Petróleo: ¿hacia dónde vamos?

Con el mundo en lockdown para contener el contagio del coronavirus, el tránsito de pasajeros y el movimiento de carga global ha entrado en parálisis, conforme estar en casa es hasta ahora la única medida que impide que cualquiera contraiga el virus. El turismo, los viajes de negocios, y el simple movimiento de las personas cayó casi por completo y con él las necesidades de combustible la cual responde por el 65% de la demanda de petróleo mundial. Los precios del Brent y del WTI como era lógico derraparon desde niveles de US$66 del Brent al iniciar el año hasta US$18 que vimos hace un par de semanas.

Mientras la demanda se evaporó los productores mantuvieron el bombeo lo que ha provocado que las facilidades de almacenamiento a nivel mundial se encuentran prácticamente copadas, y ahora el almacenamiento de petróleo físico se haya convertido en el nuevo commodity del sector energético. Parece paradójico, pero hoy es más caro almacenar petróleo que comprarlo, inclusive aquellos agentes que deciden mantenerlo almacenado en tanqueros en altamar tienen que asumir un costo de US$25.000/día para disponer de los VLCC que tienen capacidad de 2 millones de barriles. 

A medida que el costo de almacenar se eleva, los compradores descuentan ese costo del precio de contado, esa es la razón por la que las cotizaciones sufren más a medida que se acerca el vencimiento de los contratos de futuros, puesto que si a la fecha de vencimiento del contrato no ha sido cerrado el comprador queda obligado a recibir el petróleo en físico y por supuesto el vendedor a entregarlo. En una situación como la actual donde hay abundancia de suministros y de inventarios encontrar almacenamiento para “parquear” cualquier volumen resulta difícil y costoso. Por otra parte, la parte vendedora es la que elige el punto de entrega del volumen que negoció, en Estados Unidos el principal punto de es Cushing en Oklahoma.

Al mismo tiempo que la demanda por combustibles cayó las refinerías han disminuido su nivel de procesamiento y recibo de petróleo crudo congestionando no solo las facilidades de almacenamiento de crudo sino también de productos refinados, muestra de ello fue la situación presentada en el Golfo de México donde en la semana del 20 de abril varios tanqueros tuvieron que esperar cerca de una semana para poder descargar petróleo dirigido a las refinerías de esa región. Una situación igual se presentó en la costa China de Shandong en mitad de febrero donde varios tanqueros Aframáx y VLCC tuvieron que esperar más de 10 días.

Las cotizaciones del crudo van a continuar deprimidas hasta que no se corrijan las situaciones que han contraído la demanda, y además se disminuya el exceso de oferta que venía inundando el mercado. En ese aspecto el nuevo pacto de recorte del grupo OPEP+ de recortar 10 mbpd en mayo y junio, y a partir de ahí solo 7,5 mbpd el resto del año es insuficiente para controlar el exceso de oferta, inclusive si la economía logra recuperar su ritmo después del segundo semestre puesto que ahora los inventarios de crudo y refinados a ascendido hasta 2.000 millones de barriles de tal manera que la demanda estará sobre atendida un tiempo prolongado mientras se logran drenar las existencias.

En abril la caída en la demanda de petróleo según la agencia internacional de energía es de 29 mbpd es decir un tercio del consumo mundial en tiempos de normalidad, así que volver a niveles previos requerirá de una recuperación vigorosa de la economía que de momento no parece estar cerca ya que aún no se ha descubierto una vacuna o tratamiento efectivo contra el coronavirus impidiendo que la demanda por transporte retorne y con ella la necesidad de procesar crudo para abastecer combustibles. En la medida que las condiciones económicas no mejoren la única manera de hacer que los precios aumenten es que Texas se sume al recorte de producción, y otros importantes productores como Noruega y Brasil hagan lo propio.