MEJORA EN EL TRÁNSITO DEL GOLFO PÉRSICO PRESIONA LOS PRECIOS
El persistente riesgo geopolítico generado por el conflicto directo entre Estados Unidos, Israel e Irán y, por otro lado, los temores estructurales de una desaceleración de la demanda global, especialmente en China, mantienen el mercado petrolero mundial en un equilibrio inestable.
El bloqueo de la navegación y la tensión militar en el estrecho de Ormuz siguen siendo el principal foco de riesgo sistémico. El tránsito de buques tanque se mantiene muy por debajo de los niveles previos a la confrontación, aunque en los últimos días se han observado avances en el flujo de petróleo. Según fuentes estadounidenses, esta mejora responde a varios factores: la remoción de minas en los canales de navegación del lado omaní; la protección proporcionada por las fuerzas navales y aéreas de EE.UU.; el uso de tanqueros dedicados exclusivamente al cruce del estrecho; y, aparentemente, una menor capacidad de Irán para detectar y atacar embarcaciones próximas a su costa. No obstante, se han registrado al menos dos ataques cuya autoría Irán no ha asumido.
Se reporta que entre 6 y 8 millones de barriles diarios habrían transitado por el estrecho de Ormuz en los últimos días, a lo que se suma el crudo exportado por rutas alternativas en el mar Rojo y el golfo de Omán, pese al riesgo adicional de ataques de las milicias hutíes en el estrecho de Bab el-Mandeb.
En la guerra entre Rusia y Ucrania, los sistemáticos ataques ucranianos contra las refinerías y la infraestructura de procesamiento rusas continúan restringiendo la oferta de productos refinados, ahora aún más afectada por la explosión catastrófica en el Complejo de Amur, una enorme infraestructura petroquímica ubicada en el extremo oriental de Rusia, cerca de la frontera con China. Esta situación mantiene bajo presión el suministro hacia Europa y añade tensión al sistema mundial de refinación.
Existe un severo cuello de botella en los combustibles como el diésel y la gasolina. Los daños a las refinerías de Oriente Medio y Rusia y las restricciones de cuotas de exportación en China mantienen los márgenes de refinación en máximos históricos. Las reservas estratégicas mundiales están al límite tras el masivo drenaje registrado durante el primer trimestre para contener la crisis de suministro. Los inventarios comerciales totales observados han caído severamente, lo que deja al mercado sin un «colchón» de protección frente a nuevos choques al sistema mundial.
China ha contenido el incremento descontrolado de los precios del crudo al reducir drásticamente sus importaciones a mínimos de casi una década, recurriendo a sus reservas internas acumuladas y acelerando de forma masiva la electrificación de su parque automotriz para blindarse frente al mercado fósil internacional.
El panorama geopolítico de la semana se completa con el anuncio de los gobiernos de Estados Unidos y de Venezuelasobre un acuerdo petrolero de gran alcance. Aunque la iniciativa no tendría un impacto inmediato y material en los volúmenes de suministro, ni sus detalles han sido hechos públicos, podría adquirir relevancia con el tiempo. La información disponible sobre esta operación, así como nuestra interpretación, se desarrolla en la sección dedicada a Venezuela.
En el ámbito comercial, una nueva escalada enfrenta a Estados Unidos y Canadá, marcada por la imposición recíproca de aranceles y el deterioro creciente de la relación entre ambos gobiernos. A este contexto se suma la decisión de la administración Trump de denominar el lago Ontario “lago América”, una decisión irrelevante, pero una señal del disgusto del inquilino de la Casa Blanca.
Dinámica de precios del petróleo y gas natural
El precio del petróleo registró caídas semanales notables en respuesta al optimismo generado por el comportamiento del tránsito a través del estrecho de Ormuz y por la posibilidad de acuerdos geopolíticos. Por otra parte, el gas natural está presionado al alza, especialmente en Europa, ante el temor a un suministro ajustado de cara al invierno.
A pesar de que los precios del petróleo habían comenzado el mes con una fuerte tendencia alcista, provocada por el recrudecimiento del conflicto con Irán, la última semana de agosto trajo un alivio tras los rumores de un posible acuerdo de libre tránsito en el estrecho de Ormuz y las expectativas de reducciones de los tipos de interés de la Reserva Federal. El marcador Brent cerró el viernes 28 de agosto en $88,10/bbl, perforando la barrera psicológica de los $90/bbl. Esto representó una caída semanal acumulada del 6,6% respecto a los $94,39 de la semana previa. Mientras que el marcador WTI finalizó la semana cotizando a $83,40/bbl, con un descenso semanal del 4,2% respecto a los $87,06 del viernes anterior. A pesar de los retrocesos del crudo en los mercados de futuros, los precios de la gasolina y el gasóleo en las estaciones de servicio alcanzaron sus máximos del verano debido al efecto diferido y a la reducción de los subsidios fiscales en regiones como España.
El gas natural se movió sobre fundamentos de oferta muy ajustados, escalando posiciones a lo largo de la semana.
- Henry Hub (EE. UU.): Aunque se mantuvo por debajo de la franja de 3 dólares debido a factores estacionales en Norteamérica, el contrato de futuros de gas natural en EE.UU. mantuvo una senda alcista constante durante agosto. El jueves 27 de agosto tocó su máximo mensual de 2,99 USD/MMBtu, para realizar una leve corrección de toma de ganancias el viernes 28 de agosto, cerrando la semana en 2,88 USD/MMBtu.
- Mercado Europeo (TTF / Países Bajos): Los futuros del gas en Europa abrieron la semana con subidas cercanas al 4 %. El mercado reaccionó con lo que los analistas denominaron «pánico de invierno», tras confirmarse que las reservas de la Unión Europea se situaban en apenas el 63 % de su capacidad, su nivel más bajo para finales de agosto en los últimos 13 años. El GNL en el mercado TTF cotizó por encima de 66 euros por MWh.
VENEZUELA
¿Nueva oportunidad o desencanto?
Los persistentes problemas económicos derivados de la descoordinación en la gestión del mercado cambiario, la perjudicial brecha entre los tipos de cambio y la elevada inflación quedaron relegados a un segundo plano esta semana.
El 9 de enero, el presidente Donald Trump convocó a una reunión en la Casa Blanca a la crema y nata de la industria petrolera internacional, con la expectativa de que estos reaccionaran emocionados ante las oportunidades que se presentaban en Venezuela tras la salida de Nicolás Maduro. En las semanas siguientes a esa reunión, la Asamblea Nacional de Venezuela aprobó una reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos que estaba supuesta a allanar el camino a la participación de esas compañías; 8 meses más tarde, los resultados de esas iniciativas solo pueden calificarse de pobres.
En ese contexto, y en un esfuerzo por darle un nuevo impulso a su estrategia de tres fases, anunciada en enero, la Casa Blanca desveló este viernes un acuerdo con Venezuela, con la promesa de un cambio fundamental en el componente petrolero de la atípica relación de tutelaje entre ambos gobiernos.
La información, inicialmente caracterizada más por especulación que por hechos concretos, se viralizó y generó diversas reacciones: desde considerarlo un simple globo de ensayo o calificar el posible acuerdo como inconstitucional y contrario a la soberanía nacional, hasta lo mejor desde la invención del agua fría, todo ello sin conocer ningún detalle real.
Sin embargo, la duda duró poco. El viernes por la tarde, declaraciones directas de Trump y el secretario de Estado, Marco Rubio, seguidas de información divulgada por la presidenta interina, confirmaron que las partes habían alcanzado un acuerdo de gran relevancia para ambos países.
Los detalles divulgados hasta ahora son limitados y se han dado de forma goteada y calculada, lo que dificulta emitir opiniones bien fundamentadas. Por ello, cualquier interpretación preliminar requiere considerar no solo los acontecimientos, sino también las versiones informales que circulan en el sector petrolero local y en los pasillos de la Casa Blanca.
Información divulgada sobre el acuerdo a la fecha:
- El acuerdo cubriría , aparentemente, 17 bloques, con reservas contabilizadas de un total de alrededor de 65 mil millones de barriles.
- Estos bloques serían desarrollados (preferentemente) por empresas estadounidenses; y
- El objetivo del acuerdo sería desarrollar una capacidad de producción de 1,5 millones de barriles diarios.
En un anuncio separado, pero seguramente conectado a lo anterior, Chevron y Halliburton anunciaron que se preparan para realizar inversiones importantes tanto en los bloques actualmente operados por Chevron como en otros que podrían serles adjudicados; intenciones similares se han atribuido a NABEP (la segunda operadora privada en Venezuela), aunque todavía no han sido publicadas oficialmente.
Uno de los temas más controvertidos de los anuncios estadounidenses es la referencia al control de reservas. Esta declaración, lejos de corresponder a los controversiales conceptos de cesión de reservas en el subsuelo o “leases” de largo plazo que algunos analistas mencionan, podría referirse al volumen de reservas que las empresas operadoras estadounidenses pueden incorporar a sus balances conforme a las regulaciones internacionales y a una parte del indudable componente propagandístico de cara al electorado del país del norte.
El sábado 29 de agosto, y en aparente respuesta a la avalancha de críticas aparecidas en los medios, Delcy Rodríguez ofreció datos adicionales en un video publicado en redes sociales. Se refirió a que el acuerdo de marras tendría una duración de 25 años (prorrogable, suponemos) y que, a un precio del crudo de 65 $/BBL (no sabemos si valores nominales o reales), el “Government Take” promedio alcanzaría los 19 $/BBL. Estas cifras implican una participación de alrededor del 29 %, una proporción extraordinariamente baja en comparación con la de otros países de la región.
El acuerdo ha sido justificadamente calificado como opaco y con un déficit de explicaciones, lo que crea un terreno fértil para la especulación, en particular acerca de todo lo referente a las estructuras corporativas a utilizar y al cumplimiento de los arreglos institucionales y legales que hoy rigen el sector y a los actores involucrados. Todas esas dudas restan posibilidades de éxito a su implementación
Una estructura potencial para la implementación sería la consolidación de varios grupos de los 17 bloques a los que se refiere el acuerdo, por región o por tipo de crudo, en empresas mixtas (EM), ya sean nuevas o existentes. Las Mega EM podrían entonces suscribir Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias con compañías privadas estadounidenses, entre ellas las grandes empresas petroleras, como Chevron, Halliburton. Dichas compañías serían responsables de reactivar o desarrollar los bloques correspondientes.
La principal interrogante es si las grandes o medianas empresas estarían dispuestas a invertir bajo este nuevo esquema, similar al planteado hasta ahora, cuando lo han rechazado por falta de seguridad jurídica. Aunque la respuesta aún no se conoce, la participación del Departamento de Guerra en las negociaciones sugiere que podrían estructurarse garantías suficientes para reducir el riesgo. Estas también podrían complementarse para incentivar la participación de empresas mediante la recuperación de las deudas pendientes derivadas de los contratos suscritos, especialmente para empresas como Conoco y Exxon.
Durante los últimos siete meses, la falta de transparencia, la opacidad y la falta de institucionalidad en la relación bilateral han obstaculizado la mayoría de los esfuerzos de apertura.
Este nuevo esfuerzo por atraer capital privado representa una segunda oportunidad para corregir las deficiencias del proceso iniciado después del 3 de enero y para establecer un esquema más sólido. Para ello, sería conveniente privilegiar los mecanismos competitivos de asignación y recurrir únicamente a la negociación directa cuando las circunstancias demuestren que ello resulta favorable al interés nacional. No obstante, es importante tener cautela respecto de la viabilidad de este objetivo; la experiencia de los últimos 8 meses nos hace dudar del verdadero interés por hacerlo bien.
En cuanto a los parámetros cuantitativos divulgados, se observa una similitud significativa —al menos en términos de orden de magnitud— con estimados anteriores, ampliamente difundidos. Por ejemplo, es obvio que la inversión estimada de 100 mil millones de dólares se extrae de las varias propuestas del Plan País de los últimos años, que hablaba de un monto similar para llevar la producción total a 3 millones de barriles al día en una década, y que el presidente Trump ya había mencionado en la reunión de la Casa Blanca.
En referencia a las cifras de reservas involucradas en el acuerdo, es importante recordar que, desde que Hugo Chávez ordenó redimensionar las reservas de la Faja del Orinoco, ha existido una sombra de duda sobre ellas y, en general, sobre la totalidad de la base de recursos. En todo caso, eso sería irrelevante para la producción prevista en el acuerdo.
La premura y la relevancia política de lo negociado podrían estar vinculadas a los desafíos que Donald Trump y el Partido Republicano deberán afrontar en las elecciones de medio término. Presentar el acuerdo como un avance creíble hacia una mayor seguridad energética para Estados Unidos y el hemisferio, con capacidad potencial para reducir los precios de los combustibles mediante una mayor eficiencia de refinación y mitigar las restricciones de suministro derivadas de los conflictos en Oriente Medio, ofrecería al Gobierno federal un argumento electoral convincente con la promesa de America first.
Para la oposición política venezolana, los anuncios de Rodríguez plantean un dilema complejo. Por un lado, muchas de las críticas económicas, petroleras y políticas al acuerdo están bien fundadas y deben suscitar reflexión tanto en el país como en la Casa Blanca. Pero, por otro lado, el acuerdo refleja una estrategia de atracción de capital privado que ha sido la base de la política petrolera de, por ejemplo, María Corina Machado, lo que le impone retos interesantes a su posición ante el acuerdo,
El régimen, de boca de la presidenta encargada, ha dejado claro que el modelo chavista ha sido un fracaso espectacular, con un costo altísimo para la población. Escuchar que la justificación del acuerdo con los EE.UU. es la imperiosa necesidad de atraer la participación del capital privado fue una validación de la exitosa apertura petrolera de la década de los noventa, que tanto criticó y socavó el chavismo; treinta años sacrificados en el altar de la ideología.
En un escenario optimista, esta nueva estrategia podría, bajo las garantías ofrecidas por el gobierno de EE.UU., lograr la incorporación de inversionistas reales y de empresas de primer orden, lo que resultaría en inversiones productivas que recuperaran la producción a niveles elevados y dinamizaran la economía. Ese escenario depende en gran medida del tratamiento que se le dé a la transición política y solo se lograría con una hoja de ruta clara hacia un gobierno estable elegido libremente. Un escenario no descartable es la imposibilidad de instrumentar el acuerdo debido a impugnaciones legales, la incompetencia del régimen y su corrupción endémica.
Los anuncios más recientes del presidente Trump de que, como parte del acuerdo, los EE.UU. recibirán volúmenes para la reserva estratégica como un “regalo” de Venezuela, y los reportes de que el acuerdo será con una compañía propiedad del gobierno federal y de la privada NABEP, de Alejandro Betancourt, generan ruido adicional a una negociación ya muy cuestionada.
Operaciones petroleras
La crisis eléctrica continúa en Venezuela y, aunque se trata de minimizar su impacto en la industria de los hidrocarburos, ya se han detectado algunos efectos menores en la producción en el estado Zulia.
Durante la última semana de agosto se produjeron 968 Mbpd de crudo, distribuidos geográficamente como sigue:
- Occidente 272
- Oriente 111
- Faja del Orinoco 585
- TOTAL 968
En la semana, Chevron, el único operador con taladros de perforación activos en Venezuela, produjo 267 Mbpd; Maurel & Prom alcanzó 32 Mbpd con un taladro de reparación activo; Repsol no ha generado barriles adicionales y se mantiene en 41 Mbpd.
PetroCedeño produjo 38 Mbpd, Petrosur 13 Mbpd y Petrozamora 73 Mbpd, todos bajo el paraguas de NABEP. Por otro lado, PetroSinovensa produjo 92 Mbpd y PetroMonagas 89 Mbpd.
En las refinerías nacionales se procesaron 290 Mbpd de crudo y productos intermedios, con una producción de gasolina y diésel de 87 y 83 Mbpd, respectivamente.
El Complejo petroquímico de José mantiene sus plantas de metanol y amoníaco/urea al 78 % de su capacidad, al arrancar el segundo tren de amoníaco/urea.
Las exportaciones estimadas para agosto se perfilan en torno a 785 MBPD de crudo. Continúan las limitaciones del terminal de José para cargar y descargar, pero el nivel de exportación depende más del crudo en especificaciones y del volumen reducido de los inventarios provenientes de la acumulación de diciembre, que termina este mes.
La cesta venezolana, reflejando el comportamiento de los precios internacionales, alcanzó $78,1/bbl.
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