Tendencias del mercado petrolero en 2016 y proyecciones para 2017

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Los mercados energéticos globales en 2017, seguirán dominados en alto grado por las tendencias y acontecimientos relacionados con el petróleo, que se mantiene como el producto más comercializado a escala global. Según datos de 2015, este portador energético representa el 33% del balance de energía comercial mundial, seguido por el carbón (29%) y el gas natural (24%), de manera que estos tres combustibles fósiles absorben el 86% de la energía comercial consumida. El 14% restante corresponde a la energía nuclear (4%), hidroelectricidad (7%) y las nuevas fuentes renovables (3%) (BP, 2016).

La tendencia declinante de los precios del petróleo, iniciada a mediados de 2014, siguió incidiendo en el comportamiento de las distintas economías del mundo en 2016. En enero de 2016, las cotizaciones del barril de crudo Brent promediaron 31 dólares, el nivel más bajo en 12 años, y en primer trimestre del año registraron un nivel medio de unos 34 dólares.

Desde entonces, se ha registrado una moderada tendencia alcista, que llevó los precios a un nivel promedio de unos 46 dólares por barril durante el segundo y tercer trimestres del año; y se estima que en el cuatro trimestre de 2016 el barril de Brent promedió unos 48 dólares. El repunte registrado a partir del segundo trimestre se explica por interrupciones en la oferta global, contracción de la producción petrolera en EE.UU., y cierto aumento de la demanda. No obstante, persiste gran incertidumbre y volatilidad en torno a los precios en un contexto de creciente especulación;tensiones en la regiones productoras, sobre todo en el Medio Oriente; y débil comportamiento de la economía global, entre otros factores.

El precio promedio del crudo Brent (del Mar del Norte)pasó de 98.9 dólares / barril en 2014 a 52.3 dólares / barril en 2015y luego aun nivel estimado de 43.5 dólares en 2016 (unacaída de 16.8% en este último año). Se proyecta que la cotización de este tipo de crudo podría recuperarse hasta unos 51.7 dólares en 2017.En el caso del West Texas Intermediate (WTI),crudo marcador para el hemisferio occidental, luego de promediar 93.2 dólares / barril en 2014, pasó a 48.7 dólares en 2015, y a un nivel  estimado de 43.1 dólares en 2016, con expectativas de que alcance unos 50.7 dólares en 2017.

Tabla. Precios promedio trimestrales y anuales del West Texas Intermediate y el Brent

Año / Tipo de crudo

I Trimestre

II Trimestre

III Trimestre

IV Trimestre

Promedioanual

2015

 

WTI

48.48

57.85

46.55

41.94

48.67

Brent

53.91

61.65

50.43

43.55

52.32

2016

 

WTI

33.35

45.46

44.85

48.18(*)

43.07 (*)

Brent

33.89

45.57

4580

48.11(*)

43.46(*)

2017(*)

 

WTI

49.00

49.00

51.00

53.65

50.66

Brent

50.00

50.00

52.00

54.65

51.66

Nota:

(*) Datos estimados o proyecciones.

Fuente: US Energy  Information Administration. Short Term Energy Outlook, diciembre 2016.

 

El precio de la canasta de referencia de crudos de la OPEP alcanzó 43.2dólares / barril en noviembre de 2016, para un promedio de apenas 39.8 dólares en enero-noviembre de este año que resulta inferior en 22% al nivel de 51 dólares en igual período de 2015.

A mediados de 2016,  expertos de GESCONSULT señalaban queel precio del petróleo parecía haberse estancado en los 50 dólares por barril en los mercados internacionales, sin previsiones de cambios significativos en un futuro inmediato. Según esta fuente, en los próximos meses, los precios del petróleo se verían afectados por la elevada oferta global; la debilidad de la demanda; el auge de las fuentes renovables; y las tendencias actuales hacia a apreciación del dólar. Las proyecciones para 2017 parecen reflejar tendencias similares.

El comportamiento del consumo de petróleo en 2016 estuvo influido, en gran medida, por el débil desempeño de la economía mundial, que continúaafectando tanto a los países industrializados como a las economías emergentes y a otros países en desarrollo.

Según la OPEP, la demanda petrolera mundial pasó de 93.2 millones de barriles diarios (MBD) en 2015a 94.4 MBD en 2016, lo que equivale a un modesto incremento de1.3%.Los mayores aumentos se registraron en los países en desarrollo, que en su conjunto aumentaron el consumo petrolero en 0.8 MBD. Se destaca, en particular los casos de China e India que en cada caso incrementaron su demanda en casi 0.3 MBD.

Para 2017 se espera un nivel de 95.6 MBD,lo que implicaría un aumento de 1.2% en ese año. En los países de la OCDE (que absorben casi el 50% del consumo de petróleo) se prevé un crecimiento de este indicador en apenas 0.3%, lo que se debe sobre todo a la caída del consumo en la zona de Asia-Pacífico (-0.7%) y al muy débil comportamiento en Europa (0.1%), en tanto EE.UU. registraría un incremento 0.8%.

Casi todo el incremento del consumo petrolero en 2016 (87%) se registrará fuera de la OCDE. Si bien la demanda petrolera china se desaceleraríaaún más al pasar de un incremento de 3.5% en 2015 a 2.6% en 2016 y 2.4% en 2017; en este último año ese país absorbería casi la cuarta parte del incremento mundial del consumo petrolero, seguido a gran distancia por grandes consumidores como EE.UU. y la India (12% del incremento de la demanda en cada caso).

En el conjunto de los países en desarrollo (excluyendo a China) el incremento sería de 2.1% en 2017, con una dinámica creciente de 2.9% en Asia (3.6% en la India), 2.6% en África, 1.3% en Medio Oriente, y 1.1% en América Latina y el Caribe. La demanda petrolera en los territorios de la ex Unión Soviética aumentaría en 1.3% en este año.

Tabla 2. Distribución de la demanda mundial de petróleo en 2016

Regiones y países

Parte absorbida(%)

OCDE

49.5

-Norteamérica

(EE.UU.)

26.3

(21.2)

-Europa

14.7

-Asia Pacífico

8.5

Países en desarrollo

44.9

-Asia

(China)

25.2

(11.9)

-América Latina y Caribe

6.9

-Medio Oriente

8.5

-África

4.3

Otros

5.6

 -ex URSS

4.9

TOTAL

100

 
Fuente: Elaborado a partir de OPEP MonthlyOilMarketReport, 14 diciembre 2016.

La OPEP aporta el 41% de la producción petrolera mundial y en noviembre de 2016 reportó unos 33.9 MBD de crudo producido. Arabia Saudita, conunos 10.5 MBD, aporta el 31% de la produccióndel grupo y ha mantenido altos niveles de oferta para mantener su parte del mercado. Según estadísticas energéticas de los EE.UU., el nivel productivo de la OPEP podría totalizar 33.2 MBD en 2017 (EIA-US, 2016).

La producción petrolera fuera de la OPEP cayó en 1.4% en 2016 (pasó de 57 MBDen 2015 a 56.2 MBD en 2016), según datos de la OPEP, en contexto de precios deprimidos. Las tres regiones de la OCDE registraron caídas productivas en 2016: Norteamérica (-2.5%), Europa (-0.2%) y Asia-Pacifico (-4.5%). En su conjunto, la disminución experimentada por los países de la OCDE fue de 2.2% y laregistrada en EE.UU. fue del 3% (equivalente a 0.4 MBD).

Fuera de la OPEP y la OCDE, también ocurrieronrecortes de producción en casi todas las cuencas petroleras excepto Rusia, donde hubo un crecimiento del 1.8%, y en el  Medio Oriente (0.5%). En efecto, se produjeron  disminuciones de producción en China (-6.7%),América Latina y el Caribe (-1.5%) yÁfrica (-0.8%).

Según proyecciones de la OPEP, la producción petrolera fuera de los países miembros de esa Organización podría aumentar en apenas 0.5% en 2017 (es decir,en unos 0.3 MDB), con una concentración de los incrementos esperados en algunas áreas en desarrollo como América Latina (4.2%) y África (4.1%); y en Rusia (0.8%)

Desde mayo de 2015 la oferta de crudo no convencional de EE.UU. ha estado declinando bajo el impacto de la persistente de la caída de precios.La producción de crudo de este país, que había aumentado rápidamente de 5.6 MBD en 2011 a 9.4 MBD en 2015 como resultado de la llamada “revolución de los esquistos”, retrocedió hasta 8.9 MBD en 2016 y se prevé caiga a 8.8 MBD en 2017, según fuentes energéticas de EE.UU.Un incremento sostenido de los precios por encima de los 50 dólares por barril podría reactivar con mayor celeridad la producción de petróleo no convencional en los EE.UU.

A mediados de 2016, la agencia de calificación crediticia Moody'sCorp aseguró que el negocios petroleros en América Latina requieren que el barril supere como mínimo la marca de los 55 dólares para garantizar la inversión y los costos.

En cuanto al comercio petrolero internacional, los principales mercados de importación de crudo y derivados, según estadísticas de 2015, se concentran en Europa (22.4%), EE.UU. (15.5%), China (13.5%), India (7.3%) y Japón (7.1%). Las importaciones netas de crudo y derivados de EE.UU. alcanzaron 4.8 MBD en 2015, su nivel más bajo desde 1985 (BP, 2016).

Se destaca el incremento de las importaciones netas de petróleo crudo de EE.UU. desde 6.9 MBD en 2015 a  7.7 MBD en 2016 y probablemente 8.1 MBD en 2017 (EIA-US, 2016), lo que pudiera explicarse por la caída en la producción doméstica condicionada por los bajos precios.

Los principales mercados de exportación se ubican en el Medio Oriente (34%), Rusia (13.5%), África Occidental (7.4%), EE.UU. (7.4%[1]), América Central y del Sur (6.7%) y Canadá (6.3%), según datos de 2015 (BP, 2016). Los ingresos de los países exportadores de petróleo han continuado bajo fuertes presiones, y los impactos adversos del prolongado desplome de precios ha llegado a afectar a la propia Arabia Saudita, que obtiene del petróleo el 94% de sus ingresos presupuestarios y 55% del PIB.

A finales de noviembre de 2016 los países de la OPEP y algunos productores no OPEP (incluida Rusia)acordaron un esquema para llevar a cabo reducciones productivas, pero existe gran incertidumbre acerca del alcance real de estas acciones y de su consecuente efecto en un mercado tan deprimido.

Para Cuba, como importador neto de petróleo, pudiera pensarse a primera vista que los bajos precios de los hidrocarburos representan un beneficio absoluto, sin embargo el panorama real es mucho más complejo.

Por un lado, los precios deprimidos de los hidrocarburos han afectado sensiblemente a importantes socios comerciales de Cuba, como es el caso de Venezuela, lo que unido a los efectos de la guerra económica que lleva a cabo la oposición de ese país contra el gobierno, ha complejizado la situación socioeconómica y política venezolana. En consecuencia, se han afectado las relaciones económicas mutuamente ventajosas entre ambas naciones, lo que ha incluido una contracción de los suministros petroleros a Cuba.

Por otro lado, los bajos precios de los hidrocarburosse han traducido en un desplome de los ingresos de exportación por concepto de las ventas externas de derivados del petróleo que realiza Cuba; y adicionalmente, esos niveles de precios suelen desestimular nuevas inversiones extranjeras en la búsqueda de petróleo nacional.

Ante esta situación, los ajustes en la disponibilidad de portadores energéticos acompañaron el desenvolvimiento de la economía cubana en el último año, como uno de los factores clave que explican  la caída del PIB en 0.9% en 2016.

En los años recientes, Cuba ha incrementado los esfuerzos relacionados con la promoción de las fuentes renovables de energía como la solar, eólica y la bioenergía, sobre todo a partir de la aprobación en 2014 de la Política para el desarrollo de las Fuentes Renovables y el uso Eficiente de la Energía, en virtud de la cual se proyecta un incremento de la parte de estas fuentes en la generación de electricidad de menos del 5% hasta 24% en 2030. Este tema también fue retomado con especial énfasis en el proyecto de Plan de Desarrollo Económico y Social para 2030(2016);  y se ha mantenido como una prioridad del sector energético cubano.

También en este campo, la elección del presidente norteamericano DonaldTrump ha introducido una gran dosis de incertidumbre, debido al peso que mantiene EE.UU. en los mercados energéticos mundiales. Existen fuertes señales que indican que la nueva administración favorecería el desarrollo de la infraestructura petrolera, y en general de combustibles fósiles, en EE.UU., incluida la  expansión de la exploración y la producción doméstica de petróleo en nuevas fronteras como Alaska. Todo parece indicar que las acciones deTrump en materia energética pueden reforzar la tendencia de bajos precios internacionales del crudo.

La maquinaria multilateral para responder ante el cambio climático que se instaló en diciembre de 2015 con la adopción del Acuerdo de París seguirá marcando el paso de una buena parte de las inversiones en el sector energético global en los próximos años, sobre todo en lo referido al fomento de las fuentes renovables de energía y la eficiencia energética. La nueva administración republicana, aunque se ha mostrado desafiante también en este campo, difícilmente lograría revertir esas tendencias. Cabe recordar, no obstante, que el Acuerdo de París aún resulta insuficiente con respecto a los esfuerzos que demanda la ciencia en cuanto a la mitigación y la adaptación del cambio climático.

 

Bibliografía

British Petroleum (BP, 2016). BP Statistical Review of World Energy. London, June 2016.

OPEC Bulletin (OPEP, 2016), mayo 2016, Vienna.

OPEC (OPEP, 2016). Monthly Oil Market Report, 13 junio 2016 y 14 diciembre 2016, Vienna.

REN21. Renewables 2016. Global Status Report, París, Francia

US Energy Information Administration (EIA, 2016). Short Term Energy Outlook, junio 2016 y diciembre 2016, Washington.

 

Este artículo forma parte del dossier La letra de Temas. ¿Cómo viene el 2017 para Cuba?

 
 

[1] De este porcentaje 6,6% son exportaciones de derivados y 0.8% de crudo.

 

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