La reciente reunión de la OPEP+ se saldó con un acuerdo para aumentar gradualmente la producción mensual del cártel hasta que, a finales de 2022, se restablezca la totalidad de los 9,7 mm BOPD que se habían retenido originalmente en el mercado. Ya existía un acuerdo hasta diciembre de 2021, pero el deseo del Reino de Arabia Saudí (KSA) de ampliarlo hasta finales del próximo año fue la manzana de la discordia con los Emiratos Árabes Unidos (EAU). Este acuerdo no se alcanzó fácilmente y requirió de algunas negociaciones y compromisos para lograrlo. Se ha informado ampliamente de que el quid del desacuerdo entre KSA y los EAU era el deseo de estos últimos de un techo de producción más alto a partir del cual se calcularía su parte de la reducción. Esto, aunque ciertamente es cierto, no es el único factor en la nueva asertividad demostrada por los EAU en los asuntos de la OPEP.
Existe una dicotomía de perspectivas sobre el pico del petróleo que se ha desarrollado entre la KSA y los EAU. El plan quinquenal de los saudíes para diversificar sus ingresos fuera del petróleo no ha tenido el éxito esperado inicialmente, y ahora consideran que la producción de petróleo es el sustento de su economía durante las próximas décadas. También consideran que la transición a las energías renovables tiene un arco de varias décadas que mantendrá la demanda de petróleo y derivados relativamente alta durante este periodo. El nuevo régimen de precios más altos, en o cerca de los 70 dólares, es un soplo de aire fresco para su economía.
Los EAU han tenido más éxito a la hora de atraer inversiones extranjeras y, paralelamente, han dinamizado su sector petrolero con un plan de inversión de 122.000 millones de dólares para aumentar drásticamente la producción a corto plazo. Su punto de vista sobre la transición energética es que tendrá un arco mucho más corto que podría llevar a que importantes reservas queden «varadas». Un resultado muy poco deseable para esta pequeña nación de Oriente Medio, y que les hace querer aumentar la producción sin importar el impacto en los precios. Este es el temor subyacente a su insistencia en una línea de base más alta para asignar su cuota de producción de la OPEP+. Esto llevó al impasse que hizo que la primera reunión terminara abruptamente sin ninguna declaración, como es habitual.
Esta divergencia de puntos de vista ha hecho que los EAU se aparten deliberadamente de la sombra de los saudíes en las discusiones sobre la producción. Como sabremos, entre estos dos miembros clave de la OPEP hubo mucho más que un simple aumento de los niveles de producción. En este artículo profundizaremos en el tira y afloja regional que se ha desarrollado para forjar el destino del cártel. Un tira y afloja que tiene implicaciones globales en la disponibilidad y el precio del petróleo. En primer lugar, echaremos un rápido vistazo a estas filosofías enfrentadas en lo que respecta al pico del petróleo.
El plan Saudi Vision 2030
El plan Visión 2030 de Arabia Saudí se puso en marcha en 2016, con una considerable fanfarria cuando Mohammed bin Salman, (MBS) fue nombrado príncipe heredero, convirtiéndose en el heredero de facto del trono. El plan 2030 incluía una serie de megaproyectos, entre ellos una ciudad futurista llamada Neom, que pretendía reducir drásticamente la dependencia del reino de las exportaciones de petróleo para obtener ingresos en 2030.
Este año, en el que se cumplen cinco años desde su puesta en marcha, el plan 2030 no ha cumplido su cometido, ya que se ha alcanzado menos de la mitad de los ingresos previstos procedentes de fuentes no petroleras. Los detalles ocultan el hecho de que gran parte del aumento real ha procedido de nuevos impuestos y no de nuevas inversiones externas, como se señala en el artículo enlazado.
Parte de esto puede estar relacionado con algunos errores cometidos por el príncipe heredero en el camino. El asesinato de Kashoggi, la privatización de Aramco, que no atrajo mucho interés externo, un parque solar de 200.000 millones de dólares que no obtuvo suficiente apoyo para salir de la mesa de dibujo, y un intento de lanzar un proyecto de energía nuclear han contribuido a una sensación de falta de dirección en la comunidad inversora.
Con muchos problemas internos asociados a una población joven que carece de preparación para el empleo moderno, una economía que se contrajo un 3% por el impacto de la pandemia, y un crecimiento más débil a nivel interno por los altos impuestos y los recortes en las subvenciones, KSA ha luchado por equilibrar sus cuentas. Ante la insuficiencia de las entradas de efectivo externas para satisfacer sus necesidades económicas, el Reino ha renovado su compromiso de una mayor dependencia del petróleo durante más tiempo en el futuro de lo que pensaba que sería necesario hace unos años. Un consultor de energía ubicado en Dubai fue citado en el artículo vinculado diciendo
«En los últimos cinco años, Arabia Saudí ha avanzado poco en la reducción de su dependencia de los ingresos por exportación de petróleo. Probablemente tardará más de 30 años en dejar de depender del petróleo».
El plan quinquenal de los EAU, por el contrario
El plan de los EAU no tiene un nombre tan emblemático como el de KSA, pero el país ha tenido más éxito en varios frentes en términos relativos. Su privatización de ciertos aspectos de las propiedades de ADNOC, la venta de participaciones en las filiales de ADNOC atrajo 25.000 millones de dólares de capital extranjero al país sin el trauma de tener que pasar por un proceso de salida a bolsa del holding. Algo que fue doloroso para el Reino. Los EAU producen ahora energía con una planta de más de 400 MW en Dubai, e incluso en el ámbito de la energía nuclear los Emiratos han superado a su vecino mayor con una planta de generación nuclear que ha entrado en funcionamiento este mismo año.
Los EAU han ido incluso más allá y han introducido con éxito un nuevo contrato de futuros sobre su producción, conocido como Murban. El objetivo es facilitar su comercio y optimizar los precios y volúmenes dentro de los límites de producción establecidos por la OPEP.
Los Emiratos también pretenden ascender en la cadena de valor del petróleo con la ampliación del complejo industrial de Ruwais por valor de 45.000 millones de dólares. En este esfuerzo se duplicará la capacidad de refinado del país y se construirá un enorme complejo petroquímico. Las principales compañías petroleras europeas, BP (NYSE:BP), TotalEnergies (NYSE:TTE) y ENI (NYSE:E), son socios de esta empresa y tienen acuerdos de producción compartida (Production Sharing Agreements-PSA) para el desarrollo de las actividades de exploración y producción en el país.
La pieza principal de esta iniciativa no se puso en marcha hasta noviembre del año pasado, cuando se anunció que el país iniciaría una expansión de 122.000 millones de dólares de la producción de petróleo de ADNOC con el objetivo de aumentar la producción a 5 mm BOPD. Lo que nos lleva de nuevo a la situación actual y a las filosofías enfrentadas sobre la mejor manera de extraer el máximo valor de sus reservas de petróleo. Pero primero veamos algunas de las luchas de poder regionales que contribuyen a la tensión entre los dos países.
Entre bastidores
Oriente Medio parece un eterno hervidero de conflictos de uno u otro tipo. Son muchos los factores que contribuyen a ello y nos centraremos en la competencia por el predominio en la región entre Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos.
La guerra por poderes entre Arabia Saudí e Irán en Yemen ha entrado y salido de las noticias en los últimos años, pero se prolonga año tras año. Un apoyo clave de KSA en el esfuerzo por someter a los rebeldes Houthi ha sido EAU. En 2019 anunció que retiraría sus tropas del conflicto. Un golpe para el intento saudí de llamar al esfuerzo de guerra una coalición regional.
El alivio de las tensiones entre los EAU e Israel en un acuerdo de paz mediado por Estados Unidos ha profundizado también la desconfianza entre estos dos Estados. Arabia Saudí sigue profundamente dividida respecto a Israel debido a la cuestión palestina, y busca el apoyo de sus vecinos regionales para su causa.
Además, en otro cambio de poder regional, KSA enterró el hacha de guerra con Qatar, dejando a los EAU fuera de juego y obligados a seguir adelante. Ambos países mantuvieron durante años un bloqueo a Qatar, hasta que un acuerdo de paz con la mediación de Estados Unidos condujo a una tregua a principios del año pasado.
Con las idas y venidas regionales que se están produciendo en otros frentes, estaba claro que los EAU tenían que al menos «sacudir la jaula» de la OPEP+ para proteger sus intereses.
¿Cuál será el impacto en el suministro de petróleo?
Según el anuncio de la reunión del domingo, parece que los Emiratos Árabes Unidos consiguieron la mayor parte de lo que buscaban en cuanto a aumentar su producción de referencia. Otros países, como Arabia Saudí, Rusia, Kuwait e Irak, también vieron aumentadas sus cuotas básicas, por lo que se trata de una victoria compartida.
Con la prórroga del acuerdo de gestión de la producción hasta diciembre de 2022, Arabia Saudí también obtuvo una victoria clave por su preocupación de que un exceso de petróleo haga bajar los precios. En el horizonte también está el posible retorno de unos 1,5 mm BOPD de Irán una vez que se levanten las sanciones. La declaración incluía un texto sobre la revisión de esta política por parte del cártel en caso de que este crudo llegue al mercado.
Los precios de muchos tipos de crudo cayeron tras el anuncio del retorno de 400.000 barriles al mercado, y el contrato de agosto del WTI cayó por debajo de los 70 dólares en los futuros del lunes por primera vez desde principios de junio. Como señalé en un artículo anterior de OilPrice cuando este resultado de la OPEP+ estaba en el horizonte, el mercado mundial puede absorber fácilmente este crudo, suponiendo que la recuperación de Covid-19 continúe. Y creo que así será. La EIA proyecta que la producción de Estados Unidos para el año 2022 será de ~12,2 mm BOPD. Esto se desglosa en 1,8 mm de BOPD del Golfo de México y ~400.000 BOPD de Alaska, lo que requiere una producción de esquisto de ~10 mm de BOPD. Un aumento de 2,2 mm de BOPD con respecto a la tasa actual de ~7,8 mm de BOPD, y que supera con creces el nivel más alto jamás producido en el parche de esquisto.
Creo que esperar que esta variable se comporte al nivel asumido por la EIA es poco realista. Esta agencia parte de unos supuestos bastante simplistas para realizar estas estimaciones que, principalmente, miran hacia atrás y asignan el número de plataformas a la producción de crudo. Esto no tiene en cuenta el hecho de que la retirada de pozos DUC -perforados pero no completados- ha sido en gran parte responsable de controlar la tasa de declive este año frente a la reducción de la actividad de años anteriores.
En marzo de 2020, la producción de esquisto alcanzó un máximo de 9,3 mm de BOPD gracias a un pico de 1.100 equipos de perforación en los 15 meses anteriores y a 420 fraccionamientos activos.
Como sabemos, la industria de servicios y suministros se ha puesto patas arriba en los últimos tres años, y es mucho más pequeña en términos de plataformas y bombas desplegables. También se ha eliminado personal a un ritmo nunca visto en un sector conocido por sus grandes oscilaciones de actividad. En nuestra opinión, estas reducciones, junto con la intención declarada por el sector de reparar los balances y recompensar a los inversores con la recompra de acciones y la mejora del reparto de dividendos, son un mal augurio para volver a 2019 en términos de actividad.
La siguiente variable es la rápida difusión de la variante «Delta» de Covid. Esto, en mi opinión, es más una cuestión de percepción que un cambio de rumbo en la dirección general de la recuperación. Aunque es más transmisible que la cepa original, parece dar lugar a una infección más leve, y las vacunas tienen una eficacia cercana al 97% en la prevención de la infección. Y, por supuesto, la buena noticia de la que rara vez se informa es que la propia infección en los no vacunados acabará provocando la inmunidad «de rebaño» entre la población que hará que el Covid pase a tener esencialmente el mismo estatus que la gripe. Algo con lo que se vive y no causa un pánico generalizado.
Lo que hay que tener en cuenta
El resultado de todos estos factores -el acuerdo de la OPEP+, las tasas de producción y los niveles de actividad del esquisto norteamericano- es que, a pesar de las fluctuaciones debidas a los cambios de sentimiento impulsados por el mercado, la tendencia del precio del petróleo será al alza.
En mi opinión, estos cambios en el sentimiento serán transitorios, lo que crea oportunidades para añadir posiciones en empresas clave que probablemente se beneficien de estos precios más altos. Compañías como Halliburton, (NYSE: HAL), Schlumberger, NYSE:SLB), Devon Energy, (NYSE: DVN), Occidental, (NYSE: OXY), ConocoPhillips, (NYSE:COP), Pioneer Exploration, (NYSE:PXD) están preparadas para reportar un desempeño QoQ rotundamente mejorado desde el Q-1, que impulsará los precios de sus acciones.
Los inversores que creen que la recuperación económica que comenzó el año pasado con el anuncio de la eficacia de las vacunas, continuará, deberían ver la actual venta media del ~20% en el último par de semanas como una oportunidad de compra.