Los precios del petróleo continúan la tendencia al alza, iniciada en el mes de noviembre 2020, donde los marcadores han experimentado 5 meses de recuperación de sus cotizaciones, lo que refleja la estabilización sostenida del mercado tras los masivos recortes de producción de la OPEP+, el drenaje de inventarios y la gradual recuperación de la demanda mundial de petróleo.
A un año del colapso del precio del petróleo, cuando el WTI se cotizó a valores negativos de -35 dólares el barril, un fenómeno sin precedentes en la historia del mercado petrolero, ambos marcadores, Brent y WTI, han recuperado, respectivamente, un 241% y 520% de su valor.
A pesar del aumento sostenido observado en los precios a partir de noviembre del 2020, lo cual parece ser una tendencia hacia la estabilización del mercado, entre febrero y abril de 2021, los marcadores se han visto sujetos a fluctuaciones en sus cotizaciones en una banda de precios entre los 57 y 70 dólares el barril, fundamentalmente por la incertidumbre en la recuperación de la economía mundial y el levantamiento total a las restricciones de viajes y movilidad impuestas en la mayoría de los países, ante el complejo proceso de vacunaciones en grandes regiones del mundo como Europa y Asia, ese comportamiento y recrudecimiento de la pandemia de la COVID-19, que aún afecta con fuerza a Europa y que ha surgido con violencia en India y Brasil.
Por otra parte, algunos factores adicionales como los eventos climatológicos en los EE.UU. que interrumpieron la actividad del circuito refinador, así como las fluctuaciones del valor del dólar, han afectado las cotizaciones del crudo en el periodo.
Al 21 de abril los marcadores Brent y WTI cerraron la jornada a la baja, cotizando en 66 y 62,02 dólares el barril respectivamente, sin embargo, presentan una recuperación del 6,2 % y 5,7% respectivamente en relación a sus cotizaciones al 05 abril de 2021 y de 69,4% y 68,5% respectivamente en relación a sus cotizaciones del inicio del mes de noviembre de 2020.
De acuerdo al MOMR de la OPEP correspondiente al mes de abril de 2021, la Organización espera que la demanda mundial de petróleo se recupere en 6 millones de barriles día para ubicarse en un promedio de 96,5 millones de barriles día, producto de un rebote de la economía mundial, sobre todo a partir del 3er y 4to trimestre del año, tanto por los masivos paquetes de ayudas económicas y estímulos fiscales como por la aceleración del proceso de vacunación en los países industrializados.
Con base en estas expectativas y en la caída de los inventarios comerciales observada desde inicios del año 2021, los países de la OPEP+, en su 15ª Reunión de Ministros del 01 de abril, decidieron continuar con la política de “flexibilización” de los recortes de producción, aumentando su oferta de petróleo en 1,291 millones de barriles diarios en 3 etapas, entre los meses de mayo y julio.
De igual manera, en el marco de la misma reunión, el ministro de Energía de Arabia Saudita informó que su país también aumentaría su oferta de petróleo desde el mes de mayo hasta el mes de julio, poniendo fin a su recorte adicional de 1 millón de barriles día, el cual entró en vigencia a partir del mes de febrero.
Cesta OPEP
La cesta de crudos de referencia de la OPEP (ORB) también mantiene su tendencia al alza desde el mes de noviembre de 2020, cotizándose el pasado 20 de abril en 65,36 dólares el barril, un 53,4% por encima respecto a su cotización de noviembre de 2020.
Los crudos OPEP aumentaron en un rango de 10,6% a 12,2%, entre enero y febrero, principalmente las referencias de crudos del Norte de África, mientras que el promedio de marzo presentó un aumento mensual del 5,75%, manteniendo la tendencia al alza a pesar de que, luego de los anuncios de la OPEP+ y Arabia Saudita del primero de abril, la cesta cayó un 2,1%, para ubicarse en 61,77 dólares el barril.
Crudo Murban
El 29 de Marzo 2021, la estatal emiratí Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) anunció la liberación comercial del crudo tipo Murban, el grado de crudo insignia de ADNOC, y el lanzamiento del Abu Dhabi Murban Crude Oil Future con contratos a futuros sobre el nuevo ICE Future Abu Dhabi (IFAD), la representación de operadora global de intercambios y de servicios de cotización International Enchange (ICE) en Abu Dhabi, la primera bolsa de derivados en la capital de Emiratos Árabes Unidos (EAU), una iniciativa llevada adelante por el ministro de Industria y Tecnología Avanzada y CEO de ADNOC, Sultan al-Jaber.
Con ello, los EAU colocan en el mercado petrolero mundial un nuevo tipo de crudo y una nueva referencia para las cotizaciones del petróleo.
“Hoy, con nuestros socios sobresalientes, estamos dando vida a un nuevo punto de referencia”, afirmó el presidente y director ejecutivo de ICE, Jeffrey Sprecher, durante el lanzamiento del Murban y la IFAD.
El Murban es un crudo liviano con una producción actual de 2 MMBD, bajo costo de producción y una cartera de 60 clientes en 30 mercados.
Durante el lanzamiento, la estatal emiratí comentó que, aparte de ADNOC y la ICE, otras nueve empresas fueron incorporadas como socias fundadoras de la IFAD: la petrolera británica British Petroleum (BP), la refinería coreana GS Caltex, la E&P japonesa INPEX, la petrolera japonesa ENEOS, la estatal china PetroChina, la estatal petrolera tailandesa PTT, la transnacional neerlandesa Royal Dutch Shell, la petrolera francesa Total y la comercializadora de energía neerlandesa Vitol.
ADNOC informó que el actual mercado para Murban está en el Golfo Arábigo y la región de Asia-Pacífico, con contratos a futuro entregados físicamente desde la terminal de la estatal emiratí en Fujairah, en la costa este de EAU, esperando convertirse en referencia del 32% de la producción mundial de petróleo.
La primera cotización del Murban para contratos a futuro IFAD se dio el mismo 29 de marzo, abriendo el mercado en 63,9 dólares el barril y cerrando en 63,03 dólares. A la fecha, su cotización más alta la tuvo el primero de abril, cuando cerró en 63,9 dólares el barril.
Luego de los anuncios de la OPEP+ y Arabia Saudita, los precios bajaron un 3,7%, para cotizar, al cierre del 9 de abril, en 61,54 dólares.
PRODUCCIÓN
El pasado 1 de abril se realizó la 15va reunión de ministros de la OPEP+ donde se decidió continuar con la política de flexibilización de los recortes de producción iniciada en agosto de 2020, aumentando la oferta de petróleo en 1,291 millones de barriles día (MMBD), de manera progresiva, entre el mes de mayo, junio y julio.
Para el primero de mayo, la producción del grupo se incrementa en 500 mil barriles día (MBD), en junio 350 MBD adicionales y en julio, 441 MBD adicionales, hasta completar la cantidad acordada.
En la reunión se decidió que, a partir de mayo, Rusia y Kazajistán no recibirán los beneficios para aplicar una flexibilización adicional en su cuota de recorte de producción –como lo venían haciendo desde febrero–, ya que el aumento de producción del grupo se distribuirá entre los 19 países que participan del recorte.
De esta manera, el recorte de la OPEP+ se ubicará en 5,759 MMBD para el mes de julio, una disminución de 1,441 MBD respecto al mes de enero y 3,905 MMBD respecto al recorte original de 9,7 millones de barriles dia iniciado el 1 de mayo de 2020.
Acompañando estas decisiones de la OPEP+, Arabia Saudita anunció que pondría fin a su recorte unilateral y adicional de 1 MMBD de petróleo que estuvo en vigencia entre los meses de febrero y abril.
El reino saudita incrementará su producción en 250 MBD en mayo, 350 MBD en junio y 400 MBD en julio.
Ambas decisiones aumentarán la oferta mundial de petróleo en 1,291 MMBD para el mes de julio, ubicándola alrededor de los 81,3 MMBD de petróleo, 5 MMBD más respecto al mes de julio de 2020, pero 5,5 MMBD menos respecto al mismo mes de 2019, el año con mayor producción de petróleo que se haya registrado.
La Agencia Internacional de Energía (EIA por sus siglas en inglés) proyecta una producción mundial de 83,2 MMBD para 2021, lo cual representa un aumento de 2,26 MMBD respecto a la producción de 2020, aunque 4,2 MMBD menos que la registrada en 2019.
Estos aumentos y proyecciones de la producción de petróleo se ajustan a las estimaciones de la OPEP y del resto de las agencias, respecto a un aumento de la demanda mundial de petróleo a partir del segundo semestre de 2021 y la estabilización del mercado petrolero, lo cual permitirá absorber la producción incremental de petróleo.
Producción Mundial
De acuerdo al Reporte Mensual del Mercado de la OPEP (MOMR por sus siglas en inglés), correspondiente al mes de abril, la producción mundial de petróleo en marzo fue de 80,09 millones de barriles día (MMBD), 360 mil barriles día más que el mes de febrero, debido a que el aumento de producción de Irán, Rusia y EE.UU. fue compensado por el recorte de producción unilateral de 1 millón de barriles día de petróleo por parte de Arabia Saudita.
Del total de la producción mundial de petróleo el 47,65%, 38,16 millones de barriles diarios, corresponden a la producción de los países de la OPEP+.
Fuente: Elaboración propia con datos del MORM de la OPEP, el ministerio de Energía de Rusia, el Ministerio de Energía de Azerbaiyán, la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) y la agencia S&P Global Platts.,
La EIA, en su “Shor-Term Energy Outlook” (STEO) del 06 de abril, registra una producción mundial de 80,37 millones de barriles día, 240 mil barriles día más que los datos de la OPEP.
Producción OPEP+
La producción de los países firmantes de la Declaración de Cooperación (DoC), agrupados en la OPEP+, fue de 38,16 MMBD en marzo de 2021, un aumento mensual de 300 mil barriles día.
Los 13 países de la OPEP presentaron una producción de 25,042 MMBD, representando el 65,62% de la oferta de la OPEP+ y el 31,27% de la producción mundial.
Fuente: Elaboración propia con datos del MORM de la OPEP, el ministerio de Energía de Rusia, el Ministerio de Energía de Azerbaiyán y la agencia S&P Global Platts.
Por su parte, los 9 países No-OPEP firmantes del DOC, presentaron una producción de 13,12 MMBD, equivalentes al 34,38% de la producción de la OPEP+ y el 16,38% de la producción mundial.
Recortes de producción OPEP+
En marzo de 2021 el recorte de producción de la OPEP+ fue de 7,962 MMBD, incluyendo 1,029 MMBD del recorte adicional de Arabia Saudita, lo que permitió que el recorte del grupo se ubicara en 912 mil barriles día por encima de la cuota acordada, presentando un cumplimiento del 112,94%.
Los 10 países de la OPEP que participan de los recortes de producción (Angola, Arabia Saudita, Argelia, Congo, Gabón, Guinea Ecuatorial, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Kuwait y Nigeria), recortaron 5,665 MMBD, cumpliendo en un 124,12% su compromiso.
De este grupo, Irak volvió a mostrar sobreproducción, esta vez de 57 mil barriles día de petróleo. Mientras destaca el compromiso de Angola –cuyo ministro Dr. Diamantino Pedro Azevedo, preside la Conferencia de la OPEP– con los acuerdos de compensación por la sobreproducción del año pasado. Si bien su producción subió 40 MBD en marzo, el recorte de producción de Angola fue de 104 MMBD por encima de su cuota asignada, lo cual viene sucediendo desde el mes de septiembre de 2020, respondiendo más allá de su compromiso de recorte de producción y la compensación por la sobreproducción que realizó en mayo y junio de 2020.
Por parte de los nueve países No-OPEP, firmantes del DoC, el recorte de su producción en marzo fue de 2,297 MMBD, con una sobreproducción de 189 mil barriles día de petróleo, alcanzando un cumplimiento del recorte de 92,4%.
Nuevamente, Rusia presenta una sobreproducción por encima de 100 mil barriles día de petróleo, a la vez que Kazajistán lo hizo por 43 mil barriles día, pese a que los dos países han sido los únicos que recibieron el beneficio de hacer una flexibilización adicional a su cuota de recorte de producción en marzo, 65 mil barriles día Rusia y 10 mil Kazajistán.
Producción OPEP
En marzo la OPEP registró una producción de 25,042 MMBD, según los datos del MOMR del 13 de abril. La producción aumentó 201 mil barriles día, debido a un nuevo aumento mensual en la producción de Irán, esta vez de 137 mil barriles día de petróleo, alcanzando su nivel promedio de producción del año 2019.
Fuente: MOMR de la OPEP del 13 de abril de 2021.
La producción de las monarquías del Golfo (Arabia Saudita, EAU y Kuwait) sumada a la de Irak, fue de 16,941 MMBD, equivalente al 67,65% de la producción del grupo, el 44,39% de la OPEP+ y el 21,15% de la oferta mundial de crudo.
Los países africanos (sin contar Libia), Angola, Argelia, Congo, Gabón, Guinea Ecuatorial y Nigeria, presentaron en marzo una producción de 4,077 MMBD, representando el 16,28% de la OPEP, el 10,68% de la OPEP+ y el 5% de la producción mundial de petróleo.
Irán, Libia y Venezuela, los tres países exentos de recortes en su cuota, presentaron una producción de 4,025 MMBD en marzo de 2021, de los cuales 2,304 MMBD (57,24%) corresponde a Irán, equivalente al 9,2% de la producción de la OPEP y el 2,88% de la oferta mundial de petróleo. Libia produjo 1,196 MMBD (29,71% OPEP y 1,5 % mundial) y Venezuela 525 mil barriles día de petróleo (2,1% OPEP y el 0,65% mundial).
Fuente: Elaboración propia con datos del MOMR de la OPEP del 13 de abril 2021.
EE.UU. – Irán: El difícil camino del diálogo
Uno de los mayores retos de la administración de Joe Biden será retomar el diálogo con Irán para reasumir el acuerdo nuclear Plan de Acción Integral Conjunto (JCPOA) de 2015[8], avalado por el Consejo de Seguridad de la ONU, que fue desconocido por la administración Trump, retirándose del acuerdo e imponiendo fuertes sanciones a la nación persa desde septiembre de 2018.
Desde el inicio de su mandato el presidente Joe Biden ha indicado su disposición para retomar el diálogo con Irán conducente a volver a las condiciones del acuerdo de 2015. Al frente de esta difícil tarea se encuentra Anthony Blinken, veterano diplomático, hoy día secretario de Estado.
En el marco de este proceso, que se avizora complejo tanto por la afectación a la credibilidad del compromiso norteamericano por el desconocimiento previo a los acuerdos, las sanciones y retaliaciones impuestas a Irán por la administración Trump, así como por el poderoso lobby de Israel y las monarquías del Golfo en Washington, y la presión de los sectores más conservadores sobre el presidente de Irán, Hassan Rohani.
Las partes han declarado su intención de buscar un entendimiento y para esto se llevó a cabo la primera reunión “indirecta” entre las partes.
El 02 de abril, el enviado oficial designado por el Departamento de Estado estadounidense para atender los asuntos con Irán, Robert Malley, había manifestado en una entrevista a la Red de Televisión Pública de EE.UU. (PBS), que si Irán está preparado para volver al cumplimiento del acuerdo, en el gobierno del presidente Joe Biden “tendremos que analizar las sanciones” y “ver qué tenemos que hacer para que Irán disfrute de los beneficios que se suponía debería disfrutar en virtud del acuerdo”[10], afirmando que, en ese caso, “tendríamos que eliminar las sanciones que son incompatibles”.
En la misma fecha el vicecanciller de Irán, Seyyed Abbas, avisó que su país se reunirá solo con la Comisión Conjunta del Plan Integral de Acción Conjunta JCPOA, para examinar “el regreso” de EE.UU. al acuerdo, por lo cual no habrá ningún tipo de diálogo directo, a ningún nivel, entre las delegaciones iraníes y estadounidenses.
Entre el 6 y 9 de abril, se llevó a cabo en Viena la primera ronda de la 18ª Reunión de la JCPOA[12], donde se dio un paso muy importante para que Irán retome los acuerdos de la JCPOA, firmados el 15 de abril de 2015, y EE.UU. regrese al mismo en los términos aprobados por las partes.
Durante la reunión se acordó formar dos grupos de expertos, uno con la JCPOA e Irán, donde se abordará el compromiso nuclear de Irán; el segundo, conformado por la JCPOA y EE.UU., se centrará en el levantamiento de las sanciones de EE.UU. a Irán.
En la reunión de la JCPOA en Viena, Robert Malley reiteró su postura del 02 de abril que contempla considerar el levantamiento de sanciones, si Irán retorna a los compromisos del Acuerdo de 2015, posición que fue ratificada por el portavoz del Departamento de Estado, Ned Price, el mismo 06 de abril.
El enviado estadounidense, a su regreso a su país, informó que la reunión con Irán fue indirecta, a través de los representantes de la Unión Europea y de los países de la JCPOA.
Dejó claro que la participación estadounidense y su aporte de ideas en la reunión de Viena fueron consideradas como muy serias por todos los países presentes. Aunque dice no haber observado una voluntad “recíproca” de Irán para volver a sus compromisos con la JCPOA, afirma que, por lo que se transmitió en la reunión, Irán tomó con seriedad y mucha formalidad el tema.
Por su parte, el presidente iraní, Hassan Rohani, celebró que “en los últimos días, hemos sido testigos de un nuevo capítulo en la revitalización del JCPOA”, donde todos los actores de la reunión, incluyendo EE.UU., “han llegado a la conclusión de que no existe mejor solución que el JCPOA y que no hay otra vía que la plena implementación del mismo”.
Rohaní afirmó que la aplicación voluntaria de Irán del Protocolo Adicional del acuerdo y la aplicación de centrifugadoras es “provisional”, lo cual es una información importante en el camino que se está transitando.
Sin embargo, los avances para un entendimiento entre Irán y EE. UU, sufrieron un golpe el pasado 11 de abril, cuando la instalación nuclear Shahid Ahmadi Roshan para el enriquecimiento de uranio, ubicado en Natanz, fue víctima de un “ciberataque” según informó Alí Akbar Salehí[17], director de la Organización de la Energía Atómica de Irán (OEAI), calificando el hecho como “terrorismo nuclear” y señalando a Israel como ejecutor del mismo.
Luego, el 14 de abril, el presidente de Irán, Hassan Rohani, afirmó que “en respuesta al enemigo” su país enriquecerá uranio al 60%. “Quieren vaciar nuestras manos ante las negociaciones”, advirtió el mandatario iraní.
El ciberataque a la instalación nuclear iraní y la respuesta del gobierno Irani, así como la visita del secretario de Defensa norteamericano Lloyd Austin a Israel el pasado 11 de abril, son elementos que muestran las dificultades y los poderosos intereses regionales que deberán superar las partes para llegar a un acuerdo nuclear en los términos acordados en 2015, acuerdo que debe venir acompañado del levantamiento de las sanciones norteamericanas en contra de Irán.
No solo abre las posibilidades de que la producción petrolera iraní se restablezca hasta los 3,8 MMBD, tal como sucedió en 2016, luego del levantamiento de las sanciones norteamericanas en 2015, sino que se restablezca el suministro de petróleo iraní a China, su principal comprador, enfrascada en una disputa comercial y geopolítica con los EE.UU.
A pesar de los tropiezos y las tensiones, las partes realizaron, bajo el mismo formato de contactos indirectos, una nueva ronda de negociaciones en Viena desde el 17 de abril, lo que mantiene el pulso de las negociaciones y muestra la voluntad de las partes en alcanzar una solución, al haber llegado a un entendimiento para comenzar a trabajar un borrador conjunto, tal como dijo Seyed Abas Araqchi el principal representante iraní en las negociaciones, el 18 de abril pasado.
En medio de este panorama, la producción de Irán tuvo un aumento de 137 mil barriles día en marzo, para ubicarse en 2,3 MMBD, un nivel que registró por última vez en mayo de 2019. Desde el pasado mes de enero, la producción de petróleo de Irán ha subido en 210 mil barriles día, a pesar de las sanciones norteamericanas, lo cual es una muestra de las capacidades productivas e industriales del país persa.
Saudi Aramco arrienda activos
El pasado 09 de abril, Saudi Aramco culminó el proceso de arrendamiento de activos de transporte de petróleo del país y anunció la creación de la subsidiaria de capital mixto Aramco Oil Pipelines Company (AOPC), 51% de Saudi Aramco y 49% de EIG Global Energy Partners, una firma estadounidense de inversión de capital institucional que hace transacciones directas que estén respaldadas con activos como reservas de petróleo, oleoductos, instalaciones de procesamiento y terminales, entre otros.
Aramco arrendará AOPC, su red de más de 90 oleoductos de crudo, por 25 años. A cambio, la estadounidense EIG le adelantará, a través de AOPC, un pago por 12,4 mil millones de dólares.
Esta operación se enmarca en el proceso de apertura del sector petrolero del reino saudita al capital privado internacional, como parte del Plan, impulsado por el príncipe heredero Mohammed bin Salman, conocido como Saudi Visión 2030 y que se inició en 2019 con la venta del 1,5% de participación accionaria de Saudi Aramco al capital privado, por un valor de 26 mil millones de dólares.
Sin embargo, este proceso de venta y apertura del sector petrolero se inició justo antes del colapso del mercado petrolero en 2020 a raíz de la pandemia de la COVID-19, lo que ha provocado que el Reino se endeude para cumplir sus compromisos de dividendos con los inversionistas privados y no entorpecer su ambicioso plan de apertura del país, mientras se recuperan los precios del petróleo y los ingresos de Aramco.
FUENTE: Bloomberg, Saudi Aramco
La ganancia neta de la estatal saudita Saudi Aramco, en el año 2020, fue de 49 mil millones de dólares y logró pagar dividendos a sus accionistas por el valor de 75 mil millones de dólares, según Reporte Anual de la petrolera, de los cuales alrededor de 73 mil millones son dividendos para el Estado, el cual, debió hacer frente a una deuda pública de 227 mil millones de dólares en 2020, la cual subirá a 250 mil millones de dólares en 2021.
Para mostrar ganancias y poder pagar dividendos, Aramco tuvo que tomar deuda por 96,13 mil millones de dólares en 2020.
Las necesidades de la Aramco para atender los compromisos adquiridos con los inversionistas internacionales y la necesidad de mantener atractivo el Plan de apertura del sector petrolero, adelantado por el Príncipe Heredero el pasado 29 de enero, están condicionando la política petrolera del reino y sus posturas en el seno de la OPEP y OPEP+, la cual ha variado desde la guerra de precios y mercados de marzo de 2020, hasta los recortes unilaterales para sostener el precio del barril, a pesar de la postura de sus aliados del Golfo de aumentar la flexibilización de los recortes para hacer frente a sus propias necesidades económicas.
Rusia
En marzo de 2021, la producción petrolera de Rusia fue de 9,38 MMBD, según datos del Ministerio de Energía de Rusia, 140 MBD más que el mes anterior, lo cual incluye la flexibilización de su cuota de producción de 65 MBD autorizada para marzo.
La producción de Rusia no volverá a los niveles récord de 2019, informó el Ministerio de Energía de Rusia en un documento de estrategias al cual tuvo acceso el diario comercial ruso Kommersant, según informó The Moscow Times el pasado 12 de abril.
En el mencionado documento se estaría refiriendo como “crítica” a la actual situación de la industria petrolera de Rusia, a la vez que pronostica el pico más alto para 2029, con una producción de crudo de 10,23 MMBD y de 8,5 MMBD para 2035, estimando que la producción de condensados sea la misma que en 2021 (0,87 MMBD).
La producción de crudo de Rusia en 2019 fue de 10,5 MMBD. A partir de mayo de 2020 la producción petrolera rusa ha estado regulada en cumplimiento a los acuerdos de recortes de la OPEP+, promediando en el año con 9,4 MMBD de petróleo.
Fuente: Ministerio de Energía de Rusia y el MOMR de la OPEP. Elaboración propia.
EE.UU.
Según el reporte semanal de la EIA publicado el 21 de abril, en la semana que cerró el 16 de abril, la producción de petróleo en los EE.UU. fue de 11 MMBD, un aumento de 720 MBD respecto al mes de febrero, cuando la producción de petróleo en EE.UU. fue de 10,28 MMBD, afectada severamente por las tormentas de nieve y temperaturas heladas que impactaron al estado de Texas, provocando la suspensión del suministro eléctrico y la paralización de la producción de petróleo y refinación en la región.
La producción estadounidense en abril se ha mantenido en 11 MMBD.
Fuente: Elaboración propia con data de la U.S. Energy Information Administration EIA
La producción en marzo de 2021 fue de 10,84 MMBD de petróleo, 560 MBD más que en febrero, recuperando las operaciones petroleras en Texas, luego de estar afectadas por la tormenta de invierno de febrero. La producción conjunta de petróleo en tierra firme en los EE.UU. registró un aumento de 470 MBD en el mismo periodo, mientras que en el Golfo de México aumentó en 90 MBD.
Todos los analistas coinciden, incluyendo las apreciaciones del anterior secretario de Energía norteamericano Dan Brouillette, que la producción de petróleo en los EE.UU. se mantendrá estable durante todo el año 2021 alrededor de los 11 MMBD y con un leve aumento en 2022 debido, tal como hemos señalado en Boletines anteriores, a la dependencia de los productores de Shale Oil, de los financiamientos y a la intensidad de flujos de capital que requieren para sus operaciones.
El CEO de la Pioneer Natural Resources Company, una de las principales productoras de petróleo de Esquisto en el país, Scott Sheffield, consideró, durante la reunión anual de la investigadora energética BloombergNEF, que no hay “mucha evidencia” de que se impulse “significativamente” la producción de esquisto, debido a que las productoras vivieron la experiencia de un mercado petrolero con precios bajos para las operaciones del Shale Oil, decidiendo desde entonces, no generar gastos de capital y seguir una estrategia más conservadora respecto a la inversión de capital que les permita obtener una mayor rentabilidad de sus activos y los retornos a los accionistas.
Para Sheffield, la situación que se vivió el primer semestre del año pasado con los precios del petróleo, es el resultado de “la frustración” de Arabia Saudita y Rusia frente al crecimiento de la producción de EE.UU., generando una guerra de precios que obligó a los productores de petróleo estadounidense a tomar decisiones de desinversión y fusiones que provocó la pérdida de 2 MMBD.
Sheffield afirma que, respecto a las cuencas y campos de esquistos en EE.UU., sólo la cuenca de Permian aumentará su producción, mientras las demás estarán en declive.
“Si volvemos a crecer demasiado, habrá otra guerra de precios”, dijo el CEO de Pioneer Natural Resources.
El gobierno estadounidense parece no tener interés en que la producción de petróleo local aumente, mientras promueve la “energía verde”.
El Departamento del Interior convocó a un foro público, el 25 de marzo pasado, como parte de la revisión integral que está haciendo el gobierno estadounidense al programa de petróleo y gas, como lo establece la Orden Ejecutiva 14.008.
El Secretario del Interior, Dan Halland, en un reconocimiento al aporte de las energías fósiles a la economía estadounidense, dijo que “los combustibles fósiles continuarán desempeñando un papel importante en EE.UU. durante los próximos años”, pero que la gestión de últimos 4 años se “apresuró” para cumplir una “falsa urgencia de calendarios políticos”, ofreciendo “vastas” franjas de aguas y tierras federales para el desarrollo del petróleo y el gas “por encima de los demás usos de las tierras y aguas”.
No es un tema que solo responde a la preservación del medio ambiente, sino también a las finanzas del gobierno del presidente Joe Biden.
En el marco de su política de “Clean Energy Revolution” (Revolución de Energía Limpia) la administración Biden ha tomado decisiones importantes, como negarle la licencia para exploración y explotación de crudo a Chevron Corporation en el Golfo de México, así como la Orden Ejecutiva 14.008, firmada el pasado 27 de enero, la cual suspendió los arrendamientos de aguas y tierras federales a las E&P de petróleo y gas, la orden ejecutiva de Protección Pública del Ambiente que revirtió el permiso para la construcción del Keystone Pipeline, el cual daría entrada al Golfo de México al crudo pesado canadiense.
Al mismo tiempo, abre espacio a las “energías limpias”, como el proyecto “Vineyard Wind I LLC” que está llevando adelante la Oficina de Gestión de la Energía Oceánica (BOEM), anunciando el pasado 29 de marzo, la identificación de 800 mil acres como áreas para energías eólicas en las costas de New York, en el marco de los avances para el desarrollo del proyecto eólico comercial más grande en EE.UU.
Estas decisiones comienzan a generar reacciones abiertas de las empresas productoras de petróleo, en contra de la administración Biden. El pasado 24 de marzo, 13 estados del país (incluyendo Texas, Louisiana, Alabama y Alaska) presentaron una demanda ante un tribunal federal en Louisiana en contra del presidente Joe Biden, solicitando se impugne la mencionada Orden Ejecutiva 14.008.
En este ambiente y ante una situación política-económica no favorable a los productores de petróleo –sobre todo del petróleo de esquistos– en los EE.UU., se estima que la producción de petróleo estadounidense se mantenga en torno a los 11 MMBD en 2021; las proyecciones muestran un leve aumento en 2022, pero por debajo de 11,4 MMBD.
Taladros
El pasado 16 de abril, el reporte semanal de Baker Houghes registró actividad en 344 taladros, 7 más que la semana anterior y 27 por sobre la cifra del 12 de marzo de 2021. Es la cantidad más alta de actividad en los últimos 12 meses, pero lejos aún de los 624 registrados al inicio de la pandemia, el 27 de marzo del año pasado.
Según el mismo reporte, la cuenca de Permian, en Delaware, registró actividad de 226 taladros el 14 de abril, 23 más que el 12 de marzo y 81 por arriba del registro de actividad el 30 de octubre de 2020.
La cuenca de Eagle Ford, en Texas, tuvo 32 taladros activos al 14 de abril, manteniéndose estable desde el 19 de marzo y doblando la actividad respecto al 23 de octubre de 2020.
Información del MOMR de la OPEP y Rystad Energy, indican que las empresas que operan en pozos de esquistos han enfocado sus inversiones en pozos iniciados y no terminados, generando así menores costos de inversión, el cual se estima que sea 4 mil millones de dólares más que lo empleado en 2020, en un contexto del mercado donde los productores de shale oil en EE.UU. necesitan un barril que promedie los 52 dólares.
Aunque el precio del WTI ha estado cotizando por encima de ese monto desde comienzos de 2021 y por encima de 60 dólares el barril desde mediados de marzo, las empresas han preferido saldar deudas y pagar dividendos.
La EIA informó, en su Reporte Semanal de Perforación del 12 de abril, que 641 pozos de esquisto fueron culminados en marzo de 2021 (151 más que el mes anterior), siendo 177 de ellos pozos que estaban perforados, pero sin culminar, mientras que se registraron 464 actividades de perforación (68 más que en febrero).
En marzo de 2020, en el inicio de la pandemia, se perforaron 1.091 pozos de esquisto y 1.015 se culminaron.
Desde el año 2014, la actividad mensual de Shale Oil en EE.UU. muestra que han sido más las perforaciones registradas en pozos de esquisto que la cantidad de pozos culminados, lo que generó que más de 4 mil pozos de esquisto perforados quedaran sin culminar entre enero de 2014 y julio de 2020.
A partir de agosto de 2020, y por primera vez, la cantidad de pozos de esquisto iniciados empezó a reducirse, registrando más pozos culminados que actividad de perforación. Actualmente existen en EE.UU. 6.912 pozos de esquisto perforados, pero no culminados.
Otros países No-OPEP
Azerbaiyán, Canadá, Kazajistán, México y Noruega, en conjunto, presentaron una producción estimada de 10 MMBD en marzo de 2021, tomando en cuenta los datos de México y Noruega correspondientes a febrero de este año. Salvo Canadá, con una producción de 5,68 MMBD, el resto de los países que producen menos de 1,8 MMBD prevén cifras estables en 2021.
La EI A proyecta una caída 600 MBD en la producción de Canadá en abril, con una producción de 5,04 MMBD entre abril y mayo, para luego recuperar el nivel en junio, situación que suele presentarse todos los años con la producción del país norteamericano.
El pasado 14 de abril, el Congreso Mexicano aprobó la reforma de la Ley de Hidrocarburos, modificada en 2013 durante la gestión del expresidente Peña Nieto, la cual había desnacionalizado la actividad petrolera en México, dando apertura a la entrada del capital privado extranjero y entregando buena parte del mercado de los combustibles, esperando una inversión extranjera que nunca llegó.
Sin embargo, la reforma a la Ley presentada por el presidente Manuel López Obrador, no cumplió con las expectativas y promesas de revertir la “apertura” del sector y recuperar el control y propiedad del sector petrolero en el país, sino que sólo modificó temas relacionados con las sanciones al manejo, venta ilegal y contrabando de combustible.
La producción de crudo de México, en febrero, fue de 1,67 MMBD, manteniéndose en el rango de 1,7 MM en su producción desde diciembre de 2019, una caída de 850 MBD en relación a los niveles de 2,52 MMBD en su producción de petróleo del año 2013 y de 1,58 MMBD con respecto a la producción de 3,25 MMBD registrada en 2006.
Guyana amplía sus operaciones petroleras.
Las transnacionales que operan en Guyana siguen avanzando en las actividades de exploración, producción y exportaciones de crudo, operando en aguas territoriales del Esequibo en litigio con Venezuela, en los bloques Stabroek, Canje, Kaieteur, Demerara y Orinduik. Igualmente, Guyana ofreció licencias offshore para operar en aguas venezolanas de su fachada Atlántica, en los bloques Roraima y Pomeroon, así como la mitad occidental del bloque Stabroek y la mayor parte del bloque Kaieteur.
Las reservas halladas en Stabroek, hasta 2020, se estiman en 9 mil millones de barriles de petróleo. Desde mediados del año pasado, el bloque está produciendo 120 MMBD y han exportado 6 MMBD, mientras avanza el desarrollo en el resto de los campos de Stabroek y en los otros bloques.
El pasado 24 de marzo, la operadora estadounidense Hess Corporation –quien tiene el 30% de participación del bloque Stabroek, junto a la ExxonMobily la China CNOOC– envió a India el quinto cargamento de crudo guyanés, con 997.420 mil barriles de crudo, convirtiéndose en la primera exportación de crudo guyanés en 2021.
A principios de abril, se despachó el sexto cargamento de crudo –el segundo en 2021– con un volumen cercano a 1 MMBD, según informó el ministro de Recursos Naturales de Guyana, Vickram Bharrat.
Por otra parte, el 30 de marzo de 2021, la inversora de energía estadounidense Westmount Energy, que en diciembre de 2020 se convirtió en accionista de la canadiense JHI Associates, presentó los datos provisionales del segundo semestre de 2020, donde confirman la existencia de reservas de hidrocarburos en el bloque Canje, el cual es operado por ExxonMobil con una participación del 35%, teniendo como socios a la francesa Total (35%), JHI Associates (17,5%) y la privada guyanesa Mid-Atlantic Oil & Gas, Inc. (12,5%).
EDICIÓN: Erika Rojas Portilla
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