La OPEP+ ha hecho algunas cosas sorprendentes en los dos últimos años. En primer lugar, se rompió al principio de la pandemia, con sus dos líderes -Arabia Saudí y Rusia- enfrentados por diferencias de opinión sobre cómo había que gestionar la crisis. Después, ambos se reconciliaron y el grupo se unió en torno a los mayores recortes de producción de la historia de la OPEP en respuesta a la destrucción de la demanda causada por la pandemia, también sin precedentes.
En definitiva, 2020 fue un año de acontecimientos sin precedentes.
Pero este año no fue muy diferente. Fue un año difícil para la OPEP+, ya que los precios empezaron a recuperarse, lo que supuso una tentación a la que siempre ha sido difícil resistirse, especialmente para las economías más dependientes del petróleo en el Golfo y África. Y, sin embargo, se resistieron, ciñéndose a un plan de aumento de la producción que se tradujo en la adición de 400.000 bpd en la producción combinada de petróleo cada mes.
Este plan sigue vigente, al menos hasta enero, cuando la OPEP+ podría reconsiderar su decisión, ya que algunos analistas advierten de la inminente sobreoferta de petróleo. Los analistas de la OPEP no se encuentran entre ellos: el cártel espera un efecto leve y temporal en la demanda de la variante omicron del coronavirus. Pero el cártel ha demostrado en los dos últimos años que puede ser prudente.
Julian Lee, de Bloomberg, nos recordaba esta semana que, desde su creación, el cártel ampliado de la OPEP+ ha tenido mucho trabajo. Desde el principio, cuando los miembros decidieron reducir la producción en respuesta al auge del esquisto en Estados Unidos, hasta este año, en el que han tenido que ser flexibles con la producción en medio de una oleada tras otra de infecciones de Covid-19, han sido cinco años difíciles para la OPEP+.
La naturaleza desafiante de la cooperación era de esperar, dadas las prioridades a menudo diferentes de los Estados miembros. Y, sin embargo, ha funcionado de algún modo, incluso con baches en el camino, como la incapacidad de Irak para cumplir sus cuotas de producción, por lo que tuvo que ser “castigado” con cuotas de recorte adicionales. Y esto puede haber hecho que el grupo sea más resistente a cualquier choque futuro.
Según los analistas, el primer reto sería el exceso de oferta. Sin embargo, no sería un gran desafío, ya que se considera temporal, sólo hasta que pase la ola omicrónica, y suponiendo que fuera tan grave como las anteriores, lo que es poco probable por una razón muy pragmática: la mayoría de los gobiernos no pueden permitirse otro cierre largo.
Un reto mucho mayor, como señalan los observadores de la industria petrolera y los miembros de la OPEP, es la disminución de la oferta de producción sobrante.
Según la Administración de Información Energética de EE.UU., la capacidad excedentaria de la OPEP podría descender a 5,11 millones de bpd en el último trimestre del próximo año. Esta cifra es inferior a los 9 millones de bpd del primer trimestre de 2021.
La Administración de Información Energética define la capacidad de producción de petróleo sobrante como la producción de petróleo que puede iniciarse en 30 días y mantenerse durante al menos 90 días. La Agencia Internacional de la Energía define la capacidad sobrante como la producción que puede ponerse en marcha en 90 días.
Sea cual sea la definición, la capacidad de producción de petróleo sobrante en el mundo está disminuyendo porque no se trata de una reserva estática de petróleo. Los yacimientos de petróleo que no se explotan tienden a disminuir sus recursos, una gran razón por la que muchos productores de petróleo se mostraron reacios a empezar a tapar pozos cuando la pandemia acabó con la demanda. Una vez que se tapona un pozo, puede o no volver a la producción total o a cualquier producción.
Hablando de tapar pozos, es muy posible que sean parte de la razón por la que Rusia está ahora cerca de su capacidad de producción de petróleo, y es un nivel mucho más bajo que antes de la pandemia. Antes, Rusia bombeaba más de 11 millones de bpd.
Ahora, según un informe de Reuters que cita a las compañías petroleras rusas, la producción total se acerca a su capacidad, con 10,9 millones de bpd, aunque el viceprimer ministro Alexander Novak ha afirmado que la producción de petróleo de Rusia repuntará hasta los 11,33 millones de bpd en mayo.
La mayor parte de la capacidad sobrante, por tanto, estará en la OPEP y, más concretamente, en Oriente Medio. Pero incluso esa capacidad sobrante necesita mantenimiento, y el mantenimiento significa inversión. Y las inversiones en la producción de petróleo son cada vez más difíciles de conseguir.
“Nos dirigimos hacia una fase que podría ser peligrosa si no se invierte lo suficiente en energía”, dijo a principios de este mes el ministro de Energía de Arabia Saudí, el príncipe Abdulaziz bin Salman. El ministro de Finanzas, Mohammed Al-Jadaan, se hizo eco de esta opinión: “Nos preocupa mucho que el mundo pueda quedarse sin energía si no tenemos cuidado en la gestión de la transición”.
Tampoco son sólo los saudíes los que advierten de la falta de inversión. Daniel Yergin, de IHS Markit, afirma que el mundo se está viendo abocado a una serie de crisis energéticas debido a la insuficiente inversión en petróleo y gas.
Y es de dominio público que las compañías petroleras estadounidenses están dando prioridad a la devolución de dinero a los inversores en lugar de al aumento de la producción, mientras que las grandes petroleras están invirtiendo miles de millones en energía de baja emisión de carbono para limpiar su reputación.
Lo que todo esto significa es que al mundo le esperan unos cuantos años más de dificultades en materia de seguridad energética, sobre todo en algunas partes. La OPEP+, por su parte, puede obtener más beneficios inesperados, ya que la oferta de petróleo sigue siendo escasa por razones puramente fundamentales.
Por supuesto, siempre existe la posibilidad de que se produzca otro evento de destrucción de la demanda en caso de que la pandemia siga sorprendiéndonos, pero la OPEP+ ya ha estado ahí y lo ha hecho. Sobrevivirá e incluso se fortalecerá.
Noticia tomada de: OilPrice / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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