El freno casi total de la actividad económica en el mundo y el cierre de fronteras, que obliga a la mayoría de los aviones a permanecer en tierra, generó hoy un desplome histórico del precio del petróleo en Estados Unidos, que llegó a valer negativo; es decir, los productores pagan para colocar su producción. Este se debe a la sobreoferta que se intensificó en los últimos días luego de que se llenaran la mayoría de los tanques de almacenaje.
Hasta antes de la crisis por la pandemia, el mundo consumía 100 millones de barriles diarios. Desde entonces, la demanda cayó 20%, a 80 millones de barriles por día, aunque la baja podría ser mayor. Por eso, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) +, un grupo ampliado de países petroleros, anunció una caída de la producción de 10 millones de barriles por día en mayo y junio, que iría disminuyendo más hasta abril del año próximo.
Gracias a la producción no convencional (como es la formación Vaca Muerta), Estados Unidos es el mayor productor del mundo, con 12 millones de barriles por día, por arriba de Arabia Saudita y Rusia. El mayor importador de crudo, por otro parte, es China, con una demanda de 12,5 millones de barriles por día, y es quién más se beneficia con la caída brutal de los precios.
El precio del barril de petróleo West Texas Intermediate (WTI), de referencia para Estados Unidos, que se basa en los contratos de futuros para mayo (los precios pactados para las transacciones para ese mes), llegó a situarse a -20 dólares el barril, lo que equivale a una caída histórica nunca antes vista, ya que no hay lugar dónde colocar el crudo.
El precio de los futuros de petróleo WTI de junio, en cambio, se mostraron más estables durante la jornada. La caída es cerca de 11%, hasta situarse en torno a los US$22 el barril. De esta forma, los mercados de petróleo estadounidense experimentaron lo que se conoce como “contango”, que se produce cuando el precio futuro cotiza a un precio más elevado que el actual, consignó la agencia DPA.
“Los futuros del WTI de mayo están experimentando ventas masivas, ya que los contratos expiran mañana. Todos los inversores que no quieran entregas físicas necesitan vender el contrato de mayo antes de su vencimiento. Además, no hay compradores físicos para este contrato ya que las capacidades de almacenamiento en Estados Unidos han alcanzado su máximo”, explicó el gestor de Vontobel AM Michel Salden a DPA.
La Argentina, sin embargo, desde 2014, toma de referencia la cotización europea del precio del petróleo, el Brent, que es un crudo distinto y que hoy cayó 7% a un valor de US$25,48 por barril. Con estos precios, será muy difícil que la industria hidrocarburífera se siga desarrollando en la Argentina, sobre todo la producción no convencional (Vaca Muerta), que tiene costos mayores, arriba de US$40.
En este sentido, el Ministerio de Desarrollo Productivo avanzará en los próximos días con la implementación de un barril criollo o precio sostén, para atenuar la situación. Sin embargo, el problema principal de la industria hoy es que no hay demanda, ya que la cuarentena establece un encierro obligatorio.
La Argentina, hasta antes del freno de la actividad, producía 530.000 barriles diarios y exportaba un poco de crudo pesado, el escalante, que se extrae del Golfo San Jorge, Hoy la producción está por debajo de los 200.000 barril por día.
De hecho, las principales refinadoras del país dejaron de procesar crudo o están en niveles mínimos, como es el caso de YPF, que paralizó su refinería de Plaza Huincul (Neuquén), tiene en niveles mínimos la de La Plata y mantiene al 60% la de Luján de Cuyo (Mendoza). Raízen -opera las estaciones de servicio de Shell-, por su parte, frenó la refinería de Dock Sud, la segunda más grande del país, y Axion mantiene su capacidad de refinación entre el 70 y 75% para exportar el petróleo procesado, aunque a precios bajísimos.
“El Brent se toma de referencia desde que se implementó el barril criollo en 2014. Antes se tomaba el WTI, pero tenía problemas de restricción logística en Estados Unidos, entonces los productores tenían que bajar el precio. Por eso perdió consideración como referencia del mercado internacional”, explicó el analista en Energía Daniel Montamat.
“Justamente por estos problemas de evacuación es que hay mucho excedente productivo en el mercado estadounidense, que aumentó por la creciente producción del shale (el no convencional) y por la caída de la demanda, producto del coma inducido que tuvo la economía mundia. El Brent no tiene esas restricciones logística”, agrega el exsecretario de Energía.
Juan José Aranguren, director de Energy Consilium, explica también que para que el precio del petróleo sea de referencia, se necesita un mercado líquido, que haya compraventa y que no esté dislocada a un factor externo a la oferta y la demanda. “El WTI es un crudo que se produce en Texas y en Oklahoma, y se entrega por oleoducto a las refinerías americanas. Antes se producía poco y tenía varias transacciones, hasta que llegó un momento en que la capacidad de almacenaje y de transporte se atascó. Como el Brent tenía mayor liquidez en el mercado, las transacciones empezaron a realizaron tomando en referencia esa cotización”, indicó.
El crudo estadounidense nunca registró este nivel de precios, ni siquiera en la crisis de 1973, cuando la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió embargar las exportaciones de crudo a varios países occidentales que ayudaron a Israel en la guerra del Yom Kippur.
La semana pasada, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) calificó 2020 como “el peor año de la historia para el petróleo” y se refirió al presente mes como “abril negro”, alertando, además, de que el exceso de oferta pondría a prueba la capacidad mundial de almacenar crudo, con el riesgo de que la saturación en algunos yacimientos obligue a parar la producción.
FUENTE: LANACION
