El ‘shock’ del covid-19 fue extremadamente negativo para los precios del crudo, que como nunca antes en la historia se hundieron y su recuperación se anticipa lenta.
En menos de cinco milisegundos, asegura el Chicago Mercantile Exchange (CME), se registra un contrato de futuros de petróleo West Texas Intermediate (WTI). En promedio se documentan más de mil millones de órdenes al mes que buscan certeza en las cotizaciones del crudo para uno o más meses. El 20 de abril no fue así: el precio del contrato de futuros con entrega a mayo en el CME abrió en 17.73 dólares el barril con posturas hasta de menos 40.32 dólares; en una hora se colapsó de dos dólares a menos 37.63 dólares un día antes de su vencimiento.
Todo el mundo se alarmó con esta marca histórica negativa del precio petrolero y elevó la incertidumbre en medio de la pandemia sanitaria por covid-19, que arrastró ese mismo día a la mezcla mexicana de exportación a menos 2.37 dólares el barril, de acuerdo con Petróleos Mexicanos. El WTI es el parámetro que se utiliza como referencia en México. El contrato a futuros del WTI no funcionó como una herramienta de gestión de riesgos con un CME que monitorea datos del mercado en más de 150 países por un detalle: la falta de almacenamiento global.
Se abrió la puerta para quiebras masivas de productores petroleros, en especial los de fracking en EU; Pemex se verá afectado por lo menos en 20 por ciento de su producción que tiene un costo de extracción arriba de 20 dólares, según la consultora IHS Markit. La parálisis obligatoria por el covid-19 frenó la demanda de tajo, con fábricas paradas, aviones y automóviles sin circular como antes. Se dejaron de consumir más de 10 millones de barriles diarios, según la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA), pero la producción en exceso supera los 30 millones de barriles. No hay dónde guardarlos y por eso los productores “pagan” a sus clientes para evitar el costo de almacenamiento. Cada contrato de futuro incluye mil barriles de petróleo y establece precios, cantidades, lugares de pago y entrega física en una fecha posterior a la negociación; se operan las 24 horas del día hasta que vencen para asegurar hoy el precio futuro y cubrir los cambios y especulaciones que se puedan dar en ese periodo. Si el propietario de un contrato no consigue venderlo a un inversionista que lo almacene o lo refine, y el contrato se vence, existe el almacén de Cushing, Oklahoma. Ahí se guarda el crudo desde 1983. Esta ciudad, con menos de 8 mil habitantes que integró la Reserva India Sac y Fox y tuvo su boom petrolero de 1912 a 1916, es vital para el negocio por las decenas de oleoductos y gasoductos que se cruzan por todas direcciones de su territorio, y por los parques de almacenamiento más grandes del mundo. Ahí se fija la cotización del WTI como precio de referencia porque sus contratos de futuros son los más negociados del orbe; no se utiliza el precio spot, el de contado, porque no representa ni 30 por ciento del mercado del WTI. La capacidad de almacenamiento en Cushing es de 76 millones 93 mil barriles; solo Enbridge Energy Dashboards tiene para 20 millones de toneles.
El 10 de abril la US Energy Information Administration (EIA) informó que 69 por ciento estaba ocupada; para el lunes 20 de abril los negociadores entraron en pánico porque ya superaba 80 por ciento y no habría suficiente espacio para llevar parte de los 108 mil 593 contratos de mayo del CME que estaban por vencer y significaban más de 108 millones de barriles de petróleo.
Eso cambió de inmediato las posturas en cotizaciones. No había dónde guardar el petróleo y los inversionistas lo vendieron a precios negativos, en 37 mil 630 dólares menos por contrato. Hasta los especuladores perdieron y se afectaron los valores de los siguientes futuros. De no hacerlo así, los operadores pierden su licencia y se les aplican sanciones millonarias. De acuerdo con el CME, el 20 de abril el contrato a junio se cotizaba hasta en 24.92 dólares, el de julio a 29.41, el de agosto a 31.24, el de septiembre a 32.09, el de diciembre a 34.14 y el de abril de 2021 a 35.60 dólares. Para el viernes 24 las posturas altas por contrato fueron, respectivamente, de 17.97, 22.96, 25.61, 27.31, 30.05 y 32.12 dólares. No se han recuperado. Covid-19 y la demanda Damien Courvalin, analista de Goldman Sachs, estimó que conforme el almacenamiento de crudo se satura la volatilidad de precios se mantendrá “excepcionalmente alta en las próximas semanas”, y que la producción petrolera caerá pronto y de forma importante para equilibrar el mercado y ver una recuperación de tarifas. “Esta inflexión será en cuestión de semanas, no meses, con el mercado probablemente forzado al equilibrio antes de junio”. A partir del 1 de mayo, por el pacto OPEP+ se recortará la producción diaria en 9.7 millones de barriles, que se sumará a la causada directamente por efecto del covid-19 estimada en otros 10 millones de barriles. La EIA estima que la demanda de crudo este mes podría ser de 19 millones de barriles diarios menos que hace un año, un nivel no visto desde 1995, mientras que la Agencia Internacional de Energía la dimensiona en 29 millones. Respecto a la sobreproducción mundial de crudo, The Wall Street Journal publicó que hay una “cacería para almacenar crudo donde sea”, y que los megacargueros conocidos como VLCC (Very Large Crude Carrier) son los favoritos por su capacidad de cupo de 2 millones de barriles. Agregó que hace un año un contrato por seis meses se cotizaba en 29 mil dólares por día y que subió a 100 mil; en marzo había cerca de 110 millones de barriles flotando en buques y la semana pasada superó los 142 millones de barriles. Estados Unidos tuvo inventarios por 19.2 millones de barriles de crudo al día en la primera semana de abril, y por la caída en la producción de refinerías elevó el stock de combustible a 49 millones en una semana para alcanzar otro récord de 262.2 millones de barriles de combustible en depósito, lo que agrava la falta de almacenamiento. Especialistas calculan que 76 por ciento de este tipo de depósitos ya está lleno. Abogados expertos en procedimiento de quiebras empresariales en EU comentaron que muchas empresas tienen coberturas pero que sí hay peticiones de apoyo legal en California y Texas para eventuales quiebras. Algunos estudios revelan que la industria estadunidense del petróleo y gas tiene una deuda de 200 mil millones de dólares, sobre todo la que utilizan el fracking. A partir de la caída de los precios del petróleo y las presiones de Arabia Saudita, alrededor de 500 empresas de Estados Unidos están en bancarrota. Muchas ubicadas en el oeste de Texas donde el Servicio Geológico de ese país informó del mayor yacimiento descubierto en 2018 con un potencial de 20 mil millones de barriles de petróleo. Es la Cuenca Pérmica donde pequeñas y medianas empresas utilizan la fracturación hidráulica para extraer más de cuatro millones de barriles de petróleo al día. En agosto de 2019 Occidental Petroleum compró una de las más importantes empresas medianas de la zona, Anadarko Petroleum, con fuerte potencial de crecimiento. Se espera un informe a final de mes sobre este proyecto afectado por la caída de precios. Chevron pretendió quedarse con ella.
Situación en México Algunos analistas estiman que en México se cayó la demanda de gasolina en un 50 o 60 por ciento, la de turbosina en 70 por ciento y la de diésel entre 7 y 8 por ciento. El problema es que hay poco almacenamiento, para tres días con un millón 265 mil barriles, y por eso decenas de barcos están parados en los puertos de Tuxpan, Pajaritos y Dos Bocas cargados, sobre todo con gasolina. La consultora IHS Markit reveló que en 2019 el costo de producción de Pemex por arriba de los 20 dólares, afecta solamente a 20 por ciento del total extraído de un millón 680 mil barriles diarios, y que conforme a los precios actuales de la mezcla representa una pérdida. Otras fuentes indicaron que en 70 por ciento de los pozos Pemex pierde dinero porque se vende el petróleo por abajo de su costo, de 25 dólares por barril, lo que afectará el flujo de efectivo de la empresa productiva. Advirtieron que la situación financiera de Pemex se agravará si sus bonos son calificados como chatarra porque algunos fondos de inversión cuentan con programas de cómputo que en automático, sin intervención de ninguna persona, los venden al precio que resulte.
Fuente: Milenio.
