Por.- Juan Fernández
El precio promedio del crudo resulta para agosto un Brent en US$73,84 por barril, una diferencia de US$1,14 por barril con respecto al mes de julio, y para el WTI en US$67,85 por barril, e igualmente menor en US$2,69 por barril con respecto a julio. En el mes de agosto, los comentarios y análisis estuvieron centrados en los efectos y expectativas sobre las sanciones a Irán, la caída continua de la producción de Venezuela y los altibajos de la producción en Libia.
Las estimaciones volumétricas estiman que como Rusia alcanzó una producción de 11,21 millones de bpd, este es un aumento de dos meses seguidos de 250 mil bpd de su producción. En el caso de la OPEP, se estima produjeron 32,74 millones de bpd, unos 420 mil más que durante julio; de hecho Arabia Saudí produjo 10,42 millones de bpd en agosto. La producción de los EEUU continua por encima de los 10 millones de bpd, e inclusive llegó a superar los 11 millones de bpd y los niveles de inventario se ubican en el promedio de los últimos 5 años, del orden de 405,8 millones de bpd.
En el caso de Irán, las exportaciones en agosto aumentaron a 3.583 millones de bpd, versus 3.543 millones en julio. Durante el mes, hubo varios anuncios de retiro de empresas petroleras en proyectos de energía (petróleo y gas). No obstante, algunos clientes detuvieron el suministro iraní por implicaciones en cuanto a transporte y seguros por buque, por el efecto potencial de las sanciones. Esta semana India anunció, que las refinerías propiedad del estado recibirán crudo iraní transportado y asegurada la carga por buques con bandera y seguros de Irán. De igual manera China anunció que evalúa el cambio de logística de transporte por el mismo esquema que ideó India.
En cuanto a la demanda, la economía china muestra signos de desaceleración durante 2017 cuando fue el país con mayores importaciones de crudo en el orden de los 8,4 millones de bpd, superando a los EEUU que importó 7.9 millones de bpd. Los principales suplidores de crudo al mercado chino, como Rusia, Arabia Saudí, los Emiratos, Irán, hacen seguimiento al desarrollo sobre la negociación del tema comercial de China y los EEUU, un factor clave en la economía china y su demanda de energía.
Para este comienzo del mes de septiembre, el precio del crudo se cotizó el 04/09/2018 para el Brent en US$79,44 por barril y el WTI en US$71,24 por barril, en parte por el inicio de la temporada de huracanes que afectan las operaciones en las plataformas del Golfo de México. Hay coincidencia entre diversos analistas, en cuanto a la proyección del aumento del precio en los próximos meses, al entrar en vigencia las sanciones a Irán. Por esta razón, se estima un precio del crudo por encime de los US$80, y para algunos pudiera llegar a los US$95 por barril. No obstante, el uso de tanqueros iraníes pareciera ser una solución al suministro a clientes del Asia, que tratarían de minimizar el impacto del recorte de exportaciones al mercado.
La Compañía Española de Petróleo, S.A., CEPSA está actualmente bajo el control del fondo de inversión Mubadala perteneciente a Abu Dabi. Ese fondo de inversiones en 1988 comenzó a tener participación accionaria y posteriormente fue adquiriendo las acciones del Banco de Santander, Fenosa y finalmente la participación de Total. Se espera en las próximas semana el anuncio de la vuelta al mercado bursátil de CEPSA, con un estimado de valor entre los € 10.000 millones y € 15.000 millones, la venta inicial de acciones se estima estaría entre un 35% y 40% del total y la colocación la están liderando importantes entidades financieras como Bank of America – Merrill Lynch, Citi, Santander y Morgan Stanley. Esta nuevo lanzamiento a cotizarse en la bolsa, hará de CEPSA una de las mayores empresas de la bolsa española.
Por otro lado, la implantación de todo este sistema de controles para el consumo, tampoco aclara hasta el momento como se efectuará el reembolso del “supuesto subsidio” a los registrados y tampoco sabemos cuántos dólares se utilizaron y quienes fueron las empresas que suministraron todo este sistema de control del consumo de gasolinas y diesel. Existe además un efecto indirecto en el resto de los servicios públicos por el aumento del combustible, que contribuirá al proceso hiperinflacionario que vive el país. Como se escucha en las calles de Venezuela, mientras los venezolanos tendrán que pagar el combustible que necesitan enviar a la Cuba castrista, se le seguirá regalando el petróleo.
Lea también: PDVSA pierde la joya de la corona
Es evidente la falta de una política de precios para la energía en el mercado interno, que fuese transparente y que a su vez permita tener las ventaja competitivas de ser un país con abundantes recursos energéticos. Con la supuesta revolución, es utopía pensar en un cambio para un modelo racional, moderno y de equilibrio para la determinación del precio. Lo que establece la tarjeta de racionamiento electrónica, es el control social de los ciudadanos, también para echarle gasolina al carro.
PDVSA anuncia la firma de 7 convenios para reactivar producción bajo un concepto de campos marginales, con una producción actual de 641 mil bpd para llevarla a 1.025 mil bpd, es decir un aumento de 384 mil bpd. Las informaciones sobre los convenios en primer lugar confirman como la producción de PDVSA ha caído dramáticamente y aun después de la firma de estos convenios continuará cayendo. Existen muchas dudas en como este proceso de adjudicación de convenios fue llevado a cabo, cuál es la capacidad técnica, operacional y experiencia de las empresas firmantes. La capacidad financiera para acometer las inversiones y gastos de operación, se desconocen. Como fue el proceso de selección, ni si se analizaron los accionistas de las empresas, para despejar cualquier duda con respecto a la aplicación de sanciones en el mercado financiero internacional.
También PDVSA anuncia resultados en la ejecución del proyecto de conversión profunda en la refinería de Puerto La Cruz, con esquema de mejoramiento de crudo extra pesado patentado por el Intevep, llamada HDH, que se inició en PDVSA antes de la llegada de Chávez al poder. El proceso de HDH, nunca ha sido probado a nivel comercial, y es esta una de las grandes dudas sobre su factibilidad: implica riesgos operacionales, de disposición de subproductos, así como ambientales y por el tiempo en ejecución del proyecto desde el punto de vista financiero. La inversión del orden de US$9.000 millones requiere ahora de financiamiento por otros US$5.000 millones, que PDVSA anda buscando. Según expertos en refinación, los recursos consumidos en este proyecto hasta la fecha, bien pudieron haberse invertido en la expansión de los mejoradores en Jose y de sinergias con los procesos de la refinería de PLC, lo cual hubiese agregado valor comercial a los crudos mejorados de la Faja.
@JFernandeznupa