Vía OilPrice

Las anteriores guerras de precios del petróleo que Arabia Saudita mantuvo entre 2014 y 2016 y en 2020 resultaron contraproducentes, ya que los productores de lutitas estadounidenses se volvieron más eficientes y eficientes.

Riad agotó cientos de miles de millones de dólares en reservas y enfrentó crecientes déficits fiscales sin lograr su objetivo de paralizar el petróleo de esquisto estadounidense.

La resiliencia del sector estadounidense del gas de lutitas a bajos costos de equilibrio ya no es la misma que antes.

Es muy improbable que alguien con un mínimo de inteligencia haya perdido dinero en los últimos diez años aproximadamente operando en contra del pensamiento predecible de los responsables de la política petrolera de Arabia Saudita. De hecho, todo lo contrario, con enormes beneficios disponibles de los fracasos de la estrategia enormemente bien marcada y excepcionalmente predecible de las Guerras de Precios del Petróleo de 2014-2016 y 2020, lanzadas por el Reino con la intención de destruir o deshabilitar el sector del petróleo de esquisto estadounidense, como se analiza en detalle en mi último libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero mundial . Mientras los miembros de la OPEP y su compañero tóxico en la formación OPEP+, Rusia, reflexionan sobre mantener la producción de petróleo en el lado alto de los promedios históricos recientes, la pregunta clave para los mercados petroleros es: seguramente no van a lanzar otra guerra de precios del petróleo utilizando la misma estrategia que fracasó dos veces antes.

Es oportuno recordar aquí las razones del fracaso de las dos guerras de precios del petróleo anteriores desde 2014. La primera (2014-2016) se basó en la creencia de Arabia Saudita —compartida, cabe decir, por muchos en el mercado petrolero de la época— de que los productores estadounidenses de petróleo de lutitas tenían un precio de equilibrio de 70 dólares por barril (pb) para el West Texas Intermediate (WTI). Por lo tanto, los saudíes razonaron que si el precio del petróleo se mantenía por debajo de ese nivel durante el tiempo suficiente —por parte de Arabia Saudita y de sus compañeros miembros de la OPEP, que aumentaban drásticamente la producción mientras se preveía que la demanda en el mercado mundial se mantendría en torno al mismo nivel durante algún tiempo—, muchos de los nuevos productores estadounidenses de petróleo de lutitas irían a la quiebra. Cualquier otro tendría que cesar la producción a esos niveles de precios tan antieconómicos y aplazar los planes de inversión futuros destinados a aumentar aún más su producción. Tan confiada estaba Arabia Saudita del éxito de su estrategia que, poco después del inicio de la Guerra de Precios del Petróleo de 2014-2016, figuras importantes de su gobierno y del ministerio del petróleo mantuvieron una serie de reuniones privadas en Nueva York para contarles en detalle sobre la estrategia que iba a utilizar y qué tan bien iría, como también se detalla en mi último libro . En estas reuniones, los saudíes revelaron que, lejos de buscar mantener los precios altos, como también había sido la inclinación habitual de la OPEP durante muchos años para impulsar la prosperidad de los estados miembro, estaban dispuestos a tolerar precios del Brent «mucho más bajos» «de entre USD 80 y 90 pb durante un período de uno a dos años o incluso precios más bajos si fuera necesario». Según varias fuentes en la reunión de Nueva York habladas exclusivamente por OilPrice.com en ese momento, los saudíes dejaron en claro que, además de destruir el entonces naciente sector del esquisto estadounidense, la Guerra de Precios del Petróleo también tenía como objetivo volver a imponer un grado de disciplina de suministro a otros miembros de la OPEP.

En cuanto al primer objetivo, las primeras señales auguraban una victoria saudí. El número de plataformas petrolíferas en Estados Unidos en enero/febrero de 2015 registró su mayor caída interanual desde 1991, al igual que el número de plataformas de gas. Según cifras de la industria al final del primer trimestre de 2015, alrededor de un tercio de los 800 proyectos de petróleo y gas (con un valor de 500 000 millones de dólares estadounidenses y un total de casi 60 000 millones de barriles de petróleo equivalente) programados para decisiones finales de inversión ese año eran no convencionales y estaban sujetos a posible aplazamiento o cancelación. Durante el año en su conjunto, la producción de los productores estadounidenses de lutitas cayó típicamente alrededor del 50%, lo que los obligó a recortar la inversión a aproximadamente US$60 mil millones durante el año, en comparación con los US$100 mil millones gastados en 2014. Sin embargo, de manera crucial, a partir de ese punto, el sector estadounidense de esquisto se reorganizó en una máquina de producción más eficiente, más eficiente y de menor costo que podía, en ese momento, sobrevivir ampliamente y obtener ganancias con precios del WTI por encima de aproximadamente US$35 pb desde más de US$70 pb anteriormente. Lograron lograr esto principalmente a través del avance de la tecnología que les permitió perforar laterales más largos, gestionar las etapas de fracturación hidráulica más cerca y mantener las fracturas con arena más alta y fina para permitir una mayor recuperación de los pozos perforados, junto con tiempos de perforación más rápidos, como los expertos de la industria dijeron en OilPrice.com en ese entonces. Estas operaciones obtuvieron mayores beneficios de costos de la perforación de múltiples plataformas y la teoría y la práctica del espaciamiento de pozos. Durante este período, Arabia Saudita pasó de un superávit presupuestario a un déficit récord en 2015 de 98 000 millones de dólares, y gastó al menos 250 000 millones de dólares de sus valiosas reservas de divisas durante ese período, que incluso altos cargos saudíes calificaron de perdidas para siempre. Además, según estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía, los estados miembros de la OPEP obtuvieron colectivamente al menos 450 000 millones de dólares en ingresos durante la Guerra de Precios del Petróleo de 2014-2016.

La Guerra de Precios del Petróleo de 2020, que utilizó exactamente la misma estrategia de sobreproducción anterior, fracasó menos por los efectos a largo plazo de una mala evaluación de la efectividad de los productores estadounidenses de esquisto que por la intervención política directa de su entonces presidente, Donald Trump, en su primer mandato. Dadas las consecuencias económicas y políticas potencialmente desastrosas para Estados Unidos y su presidente en funciones de las subidas bruscas y sostenidas de los precios del petróleo —y, fundamentalmente, de la gasolina—, como también se analiza en detalle en mi último libro , Trump comenzó advirtiendo repetidamente a Arabia Saudita que Estados Unidos no toleraría ninguna amenaza sostenida a su sector del petróleo de lutitas (y, por extensión, a su economía y su panorama político interno), en discursos y tuits, y en la cada vez más reñida tramitación legislativa del proyecto de ley NOPEC. También advirtió directamente al rey de Arabia Saudita, Salman bin Abdulaziz Al Saud, que Estados Unidos podría retirar el apoyo militar estadounidense a los Al Saud, y por extensión a Arabia Saudita, con la observación adicional de que: «Él [el rey Salman] no duraría en el poder ni dos semanas sin el respaldo del ejército estadounidense». Sin ninguna señal a finales de marzo de 2020 de que los saudíes fueran a cesar la guerra, Trump comunicó telefónicamente, de forma clara y específica, al gobernante de facto saudí, el príncipe heredero Mohammed bin Salman, el 2 de abril, que, a menos que la OPEP comenzara a reducir la producción de petróleo —permitiendo así que los precios del petróleo subieran por encima de la zona de peligro para los productores estadounidenses de petróleo de esquisto—, no podría impedir que los legisladores aprobaran la legislación para retirar las tropas estadounidenses del Reino, según una fuente de alto rango de la Casa Blanca con la que OilPrice.com habló en exclusiva en aquel momento. En consecuencia, la producción de petróleo volvió a descender, y la guerra de 2020 llegó a su fin.

Actualmente, la resiliencia del sector estadounidense de lutitas a los bajos costos de equilibrio no es la misma que antes. La reciente Encuesta de Energía de la Reserva Federal de Dallas sugiere que ronda los US$65 por barril para los nuevos pozos perforados, aunque para los pozos existentes es significativamente menor. Si bien el costo de extracción del petróleo en Arabia Saudita ha aumentado desde 2014, pasando de aproximadamente US$1-2 por barril, todavía se sitúa en tan solo entre US$3 y US$5 por barril. Sin embargo, el precio de equilibrio fiscal por barril del crudo Brent de referencia para 2025 del Reino es de un mínimo de US$90,9, según cifras del FMI. En consecuencia, no puede permitirse una caída importante y sostenida de los precios del petróleo ahora, como tampoco pudo hacerlo en 2014-2016 o en 2020. Con el regreso de Trump a la Casa Blanca, tampoco está en mejor situación política. De hecho, con mayorías republicanas en ambas cámaras, está en peor posición para afrontar las probables amenazas y acciones que Trump podría usar en su contra si volviera a enfrentarse a Estados Unidos. En cambio, según una fuente energética de alto nivel que colabora estrechamente con la Administración Presidencial estadounidense, Washington cree que los saudíes adoptarán un enfoque moderado para aumentar aún más la producción de petróleo, en sintonía con EE. UU. «Los precios del petróleo en el extremo inferior de los promedios históricos recientes benefician a EE. UU. desde una perspectiva inflacionaria, siempre que no bajen demasiado, y Washington se lo ha dejado claro a los saudíes», afirmó. De hecho, estas conversaciones formaron parte del diálogo que los funcionarios estadounidenses mantuvieron con sus homólogos saudíes durante la visita de Trump a Arabia Saudita el 13 de mayo para firmar un amplio acuerdo económico entre ambos países. «Hay beneficios financieros y de seguridad a largo plazo para los saudíes al adoptar este enfoque más flexible, incluso si el petróleo está por debajo de la cifra que desean para su presupuesto a corto plazo, y para cubrir la diferencia no tendrán problema en endeudarse más en los mercados de capitales», concluyó.

Por Simon Watkins para Oilprice.com

Por Andrés Rojas Jiménez en Bitácora Económica

“El choque petrolero que se avecina”. Esa frase forma parte del título de un artículo escrito por Leonardo Vera, presidente de la Academia Nacional de Ciencias Económicas, referido justamente a los efectos que varios factores vinculados al sector de los hidrocarburos tendrían sobre el comportamiento de la producción en Venezuela.

Todo parte de la decisión del gobierno de Donald Trump en Estados Unidos de no permitir que la compañía energética Chevron, en su condición de socio de Petróleos de Venezuela (Pfvsa) en cuatro empresas mixtas, pueda invertir en aumento de producción y exportar ese crudo a territorio estadounidense como venía ocurriendo desde enero de 2023, tras la flexibilización de sanciones por parte de la administración de Joe Biden. Los efectos positivos de esa medida sobre la economía venezolana pasaron a conocerse en la jerga vernácula del país como el “Efecto Chevron”.

-¿Considera que la economía venezolana estuvo marcada por lo que se llamó el “Efecto Chevron”?

-En efecto, la posibilidad de que Chevron a través de sus empresas mixtas pudiera comercializar crudo en el mercado internacional, particularmente en el norteamericano, y también pudiera generar divisas y se le diera autorización de venderlas directamente en las mesas de cambio de los bancos, permitió de alguna manera estabilizar la tasa de cambio durante casi un año.

Yo diría que entre agosto y septiembre de 2023 y julio y agosto de 2024, el gobierno pudo sostener su política de anclar la tasa de cambio oficial en Venezuela y usar eso como instrumento contra la inflación. Es decir, en gran medida gracias a que las empresas petroleras, particularmente Chevron, tuvo la oportunidad de vender dólares en ese mercado fue un salvavidas importante para tratar de darle sustento a la estrategia contra la inflación mediante el anclaje cambiario, pero sabemos que fue un esquema que se quebró desde agosto del año pasado y ahora no es mucho lo que Chevron puede hacer porque el mercado cambiario se ha modificado diametralmente.

-Un artículo que escribió sobre la economía venezolana para 2025 lo tituló “El choque petrolero que se avecina”. ¿Ese choque es producto de lo que está ocurriendo en el mercado cambiario o por la revocatoria de la licencia o la  autorización a Chevron de permanecer en el país simplemente cuidando sus activos?

-La economía de Venezuela en este momento está sometida a varios choques. Me refiero a ese choque petrolero porque tiene variantes, comenzando por la disminución en el precio de venta del crudo. El Brent, que es el marcador internacional, se ha venido a menos y ha perdido alrededor de 10 dólares.

Uno supondría, entonces, que entre enero y mayo de este año la mezcla de Venezuela también ha perdido valor. Por tanto, hay un choque de precios en el mercado internacional que muy poco o nada tiene que ver con la licencia de Chevron. La primera parte del choque o el primer componente es el hecho de que en el mercado internacional el precio del petróleo está cayendo. Con respecto al promedio del año 2024, la caída no es tan grande, pero hay un descenso.

La segunda variante es la decisión del gobierno de Estados Unidos, a través de los OFAC (Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro), que Chevron se quede en Venezuela solo protegiendo sus activos, pero sin operar, comercializar y mucho menos vender crudo en los Estados Unidos. Esos 250.000 barriles diarios de crudo que llegó a enviar Chevron al mercado norteamericano ahora habría que desviarlos al mercado asiático, donde ese crudo se vende a unos intermediarios que después lo reexportan a Malasia y Singapur.

Luego ese crudo lo envían a China en una operación que resulta muy opaca y con una venta con descuentos que nosotros no sabemos muy bien. Hay varias estimaciones de cuánto puede ser ese descuento, hablan de 10, 15 y 20 dólares. He escuchado hasta de 50 dólares por barril al que se vende ese crudo.

Eso va a tener un impacto si Venezuela tiene que desviar crudo al continente asiático.

El tercer componente, es que, si Chevron no sigue operando, vamos a decir que no sigue asumiendo la operación, entonces Pdvsa tendrá que hacerlo y quizás no lo podrá asumir con la misma eficiencia. Por lo tanto, uno podría esperar una caída en la producción de esas asociaciones, particularmente las dos más importantes, que son PetroPiar y PetroBoscán como ya sucedió anteriormente. El tercer componente de ese choque es la caída volumétrica en la producción y en las exportaciones, que también afectarían los ingresos.

Por eso hablamos de un choque petrolero que podría estar afectando a Venezuela en los próximos siete meses desde el punto de vista de impacto económico y todos estos choques tienen dos cajas de resonancia: una es el mercado cambiario y otra es el tesoro, es decir, la caja fiscal.

-¿Cuál es el impactó que tiene en esas cajas?

-Para mí es más importante el efecto en el mercado cambiario que en la caja fiscal, pero no hay que desconocer el hecho de que obviamente un choque de ingresos sobre la actividad petrolera en Venezuela afecta sin duda alguna al tesoro venezolano, es decir, a la hacienda pública.

En cambio, en materia cambiaria, por la misma crisis que viene ocurriendo desde agosto del año pasado y que todavía no ha podido ser contenida, creo que los efectos pueden ser muy importantes y tenemos que prepararnos para una oferta de divisas menor porque ha venido disminuyendo en las mesas de cambio de los bancos y es parte del problema que se ha presentado.

La otra parte tiene que ver con una demanda muy nerviosa en busca de dólares que no puede ser atendida y eso es lo que está presionando al mercado paralelo. Por tanto, es un momento en el que se tiene una crisis cambiaria que no ha podido ser contenida, la noticia de una profundización en la caída de los ingresos petroleros no puede ser buena y tiene que ser leída obviamente por los agentes que están involucrados en ese mercado como un escenario negativo.

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-A Chevron se le autorizó vender divisas en el país, pero no al Banco Central de Venezuela (BCV) o a la banca pública, sino a determinados bancos privados que estaban autorizados. ¿Eso implica que el mercado cambiario con licencia de la OFAC tuvo unas particularidades distintas a lo que conocíamos en el pasado?

-Sí, es correcto. El Banco Central de Venezuela es una institución que está bajo la óptica de la OFAC. ¿Qué pasó? Se crearon tres mercados cambiarios a nivel de los bancos: el mercado donde vende el Banco Central a los bancos, que lo llaman de intervención; el mercado donde venden las operadoras petroleras como Chevron, que está también muy disminuido y el mercado del menudeo, es decir, tres mercados, ninguno se comunica y no se puso a esos tres mercados a competir.

Creo que hubo un error en el diseño de esa microestructura, quizás también obligados por la situación de las sanciones de s Estados Unidos al tener que crear un canal exclusivo a los dólares que vienen por la actividad petrolera, particularmente los dólares que venían de la operación de Chevron. Algunos iban al mercado donde vende Chevron, otros al menudeo y otros clientes iban al otro mercado con presencia de la banca pública. Ese sistema ya no funciona más y hay que buscar uno nuevo. Justamente al hablar del choque petrolero al que Venezuela va a estar enfrentando en los próximos meses, es un llamado de atención a la necesidad de hacer un nuevo diseño del mercado cambiario.

-Se puede decir entonces que el “Efecto Chevron” creó tres mercados cambiarios en Venezuela?

-Sin duda. Terminamos con una estructura de tres mercados y si alguien no consigue divisas por alguno de esos canales, tiene que ir irremediablemente al mercado paralelo.

-¿Hubo un momento en el que las tasas de cambio de esos tres mercados fueron similares?

-Aunque el Banco Central no lo diga, su tasa de cambio es regulada, es decir, no es plenamente libre y como eso tres mercados no se comunican entonces la tasa debería ser diferente. Sin embargo, eso no era lo que veíamos.

-¿Por qué?

-Porque evidentemente el Banco Central interviene y regula las tasas en esos tres mercados, entonces nunca fue un mercado libre y la prueba de ello es que aún sin control de cambios, el mercado paralelo no ha desaparecido del todo, ha tenido visibilidad y evidentemente se ha hecho más importante.

-Planteas un escenario en el que los ingresos petroleros caerán 20% este año. ¿Puede ser mayor esa caída?

-Puede ser menor incluso o mayor. Va a depender mucho de cuál va a ser la reacción de Pdvsa particularmente, y del Ejecutivo Nacional frente a la realidad que se venga presentando con respecto a sus socios en la producción y comercialización de crudo.

Si Chevron, por ejemplo, no sigue operando como pareciera ser, entonces, Pdvsa tiene que rápidamente reaccionar y buscar algún tipo de nuevo socio o tratar de hacer grandes esfuerzos por mantener la operación en cada una de las cuatro asociaciones que tiene. Recordemos también que hay problemas similares con los otros socios, con quienes la situación puede complicarse por el hecho de que tenemos menos acceso a los diluyentes y gran parte del crudo venezolano tiene que ser mezclado.

Es una situación complicada que hace presumir que sí puede haber una merma en la producción y en las exportaciones. Si eso es así, Venezuela en los próximos 7 meses tiene que ir reduciendo su producción al punto que en diciembre podría disminuir 150.000 barriles diarios, y eso va a significar quizás unos 2.000 millones de dólares menos durante este año; y unos 1.000 millones de dólares que el Fisco dejará de percibir. Ese es un escenario, pero recuerda también que están los otros dos escenarios.

-¿Cuáles?

-El hecho de no vender en Estados Unidos significa hacerlo con descuentos en Asia y eso también disminuye los ingresos. Adicionalmente, el precio del crudo en el mercado internacional está bajando como mencioné anteriormente. Creo que es inevitable que los ingresos petroleros de Venezuela al cierre de este año van a ser bastante menores a los que fueron el año pasado.