La volatilidad sigue a la incertidumbre

El economista francés, Louis Bachelier, comentó a principios del siglo: “… el precio que el mercado considera más probable es el precio actual: si el mercado juzgara lo contrario, no cotizaría este precio, sino otro precio más alto o más bajo”. Escrito de otra manera, los precios no cambiarán si sucede lo esperado, es lo inesperado lo que hace que los precios se muevan. El mercado incorpora rápidamente nueva información y revaloriza el precio de la acción o “commodity”: la volatilidad de los mercados es entonces reflejo de la frecuencia con la que lo esperado no ocurre.

Con ese lente teórico se puede postular que la volatilidad de los precios petroleros de esta última semana es el resultado de información cambiante, que el mercado no esperaba -pero que además interpreta volátilmente-. En el mercado petrolero de hoy, mezcla explosiva de economía y geopolítica, un evento que puede lucir como un punto de inflexión bajista, termina, horas más tarde, impulsando al alza, cuando el mercado interpreta de manera diferente sus efectos reales sobre el petróleo.

Por ejemplo, a principios de semana, el mercado interpretó, basado en rumores, que la OPEP+ se disponía a efectuar recortes de producción adicionales, lo que permitió impulsar ligeramente los precios. Sin embargo, pronto emergieron nuevos rumores que indicaban la existencia de diferencias dentro de la coalición petrolera para lograr un acuerdo sobre cuotas para el 2024, lo que hizo que los mercados cayeran el miércoles; una vez más: reacción a lo inesperado. Este empuje a la baja no duró mucho, y los precios del petróleo revirtieron su curso al alza. Un ejemplo clásico de cómo, en tiempos de nerviosismo, la interpretación de lo inesperado volatiliza las respuestas del mercado.

El nerviosismo del mercado se debe, principalmente, a que la información se genera más rápido de lo que el mercado puede asimilar, creando incertidumbre: guerra Rusia/Ucrania; guerra Israel/Hamás; ataques a objetivos militares de EE.UU. en el Medio Oriente; cese temporal al fuego en Gaza con intercambio de rehenes; resultados de la reunión entre Joe Biden y Xi Jinping; victoria de Javier Milei en Argentina; tensión Venezuela/Guyana -un mundo en flujo a la velocidad de las redes sociales.

Las diferencias dentro de la OPEP+, organización en la que el mercado pone su lupa, parecen ser las mismas que se ventilaron en la última reunión. Los productores de África Occidental están descontentos con las cuotas que limitan su producción. En paralelo, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) empujan para aumentar su producción, y justificar las inversiones realizadas este año. Arabia Saudita está descontenta porque considera que viene haciendo la mayor parte del trabajo pesado este año, con un recorte voluntario adicional de 1 MMbpd, mientras que no todos los productores están cumpliendo con las cuotas acordadas: Omán, Baréin y Nigeria, sobreproducen, mientras que Kazajistán, México, Malasia sobrecumplen.

Rusia se contenta con observar. Con una producción declinando lentamente, se ha dedicado a maximizar la exportación de su crudo a precios por encima de las limitaciones impuestas por las sanciones; esto gracias a la utilización de una extensa flota de tanqueros “fantasma” que soslaya los controles impuestos por la Unión Europea y EE.UU. De manera que cualquier acuerdo de la OPEP+ que pudiera darle soporte a precios más elevados es del interés de Vladímir Putin.

Para realmente conocer lo que la OPEP+ decide sobre las cuotas, tendremos que esperar hasta el 30 de este mes, cuando se celebre la reunión ministerial virtual del grupo. Es probable que las diferencias entre los que quieren y no pueden y los que pueden y no quieren, sean zanjadas en alguna forma que aparente unidad y redistribuya los recortes asignados y voluntarios de manera de transmitir orden al mercado. No creemos que Rusia o Arabia Saudita estén dispuestos a hacer algún sacrificio adicional para lograr una decisión unánime.

Pero lo importante de recordar es que cualquiera que sea el acuerdo y la reacción inmediata del mercado, realmente no cambiarán los fundamentos actuales del mercado petrolero, que continúan dependiendo del resultado de la carrera entre la demanda y el suministro. Por ahora, la demanda continúa robusta, a pesar de enfrentar mayores obstáculos que el suministro. El gran obstáculo que el suministro no ha podido vencer ha sido la subinversión.

Por otro lado, ni EE.UU. ni Canadá pueden, por ahora, afectar la ecuación de demanda/suministro. En el resto del continente americano, Guyana comenzó la producción del Campo Payara utilizando una tercera unidad flotante de producción (FPSO), bautizada apropiadamente como Prosperity. Con esta adición, la producción de Guyana alcanzará los 650 Mbpd en el segundo trimestre de 2024. Sin embargo, este incremento es insuficiente para compensar las caídas previstas de producción de México y Colombia -Venezuela sigue siendo una incógnita.

En lo que se refiere al reto que enfrentan los Bancos Centrales para dominar la inflación, todo apunta a que, en el caso de la Reserva Federal de EE.UU. (FED), hay confianza de que lo que se avecina es el desmontaje en el tiempo de la política monetaria restrictiva. Mientras tanto, lo que se percibe de Europa es que el Banco Central Europeo (BCE) no está preparado para declarar la victoria contra la inflación; por lo tanto, no se descarta otra subida de tasas de interés, lo cual le da señales de contracción de demanda al mercado petrolero.

Así las cosas, uno se pregunta: ¿Por qué bajan los precios si los fundamentos y los eventos geopolíticos apuntan en dirección contraria? No hay una respuesta completa ni correcta a esta interrogante. Sin embargo, creemos que una de las razones para este comportamiento es que la economía mundial, sujeta como ha estado a ajustes restrictivos que han afectado a las regiones de mayor demanda energética, aún no da las señales de recuperación (o de evitar una recesión) que los actores del mercado esperarían ver para mitigar la percepción negativa sobre la demanda petrolera.

Al cierre de los mercados, el viernes 24 de noviembre, los crudos marcadores Brent y WTI se tranzaban a 80,58 $/Bbl y 75,54 $/bbl, respectivamente, la quinta semana consecutiva a la baja. Si observamos los precios de los últimos doce meses, para tener una perspectiva más amplia de los altos y bajos, el precio promedio del Brent se ha mantenido alrededor de 82,5 $/bbl, lo cual representa un precio atractivo tanto para productores como consumidores.

En una nota al margen, la victoria electoral de Javier Milei en Argentina, quien tiene planes para reducir el tamaño del Estado y para ese propósito ha identificado la privatización de empresas públicas, incluyendo a la petrolera estatal YPF, pudiera cambiar las perspectivas de la importante provincia de shale oil y gas en ese país. La primera reacción de los mercados ya mostró una aprobación inicial.

Venezuela

Eventos Políticos: Las necesidades económicas y políticas del régimen lo han obligado a convivir con una ambigüedad poco común para un régimen latinoamericano de izquierda. Por un lado, está el discurso sesentero antiimperialista donde los EE.UU. son el origen de todos los males que nos agobian y que conducen al régimen a tener alianzas con todos los países que adversan a los norteamericanos. Por otro lado, está la búsqueda de la liberalización de las sanciones económicas para poder acceder a la apetecida inversión norteamericana y a su mercado petrolero, donde los barriles venezolanos rentan más. La intervención activa de la multinacional Chevron en la economía nacional, proveyendo hasta un tercio de las divisas al mercado cambiario, y el efecto que su actividad petrolera ha tenido en la producción, muestran al régimen navegando ese incomodó mar entre su supuesta ideología y los beneficios de pactar con el “enemigo”.

Otra muestra de esa doble cara es cómo el régimen, al tiempo que negocia con Washington, logra presentar a la ExxonMobil, y al presidente de Guyana, Mohamed Irfaan Ali, como agentes del imperialismo “yanqui”, aliados en contra de los intereses venezolanos en su reclamación territorial sobre el Esequibo. Aún más curioso, es que el régimen no alcanza a mencionar que Chevron y la empresa nacional china, socios preferidos de PDVSA, son a su vez socios de ExxonMobil en Guyana -quizás es porque ExxonMobil, quien en el pasado ha demandado a PDVSA por expropiaciones de sus activos, es más fácil de vender como enemigo.

A medida que se acerca la fecha del referendo consultivo sobre el diferendo de la Guayana Esequiba, el régimen trata de caldear los ánimos apelando al nacionalismo. Se hace claro que el objetivo nunca ha sido el de aportar elementos que ayudarán a Venezuela en la querella territorial, sino usarlo como una herramienta divisiva y tratar de enmascarar el duro golpe de las elecciones primarias de la oposición y la continua crisis humanitaria.

Por el lado de los cumplimientos con los acuerdos de Barbados, poco parece haberse avanzado. Por el contrario, las declaraciones del régimen se hacen cada vez más agresivas y ásperas en contra de ellos, pero debemos suponer que las conversaciones privadas continúan detrás de la algarabía política.

Los personeros del Gobierno de Estados Unidos insisten en los peligros del comportamiento desalineado con el Acuerdo de Barbados. Francisco Palmieri, encargado de la misión diplomática venezolana desde la Embajada de Estados Unidos en Colombia, sostiene que: “Si no hay avances sobre los temas importantes para finales de mes, no podemos decir que el Acuerdo está funcionando”.

En la parte económica, aún no se han observado cambios materiales relacionados con la flexibilización a las sanciones. Por ahora, la mayoría de las expresiones públicas de los actores del sector petrolero han ido más dirigidas a posicionarse ante una eventual ampliación de la actividad que a proponer proyectos concretos, a excepción de Maurel & Prom. El régimen ha continuado con un gasto público bajo, lo que le ha permitido intervenir fuertemente en el mercado de divisas y mantener constante la tasa de cambio paralelo en 37 Bs/$.

El presidente de Colombia, Gustavo Petro, visitó esta semana nuevamente Caracas, pero los temas tratados han dejado más interrogantes que respuestas. Se mencionó una alianza entre PDVSA y Ecopetrol, la estatal colombiana, cosa que tiene poco asidero técnico/económico, y que ha sido duramente cuestionada en el país vecino. Se habla de la compra de gas desde Venezuela, lo cual, al menos a corto plazo, es más un deseo que algo real.

Sector Hidrocarburos

Durante la reunión organizada por la Cámara Petrolera, el 22 de noviembre, el viceministro de hidrocarburos, Erick Pérez, indicó: “La producción actual de Venezuela es de 850 Mbpd en estos momentos” (a la OPEP solo se reportan 786 Mbpd). “PDVSA está haciendo los escenarios sobre la producción de corto plazo… la meta es alcanzar el millón de barriles diarios; por supuesto, eso está vinculado a los diluyentes para la Faja Petrolífera del Orinoco, una vez que nosotros podamos tener el diluyente en volumen y calidad, entonces podríamos alcanzar esa meta”.

Aumentar la producción en las condiciones actuales es una cuesta empinada de remontar. Como hemos analizado antes, las fallas eléctricas, la inseguridad, el marco regulatorio y fiscal, entre otras barreras, siguen sin ser atendidas. Es curioso, entonces, que solo se hable de la disponibilidad de diluentes como limitante, en un momento en que la importación de diluentes está autorizada y de hecho está sucediendo en el caso de Chevron y los trueques con ENI/Repsol.

En todo caso, la producción de crudo se encuentra estabilizada. El sistema de refinación nacional sigue teniendo problemas operativos, y la exportación es la que está dando de qué hablar, al no haberse materializado su real potencial financiero a pesar de las licencias.

Producción:La última semana de noviembre muestra el nivel más alto de producción de las últimas 7 semanas, 751 Mbpd, principalmente debido a un incremento en la Producción de PetroMonagas. La distribución geográfica en Mbpd se muestra a continuación:

• • • Occidente: 135 (Chevron 54)
    • Oriente: 151
    • Faja: 465 (Chevron 82)
    • Total: 751 (Chevron 136)

Se continúa preparando crudo Merey 16 y también DCO, en función de los crudos livianos disponibles y los tipos de diluyente.

Dos taladros continúan operando en PetroMonagas, y dos taladros adicionales se encuentran próximos a su movilización a la EM PetroIndependencia, donde comenzarán a perforar a principios del año que viene.

Incrementar el potencial de producción, sobre todo a partir de un periodo dominado por la declinación no es cosa fácil, de manera que pensamos que hablar de 900 Mbpd de producción para fines de 2024, es más fácil decirlo que hacerlo.

Refinación:El sistema de refinación nacional está procesando y reprocesando 275 Mbpd de crudo y productos intermedios, que dan como resultado 65 Mbpd de una gasolina, alrededor de 75 Mbpd de diésel y algo de querosén para completar el rendimiento de productos blancos.

Los apenas 65 Mbpd día de una gasolina de bajo octanaje no satisfacen ni la mitad de la demanda interna. Para tratar de cubrir esta brecha se está recurriendo a la importación, como lo evidencian los volúmenes recibidos y por recibir de gasolina traída por ENI/Repsol, y más recientemente por Chevron.

Exportaciones:Los analistas que han incluido el cambio de destino y precio aplicable desde la aprobación de la Licencia General No.44, con el objeto de estimar los ingresos de divisas, tendrán que desplazar sus cálculos hasta quizás fin de año o más. Estructurar el andamiaje financiero/bancario para que el Banco Central de Venezuela reciba esos beneficios ha sido complicado. Por ejemplo, se reporta que PDVSA hizo una venta de crudo en el mercado de Shanghái en yuanes virtuales, cuya conversión a $ o Euros podría ser compleja, en cuyo caso tendría que cobrarse en especies.

Las compras demandadas por PetroChina pudieran tener unas características financieras similares. Adicionalmente, las ventas a las refinerías privadas en China (a veces llamadas cafeteras) se ha complicado con los nuevos escenarios de precios, ya que Rusia, Irán y Venezuela están tratando de subir los precios de venta, lo cual limita el atractivo económico para estas refinerías de baja complejidad.

Por ahora se mantiene el patrón de exportaciones de los últimos meses: Chevron, ENI/Repsol y Cuba seguirán representando volúmenes de 145 Mbpd, 36 Mbpd, y 25 Mbpd, respectivamente. A esto podría agregarse un volumen incremental de trueque con Chevron. Los volúmenes restantes, unos 278 Mbpd, tienen que sortear este mundillo de “traders”, bancos, divisas y precios, para ser comercializados en mejores condiciones que las actuales.

Transición Energética: El poder de las olas

No hay más que caminar por la costa un día cualquiera y ver las olas romper contra la solidez de un malecón, o estar en una embarcación meciéndose a merced del mar, para darse cuenta de la energía contenida en las olas -cualquiera que haya tenido la experiencia de ir a una instalación marina, ya sea en el lejano mar del norte o en el cercano Lago de Maracaibo, ha experimentado la furia impredecible del dios griego, Poseidón.

Las olas se forman cuando el viento sopla sobre la superficie del agua abierta en océanos y lagos, en un fenómeno físico que comienza como pequeños rizos superficiales causados por la fricción del aire. Esta “rugosidad” intensifica la fricción, dando paso a olas de gravedad. Cuanto mayor es la altura de las olas, mayor es la cantidad de energía que pueden extraer del viento; de forma que se produce una realimentación positiva. La altura de las olas viene a depender de tres parámetros del viento, que son su velocidad, su persistencia en el tiempo y, por último, la constancia de su dirección. 

La idea de aprovechar la energía de las olas se remonta a finales del siglo XIX, cuando los primeros inventores presentaron patentes para dispositivos impulsados por las olas. En la Francia de Napoleón, el investigador Pierre-Simon Girard obtuvo una patente, en 1799, para una máquina que él y su hijo habían diseñado para capturar mecánicamente la energía de las olas del océano; pensaron que la energía de las olas podría usarse para hacer funcionar bombas, aserraderos y cosas similares. Un interesante resumen del desarrollo de estas ideas en la España del siglo XIX se puede leer en “Los pioneros de la energía de las olas en España”, que ilustra cómo los desarrollos de inventores solitarios avanzaban en paralelo a sus pares del norte de Europa.

A mediados del siglo XX se produjo un mayor interés en las fuentes de energía renovables, incluida la energía de las olas. En 1940, la primera patente conocida para un dispositivo de energía de las olas fue concedida a Yoshio Masuda en Japón. El dispositivo consistía en una boya de navegación impulsada por la energía de las olas, equipada con una turbina de aire. Mucha gente considera a Masuda como el padre de la tecnología moderna de conversión de energía de las olas.

El final del siglo XX marcó un esfuerzo más concertado para desarrollar tecnologías de energía de las olas. En las décadas de 1970 y 1980, a raíz de las crisis petroleras en el Medio Oriente, se iniciaron varios proyectos experimentales de energía de las olas en países como Estados Unidos, Japón y el Reino Unido. La década de 1990 y principios de la de 2000 fueron testigos de una mayor investigación y desarrollo en el campo de la energía de las olas. Se implementaron varios prototipos y proyectos piloto para probar la viabilidad y eficiencia de diferentes tecnologías de conversión de energía. Los países con costas importantes, como el Reino Unido, Portugal y Australia, se convirtieron en actores clave en la investigación y el desarrollo de la energía de las olas.

La energía cinética de las olas (análoga a la energía eólica) se puede aprovechar y convertir en electricidad mediante diversas tecnologías. A continuación resumimos algunas de esas tecnologías:

• • • Absorbedores puntuales: Son estructuras flotantes que se mueven hacia arriba y hacia abajo con el vaivén de las olas. El movimiento vertical acciona bombas hidráulicas generando electricidad.

• • • Columnas de agua oscilante (OWC): Los sistemas OWC utilizan la subida y bajada de los niveles de agua dentro de una cámara para generar movimiento de aire, que luego impulsa una turbina conectada a un generador.
    • Atenuadores: Son estructuras largas y multisegmentadas que se alinean con la dirección de las olas. Los segmentos se mueven de forma independiente, generando electricidad a través del movimiento relativo.
    • Dispositivos de desborde: Estos dispositivos utilizan la energía de las olas para empujar el agua hacia un depósito. Luego, el agua almacenada se libera, análogo a una represa, impulsando turbinas y generando electricidad.
    • Convertidor de energía de las olas Pelamis: También conocido como “serpiente marina”, es un dispositivo que consta de segmentos cilíndricos interconectados que se flexionan con el movimiento de las olas, convirtiendo el movimiento en electricidad.

Las olas del océano contienen una energía tremenda. La EIA estima que el potencial energético anual teórico de las olas frente a las costas de los Estados Unidos asciende a 2,64 billones de kilovatios hora, o el equivalente aproximadamente del 64% de la generación total de electricidad a escala comercial de EE.UU., para 2021. Las costas occidentales de Estados Unidos y Europa, y las costas de Japón y Nueva Zelanda, tienen sitios potenciales para aprovechar la energía de las olas.

La energía de las olas presenta varias ventajas como fuente de energía renovable:

A diferencia del viento, los patrones de las olas son relativamente predecibles, lo que facilita pronosticar la generación de energía e integrarla en la red eléctrica de manera efectiva. A diferencia de la energía solar y eólica, la energía de las olas es relativamente consistente, ya que las corrientes oceánicas y los patrones de olas tienden a ser estables con el tiempo.

La densidad de energía de las olas es significativamente mayor que la del viento, lo que significa que una instalación más pequeña puede generar una cantidad sustancial de electricidad. Además, los convertidores de energía de las olas a menudo están ubicados en alta mar, lo que reduce su impacto visual en los paisajes y minimiza los conflictos con otros usos de la tierra.

Si bien la energía de las olas es muy prometedora, existen desafíos y limitaciones que deben abordarse para su adopción generalizada:

• • • Desarrollar convertidores de energía de las olas confiables y rentables es una tarea compleja que requiere avances en materiales, ingeniería y tecnología.
    • El duro entorno marino plantea desafíos para la durabilidad y el mantenimiento de los dispositivos de energía de las olas, ya que deben resistir la corrosión, la bioincrustación y las condiciones climáticas extremas.
    • Los costos iniciales de instalación de la infraestructura de energía de las olas pueden ser altos, lo que dificulta su adopción generalizada.
    • La instalación y operación de convertidores de energía de las olas pueden tener impactos ambientales, incluida la alteración de los ecosistemas marinos y posibles efectos sobre la erosión costera.

En suma, mientras el mundo se enfrenta a la urgente necesidad de alejarse de los combustibles fósiles, la energía de las olas representa una vía prometedora para la generación de energía limpia y sostenible, y ofrece numerosas ventajas como previsibilidad, consistencia y alta densidad de energía. Aprovechar el potencial energético de los océanos de manera significativa es hoy una meta casi utópica. Las proyecciones que la IEA hace de su crecimiento en su escenario de Neto Cero 2050, lucen hoy inalcanzables. Sin embargo, a medida que la tecnología continúa avanzando, abordando desafíos como la complejidad técnica y los altos costos iniciales, la energía de las olas, junto con la eólica, tiene el potencial de desempeñar un papel importante en la transición global hacia un futuro energético más sostenible.