálogo de saberes organizada por Secretaría de Extensión Universitaria de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, se llevó a cabo la disertación sobre el futuro del petróleo en la postpandemia. Participaron de la mima el director del Ceepys, Víctor Bronstein, el presidente de Petrominera, Javier Touriñan, y el presidente de la Cámara de Empresas Contratistas del Golfo San Jorge, Ezequiel Cufré. La moderación estuvo a cargo de Jorge Gil, Ex rector de la UNPSJB y coordinador de la Cátedra Libre de Pensamiento e Integración Latinoamericana.

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El mercado se ha equilibrado en estas últimas semanas, sin embargo la actual estructura de producción global de petróleo genera incertidumbres hacia el futuro. A comienzos del siglo, el petróleo convencional comenzó a dar signos de agotamiento y los países OPEP eran los únicos que tenían capacidad de producción excedente mientras que los países no pertenecientes al cartel producían a su máxima capacidad. La OPEP regulaba y equilibraba un mercado donde el aumento de la demanda por parte de China y una oferta limitada hacía subir los precios del crudo ubicándose en la franja de los cien dólares. Las energías renovables eran todavía un proyecto y el petróleo no tenía reemplazo como fuente de energía. El sistema era relativamente predecible.

Esto permitió el desarrollo del shale en EEUU que rompió aquel equilibrio. Hasta el COVID-19, el shale norteamericano lograba aumentar la producción de manera constante, haciendo que los recortes de la OPEP sólo sirvieran para que EEUU ganara mercados. Sin embargo, la industria del shale alcanzó su punto máximo sin ganar dinero. Durante la última década y media, la industria del esquisto totalizó US$ 300 mil millones de cash flow negativo neto, anotó otros US$ 450 mil millones en capital invertido y vio más de 190 quiebras desde 2010.

Los problemas del shale son endémicos y generan incertidumbres que hacen difíciles los pronósticos. Hoy los productores de shale están en modo supervivencia y redujeron el CAPEX en US$ 85 mil millones este año. Pero si suben los precios, este panorama cambiará y el shale puede resurgir, aunque según Rystad Energy no alcanzará los niveles de febrero pasado hasta 2023.

A esto se suma el desarrollo de las energías renovables y la lenta pero constante penetración de los automóviles eléctricos que recortarán la demanda de crudo, aunque todavía es difícil prever en qué medida. Tampoco hay que olvidar que el mundo está explotando una mayoría de yacimientos maduros que tienen una declinación promedio del 6% anual. Según la EIA, el suministro de petróleo se reduciría en más de 35 millones de bpd si no se hiciera una inversión de capital en los campos existentes o nuevos hasta 2025.

Para evitar esta situación se necesitan precios altos del petróleo. Esta semana, JPMorgan ha duplicado una predicción anterior de que podríamos entrar en un «superciclo alcista» que podría llevar los precios del petróleo a más de US$ 100/barril debido a un dramático déficit de oferta en los próximos años. Christyan Malek, jefe de investigación de petróleo y gas de JPMorgan en Europa, Medio Oriente y África, reiteró su proyección de que los precios del barril podrían dispararse a US$ 190 debido a los dramáticos recortes de gasto de capital por parte de los productores. El sistema energético mundial se ha complejizado y estamos viviendo una incómoda incertidumbre.

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Por Martín Bronstein

A lo largo de la historia, el petróleo ha sido fuente de riqueza para los países pero también fuente de conflicto. Lo que sucede hoy en Libia da cuenta de ello. La Segunda Guerra Civil de Libia empezó por el control del petróleo y actualmente se libra, en gran parte, alrededor de los puertos petroleros. En el último tiempo este conflicto se ha intensificado y en enero las fuerzas del general Haftar ocuparon las principales infraestructuras petroleras, provocando el derrumbe de la producción de crudo que pasó de 1,140 millones de bpd en diciembre de 2019 a poco más de 82.000 bpd en la actualidad, según cifras de la OPEP.

Libia ha contribuido a recortar los excesos de oferta mundial de petróleo, pero a diferencia del acuerdo OPEP+, de manera involuntaria. En los últimos seis meses, la producción de crudo del país cayó un estrepitoso 92%.

En 2011, previo al boom del shale, EEUU importaba más del 60% del petróleo que consumía. Ante la necesidad de garantizarse este recurso estratégico, el gobierno de Obama buscó asegurarse flujos confiables de crudo desde los principales productores del mundo. Este objetivo impulsó a la OTAN (Organización del Tratado del Atlántico Norte) a bombardear Libia para derrocar a Gadafi en 2011, quien gobernaba el país desde 1969.

Luego de la caída de Muamar Gadafi, Libia quedó envuelta en una furibunda guerra civil entre dos facciones que hasta el día de hoy luchan por hacerse con el control del país. Por un lado, el Gobierno del Acuerdo Nacional (GNA), reconocido internacionalmente por la ONU, que controla la capital, Trípoli, y el noroeste del país. Por el otro, las fuerzas del Ejército Nacional Libio (LNA) comandas por el General Jalifa Haftar que controlan el este y sur de Libia.

Las hostilidades surgen en 2014 cuando el general Haftar, apoyado por el LNA, ordena la disolución del congreso general en Trípoli, que hasta ese momento era dominado por los hermanos musulmanes, con el objetivo de erigirse en el poder. En sintonía, lanza la “Operación Dignidad”, un ataque directo contra grupos islamistas que apoyaban abiertamente a los parlamentaristas. Gran parte del apoyo del LNA a Haftar se debe a que la mayor parte de los oficiales provenían del este del país, una región reticente al control federal sobre sus asuntos internos, principalmente sobre la exportación de petróleo.

Los diputados del Congreso General se negaron a ceder sus cargos y se autoproclamaron como legisladores legítimos, al tiempo que se aliaron con las milicias de Trípoli. Ante la escalada de violencia, en 2015 la ONU diseña un plan de paz con la idea de erigir un gobierno de transición (GNA) con representantes de varios partidos en las cámaras del congreso. A partir de entonces el nuevo gobierno pasó a ser considerado por la ONU como el representante legítimo en Libia.

Las dos coaliciones tienen discursos totalmente opuestos. Las fuerzas del LNA aseguran que están luchando contra el terrorismo islámico mientras que las fuerzas radicadas en Trípoli del GNA proclaman que batallan contra los residuos del antiguo régimen de Gadafi.

Las fuerzas de Haftar controlan la gran mayoría de la infraestructura y recursos petroleros del país. Ya que están en posesión de los grandes yacimientos del este del país, las refinerías más importantes y en enero ocuparon las principales terminales de exportación de crudo y oleoductos gracias al apoyo militar de los Emiratos Árabes, Egipto y Rusia. Por su parte, el Gobierno del Acuerdo Nacional cuenta con un fuerte respaldo de Turquía.

Más allá de varios llamados internacionales a la paz, estos últimos dos años se hizo notoria la idea de Haftar de mantener su ofensiva sobre Trípoli para lograr el control total del país. El conflicto perdura sin un claro ganador. A principios de este año, el gobierno de Erdogan intervino activamente para salvar al GNA ante un ataque apoyado por Emiratos Árabes. Posteriormente, ante la posibilidad de que se revierta la situación y fuera el LNA derrotado, en mayo Rusia desplegó varias aeronaves en el país y profundizó el reclutamiento de mercenarios en Libia.

Antes del conflicto, Libia era el tercer mayor exportador de petróleo de África (sólo por detrás de Nigeria y Argelia). La guerra civil ha privado al país de su principal ingreso de divisas, la Corporación Nacional de Petróleo nacional perdió unos US$ 5.000 millones desde el inicio del bloqueo petrolero a principios de este año.

Los combates entre ambas facciones continúan intensamente. Sea cual fuere el resultado de los mismos genera un perjuicio para las exportaciones de crudo de Libia. Las victorias del GNA no contribuyen a la recuperación de la industria, ya que son las fuerzas de Haftar quienes controlan los yacimientos y demás infraestructura petrolera. Por otro lado, los importadores extranjeros no tratarán con el gobierno oriental, tal es el caso que un buque de guerra francés impidió recientemente que un petrolero de los Emiratos Árabes cargara petróleo libio.

Libia es un país habitado por un gran número de tribus y milicias que Gadafi había logrado controlar durante más de 40 años. La rivalidad territorial entre las mismas también se había visto solapada con una rivalidad cultural entre grupos pro y anti islámicos. Un ejemplo claro de esto es lo que sucedió en el sur del país, la zona más inestable desde el 2011, con conflictos permanentes entre las  tribus árabes de la zona y las tres minorías tradicionales bereber, tubu y tuareg. En la actualidad todos estos conflictos han sido absorbidos, posicionándose de un lado o del otro, por la disputa a nivel nacional entre las fuerzas de Haftar y el GNA. Pareciera que la única manera de volver a la estabilidad sería con un liderazgo fuerte. A costa de fuego, sangre y petróleo un nuevo orden está surgiendo en Libia. ¿Veremos un nuevo Gadafi?

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https://youtu.be/hfQMbAqOcDo

Un documental producido por Michael Moore y dirigido por Jeff Gibbs que muestra muchas de las falacias que se han construido sobre las llamadas energías renovables. La civilización actual es producto de la disponibilidad de inmensas cantidades de energía disponibles en el momento que las necesitamos producto de la quema de combustibles fósiles. Estas fuentes de energía han sido el motor del crecimiento y la riqueza de nuestras sociedades modernas. Así, nuestro estilo de vida y nuestros sistemas productivos se basan en una dinámica de la previsibilidad y disponibilidad de energía sin límites.

Sin embargo, hoy estamos llegando al límite del crecimiento en nuestro mundo finito, y las reservas de combustibles fósiles se concentran cada vez más en regiones políticamente “inseguras”. Esto ha llevado a los países centrales a demonizar los combustibles fósiles y proponer un Plan B: que la dinámica del mundo siga igual y propiciar el cambio de las fuentes de energía tradicionales por energías renovables. Este video nos muestra que esto no es tan sencillo y que detrás de este plan hay intereses económicos y geopolíticos.  Estados Unidos tiene el 4,3% de la población mundial y consume el 16,6% de la energía que consume el mundo. Si todos los pueblos consumieran estos niveles de energía, no hay energía renovable ni fósil que alcance. Hay que pensar otros modelos de desarrollo, necesitamos un Plan C.

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El mercado petrolero se está moviendo entre extremos. De un exceso inédito de oferta que llevó el precio del crudo a un valor negativo hace poco más de un mes, podría pasar en pocos años a una crisis de oferta y, consecuentemente, a precios muchos más altos que los actuales.

El colapso del precio ha provocado una ola de enormes recortes de las inversiones en exploración y producción por parte de la mayoría de las compañías de petróleo y gas. Un análisis de la consultora Rystad Energy muestra que el gasto de capital global de las compañías probablemente disminuirá en US$ 100.000 millones este año, ubicándose en alrededor de US$ 450.000 millones, el valor más bajo en los últimos trece años, ya que las empresas están priorizando la liquidez para poder cumplir con el pago de dividendos a los accionistas.

En un escenario base donde los precios del petróleo promedien US$ 35 por barril durante este año, el desembolso de capital podría caer a US$ 380 mil millones en 2020 y a sólo US$ 300 mil millones en 2021. Sin embargo, estos grandes recortes no deben ocultar la historia completa sobre lo que estuvo sucediendo estos últimos años, ya que el capex global de exploración y producción ya era, antes de la crisis, significativamente más bajo que en los primeros años de la última década, cuando el barril de petróleo se ubicaba alrededor de los US$ 100.

Este valor posibilitó el boom del shale en EEUU, con un frenesí de perforaciones y aumento de producción sostenido por el endeudamiento casi ilimitado de las empresas en un mundo donde sobraba liquidez. Después de 2014, ante la baja del precio debido a la nueva oferta de la producción no convencional norteamericana, el mundo petrolero entró en una mentalidad de “Forever Low”, según las palabras del entonces CEO de Shell, Van Beurden que resumían el pensamiento de las grandes compañías.

Ante esta expectativa, comenzó un recorte importante de las inversiones a nivel global. El capex en todo el mundo cayó un 66% entre 2014 y 2016, unos 322.000 millones de dólares, y nunca se recuperó por completo. El capex global de E&P en 2019 fue aproximadamente de US$ 550.000 millones, muy por debajo de los US$ 880.000 millones registrados en 2014.

Aproximadamente el 60% del petróleo mundial proviene de sólo 25 yacimientos, principalmente de Arabia Saudita y Medio Oriente, con una edad promedio de 70 años y que ya experimentan una declinación del 6/7% anual.

¿Qué tan crítica es la falta de suficiente inversión de capital para determinar la oferta futura? En 2018, la Agencia Internacional de Energía (AIE) publicó un informe denominado el Escenario de Nuevas Políticas en el que intentaba responder a esta pregunta, antes de la impensada crisis del COVID-19. Según la AIE, el suministro de petróleo se reduciría en más de 45 millones de bpd si no se hiciera una inversión de capital en los yacimientos existentes o nuevos entre 2017-2025.

Incluso las inversiones continuas en los yacimientos existentes, pero sin la puesta en línea de nuevos yacimientos, también conocido como «disminución observada», aún conducirían a una disminución de cerca de 27,5 millones de bpd durante el período de análisis. Incluso suponiendo que la demanda mundial de petróleo caiga 10 millones de bpd, a 90 millones de bpd, en la era posterior a COVID-19 todavía dejaría una enorme brecha oferta-demanda de 17,5 mbd.

Esto sugiere que la producción podría verse afectada si el capex global se mantiene en los niveles actuales durante otros 2-3 años. En el informe de la AIE, el shale de EEUU estaba destinado a cerrar alrededor de un tercio de la brecha entre la oferta y la demanda al proporcionar 11 millones de bpd de petróleo crudo, condensados y NGL. Sin embargo, la industria del shale ya ha anunciado recortes de capex del 30% y podría ver una caída de producción de 2 millones de bpden 2020. La mayoría de los productores en Permian y Eagle Ford necesitan US$ 46 por barril en promedio para perforar nuevos pozos y US$ 51 en Bakken. Si los precios actuales del petróleo se convierten en la nueva norma, las inversiones petroleras definitivamente seguirán siendo más bajas que los la AIE considera son necesarias. En este contexto, es cuestión de tiempo para que comencemos a ver una grave crisis de oferta, y el “Forever Low” será cosa del pasado.

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El precio del petróleo tuvo este jueves una nueva jornada de recuperación, como rebote de la violenta caída de su cotización a principios de esta semana, pero todavía sin poder asegurar que se haya ingresado en un sendero alcista sostenible. Hay expectativas favorables con respecto al acuerdo de grandes exportadores y Rusia para reducir la producción a partir del 1° de mayo, aunque Estados Unidos se encuentra envuelto en una encrucijada. En el inicio de la actual etapa de la crisis, cuando la disputa entre Arabia Saudita y Rusia llevó a una guerra de precios, varias refinerías aprovecharon la oportunidad y compraron, en marzo, importantes volúmenes de crudo a un precio muy inferior al precio local de la producción de shale oil. En las próximas semanas, esos barcos, con un cargamento de 50 millones de barriles, estarán llegando a los puertos de la costa este de EE.UU. y tendrán el impacto de una bomba sobre el hoy frágil mercado de hidrocarburos norteamericano. Algunos expertos ya anticipan que los precios de los contratos a junio del WTI volverán a mostrar valores negativos, como a principios de esta semana.

El crudo que cotiza en Nueva York, WTI, tuvo un nuevo salto este jueves de casi un 20% y cerró en 16,50 dólares por barril, un valor todavía insuficiente para cubrir los costos de producción local. Las tensiones en Oriente Medio entre Estados Unidos e Irán le dieron impulso alcista a los precios, asi como los posibles recortes en la producción local ante los problemas logísticos de almacenaje, lo cual supondría el cierre de algunos pozos. Según estimaciones de Goldman Sachs, al 17 de abril el centro de almacenamiento de Cushing estaba con un nivel de llenado del 77% y los aumentos en estos días hacen prever que «su capacidad se agotará en la primera semana de mayo». El crudo Brent (Mar del Norte) tuvo ayer, a su vez, un repunte cercano al 5 %, alcanzando un valor por barril de 21,33 dólares, todavía en la tercera parte de su valor a principios de año.

Cuando las refinerías estadounidenses le compraron a Aramco (la gigantesca petrolera saudí) el crudo en cantidades a precio de liquidación, no imaginaron cómo cambiaría el escenario seis semanas después. El consumo de gasolina para motores en Estados Unidos se desplomó en un 40 por ciento, el precio del petróleo se derrumbó atravesando incluso el valor de cero este último lunes y, lo que es peor, la capacidad de almacenamiento se llenó a niveles peligrosamente cercanos al 80 por ciento. ¿Qué harán con los veinte barcos petroleros que vienen atravesando los mares, desde Arabia, con una carga de 40 millones de barriles de petróleo, cuando lleguen a puerto? ¿Y qué pasaría con las cotizaciones si llegara ese momento?

Victor Bronstein, especialista en temas energéticos y director de Ceepys (Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad), advirtió que «el COVID-19 cambió el escenario, la demanda se derrumbó junto con los precios y el sistema de almacenamiento está llegando al límite: de los 73 millones de barriles de capacidad que tienen las instalaciones de Cushing en Oklahoma, donde se comercializa el petróleo físico del WTI, hay almacenado más de 60 millones». El arribo de los veinte barcos petroleros, que ya están en navgación, es una amenaza que ya tuvo una reacción del senador republicano Ted Cruz (fue precandidato presidencial para las elecciones de 2016), quien en un tuit apuntó «veinte petroleros cargados con 40 millones de barriles de crudo saudita se dirigen a Estados Unidos. Esto es siete veces el flujo mensual típico. Millones de empleos están en peligro. Mi mensaje a los sauditas es: Vuelvan atrás con sus barcos».

La compra de las refinerías estadounidenses alcanzarían a 10 millones más de barriles, pero por ahora las embarcadas y en viaje serían cuarenta. Para Bronstein, «los 50 millones de barriles sauditas llegando a Estados Unidos son una bomba que el gobierno norteamericano está tratando de desactivar; veremos si lo logra, pero seguramente en junio, los precios del WTI volverán a ser negativos».

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Por Victor Bronstein Un alineamiento de varios factores hundió el precio del barril de crudo en EE.UU. como nunca se había visto.

Este lunes, el mundo se vio sorprendido porque el precio del petróleo en EE.UU. alcanzó valores negativos. El WTI, que es el mercado donde se negocia el crudo producido en ese país, alcanzó un valor de -37 dólares. Cuando algo tiene precio negativo significa que hay que pagar para que alguien se lo lleve, una operación inversa a cualquier compra.

Esto ocurre, por ejemplo, con la basura. Pero el petróleo no es basura, todo lo contrario, es el recurso maestro de nuestras sociedades, es la fuente de energía irreemplazable e imprescindible y lo seguirá siendo por varias décadas más. El 70% del crudo se utiliza en el transporte y el 95% del transporte se mueve con derivados del petróleo. Sin petróleo se para el mundo y por eso el petróleo trascendió las cuestiones económicas y fue siempre fuente de conflictos, guerras e invasiones.

El Covid-19​ invirtió los términos. En un mundo parado, no hace falta el petróleo. Obviamente, el mundo no se ha parado totalmente y por eso todavía se necesita el petróleo, aunque en una cantidad muchísimo menor ya que la demanda se ha derrumbado en alrededor de un 30%, desestabilizando los mercados y generando una caída abrupta en los precios del crudo.

Los distintos actores del mercado mundial tomaron medidas ante esta situación. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció el domingo por la tarde las características del acuerdo para reducir la producción en 9,7 millones de barriles por día (MMbpd) del 1° de mayo al 30 de junio, luego en 7,7 MMbpd del 1° de julio al 31 de diciembre y en 5,8 MMppd del 1° de enero de 2021 al 30 de abril de 2022. Sin embargo, esto parece no haber alcanzado y los precios siguieron en caída libre.

El precio del petróleo se fija a partir de dos grandes mercados, el WTI que es el mercado de EE.UU., y el Brendt, que es el mercado del Mar del Norte que utiliza como referencia nuestro país.

Este lunes, el Brent cayó un 6,5% ubicándose el crudo en 26,10 dólares, mientras que el WTI tuvo una caída de casi el 300%, cerrando a -19,90, algo inédito e impensado.

Esta situación se dio por un alineamiento extraño de ciertos planetas: la baja de la demanda, las limitaciones del almacenamiento, la sobreproducción y los contratos de futuro que hicieron que los compradores de esos contratos debieron vender estos contratos por petróleo ahora o recibir la entrega física del crudo a fines de mayo.

Los traders que comercian barriles de papel no están capacitados para recibir la entrega física del petróleo. Los compradores de estos contratos deben vender estos contratos por petróleo ahora o recibir la entrega física del petróleo a fines de mayo. Por supuesto, un ETF como la USO que comercia con barriles de papel no está ansioso por recibir la entrega física de cualquier cantidad de petróleo, incluso si pudieran encontrar un lugar para almacenarlo. Debieron deshacerse de su petróleo, y debieron hacerlo sin importar el precio.

¿El resultado? Un precio negativo para el petróleo. Sin embargo, esto no afectará a nuestro país y tampoco al mundo. Más temprano que tarde, el petróleo recuperará su valor.

Medio: Clarín

https://www.clarin.com/opinion/coronavirus-paro-mundo-necesitamos-petroleo-_0_Jfn0w2iRc.html

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En lo que va del año los precios del petróleo no paran de caer y cayeron por cuarta semana consecutiva debido a las crecientes preocupaciones sobre el daño económico del coronavirus, que se ha extendido desde China hacia alrededor de 20 países.

Los precios cerraron el mes con una caída de aproximadamente US$ 10 por barril desde el comienzo del año, resultando la mayor pérdida en un enero desde 1991. Este miércoles el Brent se ubicó en US$ 55,47 mientras que el WTI hizo lo propio en US$51,01. La rápida caída de los precios está causando mucha preocupación en la coalición de la OPEP y sus aliados, ya que algunos analistas hablan de precios que podrían caer a cerca de los US$ 40 si la situación del virus empeora.

Esta coyuntura evidencia la fragilidad y volatilidad a la que están expuestos los precios del petróleo en la actualidad. Los precios mundiales del petróleo se recuperaron a fines del año pasado debido a los anuncios de recortes en la producción, seguidos de otro aumento a principios de enero debido a las tensiones en el Medio Oriente. Sin embargo, el crudo Brent cayó hoy en día casi un 17 por ciento desde su máximo de principios de enero.

La caída provocada por el coronavirus en los precios del crudo durante las últimas semanas ha sacudido a algunos países de la OPEP, incluida Arabia Saudita, al darse cuenta de que esperar hasta el 5 y 6 de marzo, según lo programado, para anunciar una potencial ampliación de los recortes de producción puede ser demasiado tarde.

Los miembros principales de la OPEP en Medio Oriente suelen anunciar cómo han asignado sus exportaciones de crudo a sus clientes entre el 10 y el 15 de cada mes. Los programas y asignaciones de carga de marzo ya se han establecido, por lo que cualquier decisión de la OPEP afectaría recién a los envíos de abril. Más allá de los aspectos prácticos, la política de acordar recortes más profundos podría ser complicada.

El último acuerdo alcanzado por la OPEP y sus diez aliados tiene solo un mes de vigencia, que los compromete a un recorte de 1,7 millones de bpd hasta fines de marzo. El acuerdo, firmado en una reunión altamente discutida en diciembre de 2019, vio a Angola abandonar las conversaciones en un momento, mientras que Irak y Rusia se enfrentaron en la negociación de sus nuevas cuotas.

Arabia Saudita, como se esperaba, lidera con el ejemplo, pero si otros productores no logran ejercer su peso u ofrecer más ajustes, ¿el reino actuará unilateralmente si el impacto del coronavirus aumenta y se dispara de aquí en adelante?”, Dijo un analista de Medley Global Asesores Incluso con la caída de la producción de petróleo de Libia en casi 1 millón de bpd debido a un bloqueo de sus puertos, los precios del petróleo tuvieron una presión a la baja durante la semana pasada, ya que los temores de destrucción de la demanda de petróleo superan los recortes en la oferta.

Según los analistas, hasta que se pueda determinar el impacto que tendrá el coronavirus en la economía china y en la demanda de petróleo, los principales actores de la industria seguirán asustados por la posibilidad de una disminución de la demanda de petróleo durante los próximos meses. El acuerdo comercial de Fase Uno entre los Estados Unidos y China puede terminar siendo puro humo, al menos en lo que respecta a la energía.

Los analistas coinciden en que la promesa de China de comprar productos energéticos estadounidenses por valor de US$ 52.400 millones adicionales en 2020 y 2021 por encima de los niveles de 2017 probablemente sea inalcanzable. Si bien China tiene la intención de cumplir todas sus promesas en el acuerdo, con la epidemia del coronavirus que afecta a una gran parte de la industria, el comercio minorista y el transporte no esencial cerrados por un período indefinido, la demanda de petróleo en China e incluso en todo el mundo se reducirá significativamente.

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En Canadá, un proyecto energético de US$ 1 mil millones está dividiendo a la nación una vez más, pero esta vez, no tiene nada que ver con gasoductos o incluso terminales de GNL. Es la mina de arenas bituminosas Frontier la que el gobierno federal de Justin Trudeau debe aprobar o rechazar para fines del próximo mes.

Según la mayoría de los analistas, esta decisión sellará para siempre el destino de las arenas petrolíferas canadienses. Muchos ven la aprobación o el rechazo del proyecto de la mina Frontier como crucial para indicar, de una vez por todas, qué es más importante para el gobierno liberal, la protección del medio ambiente o el desarrollo de los recursos minerales de Canadá.

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