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Los mercados energéticos en los tiempos del COVID-19 y la OPEC+

Por: David Talavera Zabre

David Talavera Zabre es Licenciado en Negocios Internacionales por la UDLAP y Maestro en Finanzas por la Universidad de Edimburgo, Reino Unido, con especialización en Mercados Energéticos. Tiene experiencia en banca de desarrollo y en financiamiento de proyectos de infraestructura energética y ambiental. Contacto: david.talaveraz@gmail.com

Twitter: david_tlvrz

Linkedin: davidtalaveraz

Al inicio del año los mercados energéticos estuvieron muy volátiles debido al episodio de hostilidades entre EUA e Irán. El precio del Brent pasó de 64 dólares por barril a 70 dólares por barril y de regreso en solo cinco días.

Una vez que los mercados energéticos se estabilizaron, empezaron a notar una enfermedad que amenazaba el desempeño de la economía China. El 31 de diciembre autoridades chinas reportaron a la oficina regional de la OMS una neumonía de causas desconocidas en Wuhan. A mitad de enero Wuhan ya era reconocido como el foco de infección de un nuevo coronavirus y para el 21 de enero había más de 500 casos reportados[1]

Como en prácticamente todos los sectores de la economía, China tiene un gran impacto en los mercados energéticos. Representa 14% de la demanda global de petróleo (consume 13.7 millones de barriles al día). El nuevo coronavirus y las medidas que se estaban tomando para contener la propagación implicaba menor actividad industrial, tránsito de vehículos y tráfico aéreo, actividades que directamente impactan la demanda de hidrocarburos, y por consecuencia, su precio.

Para cuando los mercados energéticos se percataron de lo que sucedía en China, su economía ya mostraba una gran desaceleración. El 29 de enero más de 6 mil casos del nuevo coronavirus habían sido reportados y la actividad económica de la provincia de Wuhan, la ciudad más importante en China central, se había parado en seco. El 30 de enero la OMS declaró el brote del nuevo coronavirus una Emergencia de Salud Pública de Interés Internacional. Esto llevó los precios del crudo a bajar 10 dólares por barril en promedio en los últimos diez días de enero (el futuro de Brent cerró a 54.45 dólares el lunes 3 de febrero).

En los primeros días de febrero, el COVID-19 (con nombre oficial desde el 11 de febrero) ya había causado 490 muertes en varios países (mayormente en Asia), British Airways, KLM y Delta habían suspendido vuelos a China, y 56 millones de personas estaban confinadas en la provincia de Hubei.

El problema entonces ya no era sólo la demanda de corto plazo de hidrocarburos en China, sino disminución de la demanda en todo Asia, además de afectación al desempeño de la economía de toda la región y la interrupción de las cadenas de suministro globales.

A lo largo de febrero, el contexto que estaba provocando una caída en el precio del petróleo se intensificó. China entró en un paro casi total, con cuarentena oficial en buena parte del territorio. Otros países de Asia detuvieron en gran medida sus actividades. Se presentaron los primeros casos en Europa y EUA, y rápidamente incrementaron. Durante este tiempo, la incertidumbre reinó. No estaba muy claro cuál era el grado de afectación a la economía ni cuáles eran las medidas adecuadas para mitigar el impacto. Japón reportaba muy pocos casos a comparación de sus pares, pero había preocupaciones de que el gobierno no estaba haciendo suficientes pruebas para tener los números reales. Corea del Sur y Singapur hicieron pruebas masivas y exhortaron a su población a permanecer en casa a pesar de registrar pocos contagios. El gobierno de Estados Unidos minimizó la situación y el presidente Trump insistió en que el virus desaparecería con la llegada de la primavera. Al 15 de febrero había 683 casos reportados en 28 países fuera de China (más de 68 mil en China). Al 29 de febrero había 86 mil casos reportados en 64 países.

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A mitad de febrero, la IEA estimó que el COVID-19 reduciría la demanda de petróleo 1.1 millones de barriles diarios, pero que se recuperaría en el tercer trimestre del año. Sin embargo, para los últimos días del mes, Gunvor y Vitol (dos de los más grandes traders de commodities) estimaban que la demanda ya había caído entre 2 y 4 millones de barriles diarios, pero incluso así, su pronóstico era que la demanda de petróleo simplemente “no crecería” durante 2020.

El COVID-19 tomó protagonismo en el mundo occidental al redor del 20 de febrero, cuando el número de casos graves en Europa se aceleró. En Italia y Alemania se puso en cuarentena a más de 60 mil personas. Los partidos de la UEFA Champions League se jugaron a puerta cerrada y grandes eventos como el Carnaval de Venecia y el Auto-show de Ginebra fueron cancelados.

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Dada la incertidumbre, a lo largo de febrero el precio del petróleo continuó fluctuando entre 53 dólares y 59 dólares por barril, pero a partir del 20 de febrero, empezó a caer precipitadamente hasta 50 dólares.

A este escenario habría que sumar la sobre producción de hidrocarburos a final de 2019 causada por incrementos anormales en EUA, Brasil y Canadá. Como consecuencia de la “revolución de shale” en los últimos 10 años, EUA se convirtió en exportador neto de petróleo en septiembre de 2019. Brasil incrementó su producción en 7.8% en 2019, llegando a 3.1 millones de barriles diarios en diciembre, resultado del desarrollo de campos de “presal”. Canadá llegó a producir 5.9 millones de barriles diarios después de hacer cambios a políticas públicas que quitaron restricciones de producción a la provincia de Alberta. Todo esto provocaba nerviosismo en los mercados energéticos desde finales de 2019.

Es aquí cuando Arabia Saudita y Rusia toman el protagonismo.

La OPEC, la organización de países productores de petróleo que agrupa a los grandes productores de medio oriente y áfrica y a Venezuela y Ecuador, y que produce más del 40% del petróleo del mundo y tiene más del 80% de las reservas mundiales, tenía una reunión programa para el 5 de marzo. El plan era decidir si disminuirían la producción de petróleo para levantar el precio. Los mercados esperaban un recorte considerable y ese día la OPEC anunció que reduciría su producción 1.5MMbd. Lo anterior era más bien una “intención”, ya que la verdadera decisión se llevaría a cabo el día siguiente, en la reunión del grupo denominado OPEC+, que incluía a Rusia.

Aunque la OPEC fue alguna vez la organización de los países productores de petróleo más importantes, actualmente la fortaleza de la OPEC está en la producción de Arabia Saudita y la alianza estratégica que tiene con Rusia. Cuando la OPEC anuncia recortes o incrementos de producción, en realidad son Rusia y Arabia Saudita quienes toman la decisión ya que solo estos tienen la capacidad para implementarlo. Desde 2016, la OPEC ha trabajado con Rusia para vigilar el precio del petróleo. Los nuevos recortes, aunados a recortes de producción que se habían hecho en los últimos años significarían una reducción de 3.6 millones de barriles diarios.

La sorpresa se dio el viernes 6 de marzo, cuando Arabia Saudita y Rusia no pudieron llegar a un acuerdo sobre el recorte de producción. Ese día el ministro de energía de Rusia declaró que los países de OPEC+ eran libres de producir toda la cantidad que quisieran. Al día siguiente Saudi Aramco ofreció descuentos a sus clientes en Asia, Europa y EUA de hasta 8 dólares por barril en un esfuerzo por ganar mercado. Ese mismo fin de semana, anunció que en abril podría llevar su producción hasta 10 millones de barriles, un incremento de casi 1 millones de barriles diarios.

La situación significó un shock de demanda de frente a un shock de oferta. Esto llevó a una caída de los precios del petróleo de 15 dólares por barril, pasando de 49 dólares por barril en la apertura del viernes 6, a 34 dólares por barril  al cierre del lunes 9.

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Los motivos de la “guerra de precios” son complejos. Aparentemente, Rusia consideraba que quienes se verían más beneficiados de los recortes en producción y mayores precios, serían los productores de shale en EUA, y Arabia Saudita tomó la oportunidad para inundar el mercado con su producto y sacar a los productores de EUA (y a cualquier otro jugador con costos de producción altos). En 2015 Arabia Saudita intentó bajar el precio del petróleo tanto que los productores de shale en EUA tuvieran que cerrar, sin embargo, no lo logró. Esta vez las condiciones eran distintas ya que había una enorme disminución en la demanda, por lo que el precio era bastante bajo para empezar. De acuerdo a lo reportado por las empresas públicas, el costo de producción promedio de Saudi Aramco es de 2.8 dólares barril, en Rusia el costo está por debajo de 4 dólares por barril l, mientras que en EUA, los pequeños productores de shale tienen un costo de producción que varía entre 15 dólares y 20  dólares por barril.

Aparentemente tanto Arabia Saudita como Rusia podrían soportar precios bajos por mucho tiempo. Saudi Aramco en algunos escenarios incluso se podría ver beneficiado ya que los incrementos en volumen de ventas podrían contrarrestar la disminución del precio. Por otro lado, los productores estadounidenses difícilmente podrían continuar con precios tan bajos. Su costo de producción más alto sumado a mayor costo de financiamiento, probablemente los lleven a fallar en sus obligaciones financieras. Tanto Rusia como Arabia Saudita se verían beneficiados del cierre de productores estadounidenses. Sin embargo, ambos países sentirán un gran impacto en sus finanzas públicas y sus ministerios de finanzas ya han reportado nuevos pronósticos para 2020. 

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La semana entre del 9 al 13 de marzo vería el peor desempeño de los mercados energéticos en muchos años. El martes Saudi Aramco anunció que incrementaría su producción a 12.3 millones de barriles. El miércoles corrigió y anunció que la incrementaría a 13 millones de barriles, su nivel máximo sostenible. Mientras tanto, el número de muertes por COVID-19 llegaba a más de 2 mil 200 fuera de China. Estados Unidos anunció la cancelación de vuelos provenientes de Europa. Italia y España ordenaron cuarentenas obligatorias. Se cancelaron los torneos de las ligas deportivas más importantes alrededor del mundo. El precio del petróleo cerró en 33 dólares esa semana.

Estos eventos tuvieron un impacto inmediato en las empresas del sector. Occidental anunció un recorte de 90% en los dividendos. Las acciones de BP llegaron al menor precio en 24 años y las acciones de Premier, Tullow y EnQuest calleron 85%, 76% y 63% respectivamente. Eni, Chevron, Equinor y Exxon anunciaron que reduciría significativamente su gasto de capital. La situación era tan grave que el gobierno de Estados Unidos elaboró un plan para comprar crudo de sus propios productores con el pretexto de usarlas como reservas estratégicas en cavernas salinas, en un intento (sin éxito) por estabilizar el precio.

La siguiente semana la situación continuó empeorando. Reportes de Reino Unido y Estados Unidos hacían ver que la crisis del COVID-19 era más grande de lo que se había estimado originalmente y que la normalización de la actividad económica podría llegar hasta finales de verano. El 18 de marzo el precio del crudo llegó a su nivel más bajo desde 2003, cerrando a 24 dólares el barril. La historia era la misma en todos los combustibles, desde el gas hasta la turbosina. Lufthansa anunció que podría dejar sin volar hasta 700 de sus 763 aviones y el pasado fin de semana Emirates anunció que suspendería todos sus vuelos a partir del 25 de marzo.

Si bien la situación no deja de ser interesante, es importante recordar el impacto que esto tendrá en las vidas de las personas. Miles de profesionales en el sector perderán sus empleos y muchos países productores de hidrocarburos (entre ellos México) verán sus finanzas públicas severamente afectadas.

Al 23 de marzo hay 338,307 casos confirmados de COVID-19 y el precio del petróleo (futuro de Brent, entrega física a 3 meses), cerró a 27.57 dólares por barril.

Referencias

1. World Health Organization. Novel Coronavirus 2019 – events as they happen. [Online] 2020. [Cited: 03 22, 2020.] https://www.who.int/emergencies/diseases/novel-coronavirus-2019/events-as-they-happen.

2. IEA. World Energy Outlook 2019. Paris : IEA Publications, 2019.

3. OurWorldInData.org. COVID sources comparison. [Online] https://ourworldindata.org/covid-sources-comparison.

4. South China Morning Post. Explainer | Why Wuhan is so important to China’s economy and the potential impact of the coronavirus.

5. The New York Times. The President vs. Experts: How Trump Played Down the Coronavirus.

6. IEA. Oil Market Report (feb 2020).

7. Financial Times. Oil traders warn of “zero growth” in 2020 demand due to coronavirus.

8. Reuters. In a first, Brazil produces more than one billion barrels of oil in 2019.

9. Financial Times. Saudi Arabia seeks bigger oil cut as coronavirus slashes demand.

10. —. Russia breaks Opec oil alliance as it takes on US shale.

11. —. Saudi Arabia launches oil price war after Russia deal collapse.

12. Bloomberg. Saudis Plan Big Oil Output Hike, Beginning All-Out Price War.

13. Financial Times. Oil prices crashes 30% as markets open.

14. The Washington Post. By Pumping at Will, Saudi Arabia Hurts Oil Investment.

15. Financial Times. Eight days that shook the oil market – and the world.

16. —. UK-listed oil groups hit hard as investors dump shares.

17. —. US looks at buying oil in bid to save American shale producers.

18. —. Coronavirus tracked: the latest figures as the pandemic spreads.

19. —. Oil prices hit lowest level in 17 years as demand plunges.

20. Worldometer. Worldometer – Wuhan Coronavirus Outbreak. [Online] 02 05, 2020. [Cited: 02 05, 2020.] https://www.worldometers.info/coronavirus/

21. IEA. Oil 2019 – Analysis and forecast to 2024. Paris : IEA P¨ublications, 2019.

22. Fourty Years of Oil Price Fluctuations: Why the Price of Oil May Still Surprise Us. Baumeister, Christiane and Kilian, Lutz. 1, Invierno 2016, Journal of Economic Perspectives, Vol. 30, pp. 139-160.

23. World Bank. Data world Bank GDP annual growth . [Online] 2020. [Cited: 03 22, 2020.] https://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.MKTP.KD.ZG?locations=CN&most_recent_value_desc=true.



[1] Debido a una discrepancia de cifras en los datos de la OMS, adicionalmente se usan cifras del ECDC y la Universidad Johns Hopkins.

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