La crisis asociada a la pandemia de COVID-19 ha impactado el consumo mundial de petróleo. Dadas las condiciones de aislamiento que prevalecen en la mayoría de los países, la demanda de crudo ha caído a niveles que, según previsiones de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), serán los más bajos de los últimos 30 años.
A partir del acuerdo firmado por los principales productores de crudo a nivel mundial, la extracción de esta fuente de energía también se verá reducida durante 2020. Desde mayo, la producción se recortará en 9,7 millones de barriles diarios, una acción que pretende ayudar a recuperar los precios del petróleo, así como agotar una parte de las reservas acumuladas en las semanas recientes.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) calcula que, desde marzo, existe una sobreoferta en el mercado global que oscila entre los 10 y 20 millones de barriles. Este factor es clave para explicar que cada vez haya más problemas para continuar almacenando estas reservas.
El caso del WTI
La caída de los precios del crudo de referencia estadounidense (el West Texas Intermediate —WTI— llegó a cotizar en -37,63 dólares por barril el 20 de abril) se explica en parte en que la mayoría de los países está a punto de alcanzar su limite en la capacidad de almacenamiento de petróleo.
Fausto Álvarez, extitular de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ahondó en entrevista con Sputnik sobre este tema.
«En Cushing, Oklahoma, se dice que el almacenamiento había alcanzado ya el 75% de capacidad y se habla de que ese almacenamiento aumenta a ritmo de 5 millones de barriles por semana. Eso quiere decir que tiene capacidad para almacenar otros 16 millones de barriles, pero a ese ritmo esto se lograría en tres semanas. Esto explica el impacto en el precio del West Texas, combinado con el vencimiento de los contratos de futuros de mayo», compartió.
La Agencia de Información de la Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) afirma que los depósitos de Cushing tienen una capacidad para 80 millones de barriles, lo cual representa el 10% del almacenamiento total con que cuenta EEUU. La cercanía para alcanzar su límite, aunado a la baja en el consumo de hidrocarburos a nivel mundial, son parte de las amenazas que afectarán el valor del petróleo en los siguientes meses.
No obstante, los precios negativos del WTI solo afectaron a los especuladores en posesión de los contratos de entrega de petróleo programados para mayo. Este fenómeno arrojó luz sobre el problema de saturación del almacenamiento que deberá enfrentar la industria de hidrocarburos en los siguientes meses, aseguró Juan Arellanes, profesor de Geopolítica de la Facultad de Estudios Globales de la Universidad Anáhuac México.
«En perspectiva, durante el peor momento de la crisis del 2008 la mayor caída de la demanda fue del 4%, lo que hizo muchísimo daño. Hoy en día, la caída es del 25% respecto al año pasado, pero es muy probable que termine siendo hasta del 30%. La caída de demanda se vincula con la caída de precio, sobre todo por el almacenamiento. Porque se prevé que si se mantiene el ritmo de producción por encima de la demanda, no va a haber dónde almacenar ese petróleo», compartió con Spurtnik.
El caso de Brent
Otro crudo de referencia, como el Brent del Mar del Norte, está a punto de sufrir un problema similar, afirmó Fausto Álvarez.
«Lo que se está haciendo en esa zona —y está entrando en juego en el sistema— es que las compañías de buques petroleros (tankers) los están rentando para almacenar el hidrocarburo que no pueden vender», explicó.
Esto ha ocasionado que los ingresos de esas empresas se cuadriplicaran en este periodo por la demanda para almacenar hidrocarburo en el mar. «Extienden almacenamiento físico con almacenamiento flotante», añadió.
Aspecto global del problema
Al respecto, el informe de la AIE de abril alertó que el exceso de petróleo en el mercado está presionando la acumulación de inventarios del hidrocarburo en todo el mundo. China, por ejemplo, aprovechó el colapso de precios para llenar sus reservas, pero ahora está a punto de colmar sus almacenes. Por si fuera poco, la consultora petrolera Rystad Energy estima que el 76% del almacenamiento mundial está ya ocupado, por lo cual cabe esperar que gran parte del planeta pronto se quede sin espacio para guardar crudo.
«El problema es que el crudo no se puede almacenar indefinidamente. De forma más o menos estandarizada, seis meses de almacenamiento ya representan un problema, porque dentro del crudo pudiera haber bacterias que empiezan a descomponer la calidad del petróleo si queda almacenado mucho tiempo, sobre todo una vez que ya salió a superficie. Por decirlo un poco metafóricamente, al sacar el petróleo de la tierra se contamina y, si lo guardamos, es como una comida que, aunque aguante en el refrigerador, se puede echar a perder», destacó Juan Arellanes.
Estimaciones de Goldmand Sachs afirman que entre mayo y la primera quincena de junio podría reportarse que el almacenamiento mundial de crudo llegó a su límite. En este escenario, podría observarse una caída más pronunciada de los precios de petróleo, e igualmente, algunos recortes obligados en la producción por la sobreoferta de crudo.
«La oferta se va a equiparar con la demanda, porque los productores ya no van a poder colocar más barriles por la falta de capacidad de almacenamiento. Tendrán seguramente que ajustarse a la demanda que hay de hidrocarburo, así que estaremos viendo cortes de producción mayores a los acordados en la OPEP, pero no necesariamente por ese acuerdo, sino por temas operativos. Obviamente también se espera un nuevo desplome en los precios, porque no va a haber cómo mover ese hidrocarburo. Cuando haya esa paridad, lo que ocurrirá es que el mercado se va a estabilizar», anticipó Fausto Álvarez.
Esta situación será particularmente perjudicial para los países que, como Estados Unidos, dependen de su producción de crudo en tierra, así como aquellos que tienen una capacidad limitada de almacenamiento.
El caso de Pemex
La última situación es particularmente grave para México, ya que, por una parte, su capacidad de almacenamiento es baja (11 millones de barriles), además de que su petróleo cada vez es menos atractivo para el mercado internacional.
«Los almacenamientos de Pemex [Petróleos Mexicanos] y las empresas distribuidoras de gasolinas están al tope. El consumo de gasolina se ha reducido brutalmente y no tienes donde meterlo. El Gobierno está perdiendo dinero porque no hay venta de gasolina, y también se verá afectado porque la calidad de nuestro hidrocarburo no es de lo mejor, es crudo pesado. Eso, en comparación con los crudos ligeros como el Brent o el de Arabia Saudí, nos deja en un déficit competitivo», explicó Fausto Álvarez.
En el mismo sentido, Juan Arellanes indicó que el actual sistema de importación de refinados podría suspenderse, además de que Pemex deberá reducir sus niveles de producción ante la falta de compradores de crudo en el mundo. Esto, a su vez, podría generar otros problemas en el corto plazo para México.
«Podremos consumir lo que se está produciendo, pero, desde nuestras refinerías, no necesariamente es fácil colocar la gasolina y el diésel donde se requiere. Estamos habituados a un sistema de importación de refinados, que llega por diferentes puertos, que entra por diferentes ductos en la frontera. Pudiera aparecer algún problema de distribución. Por lo pronto, tenemos la ‘ventaja’ de que somos muy dependientes de la importación de refinados y, por lo tanto, eso nos da un margen amplio de ahorro. No lo vamos a estar importando mientras dure la caída de la demanda interna nacional», comentó.
Sin embargo, el profesor de Geopolítica de la Facultad de Estudios Globales de la Universidad Anáhuac México también identificó algunas complicaciones para la industria petrolera tras la actual crisis sanitaria. A partir de que las medidas de confinamiento cedan, el petróleo volverá a consumirse, pero es probable que el crecimiento de la demanda termine por rebasar a la producción.
Desde 2018, la AIE sugirió que la extracción no convencional de petróleo, como el fracking en Estados Unidos y las arenas bituminosas en Canadá, no compensaría una eventual caída en la producción a causa del agotamiento de los yacimientos convencionales. Arellanes afirmó que la actual crisis ha dado certeza a ese augurio.
«Si después de que libremos en los siguientes meses los problemas de precios bajos, caída de la demanda, problemas técnicos de almacenamiento y de distribución, nuestro dolor de cabeza en 2021, 2022 va a ser experimentar cómo la economía se va recuperando lentamente, incrementando la demanda, viendo cómo las petroleras ven con angustia cómo se reduce su producción. Es el escenario que a mí más me preocupa», concluyó.
Con Información de Sputnik
