La reunión de la OPEP + concluyó sin un acuerdo para extender o profundizar los recortes actuales de producción.
Este es un resultado sorprendente dado el claro colapso de la demanda de petróleo que se está produciendo, así como el patrón previo de que Rusia finalmente acepte recortes de producción.
Sin embargo, este no es un resultado inesperado, ya que los participantes del mercado petrolero han temido un colapso de la OPEP + desde su inicio a fines de 2016.
Sigue habiendo grandes incertidumbres sobre lo que sucederá después para el mercado petrolero, pero las perspectivas fundamentales y de precios se han vuelto más pesimistas, incluso después de la liquidación de hoy de los precios de Brent a nuestro pronóstico de abril de $ 45 / bbl.
A corto plazo, creemos que la falta de acuerdo de hoy implica un superávit del 2T mucho mayor impulsado por la oferta y refuerza nuestra visión bajista (basada en la demanda) del precio del petróleo. A mediano plazo, creemos que aumenta la posibilidad de un completo desenvolvimiento del apoyo artificial que la OPEP + había creado para los precios del petróleo desde finales de 2016 y un retorno a nuestro marco del Nuevo Orden del Petróleo.
Centrándose en el corto plazo, la ausencia de un acuerdo después del 31 de marzo deja a todos los productores de la OPEP + libres de producir a voluntad, con una amplia gama de posibles resultados, desde el statu quo hasta una mayor producción de países con capacidad libre como Arabia Saudita, Rusia, Kuwait y los EAU. En particular, los miembros de la OPEP descartaron un recorte unilateral que no incluiría a Rusia.
El único comentario positivo de los delegados en Viena fue que los miembros de la OPEP continuarían las conversaciones informales y estarían listos para reunirse con Rusia en cualquier momento, aunque dichos comentarios probablemente reflejen la esperanza de una respuesta de Rusia a precios muy bajos.
Los comentarios del ministro de Energía durante el fin de semana, así como la publicación oficial de los precios de venta del crudo saudita el sábado, ayudarán a enmarcar mejor las perspectivas de producción de abril. Sin embargo, los diversos escenarios de oferta posibles apuntan a que los precios de Brent cayeron aún más, al menos, a los bajos $ 40 en abril. En particular, nuestro modelo de precios muestra que la liquidación de hoy corresponde a que el mercado solo revaloriza la producción de la OPEP + en 0,5 mb / d durante el resto del año, lo que aún implica un recorte en los próximos meses.
Status quo: aquí asumimos que la OPEP + continúa produciendo en su nivel 1T20. Según la previsión de demanda y del resto del mundo, esto llevaría el superávit global del 2T a 2.0 mb / d (después de 1.6 mb / d en el 1T), con nuestro modelo de precios apuntando a una caída en los precios de Brent a $ 40 / bbl y un 2T precio promedio de $ 43 / bbl (frente a nuestras previsiones anteriores de $ 45 / bbl y $ 47 / bbl). A ese nivel de producción de la OPEP +, el mercado mundial del petróleo se equilibraría en el 3T20. A menos que la OPEP + acuerde volver a reunirse antes de junio, este puede ser el mejor resultado para el mercado petrolero. En un horizonte a tan corto plazo, esperaríamos respuestas de suministro de compensación insignificantes en otros lugares antes del 2H20, incluido el esquisto dado el típico retraso de tres meses entre la actividad de perforación y la finalización del pozo.
Recuperación de cuota de mercado: aquí asumimos que core-OPEP y Rusia comienzan a aumentar la producción a través del 2T. Suponemos que la producción de Arabia Saudita se recupera en 300 kb / d a finales de junio, con EAU hasta 200 kb / d, Kuwait hasta 100 kb / dy Rusia hasta 300 kb / d. Suponemos aumentos menores en Iraq y Nigeria de 100 kb / d combinados. En tal escenario de un aumento promedio de producción de 0.5 mb / d en el trimestre (con todo lo demás constante una vez más), nuestro modelo de precios apunta a una caída en los precios Brent a $ 37 / bbl y un precio promedio 2T de $ 40 / bbl. Una capacidad de almacenamiento adicional significativa evitaría un retorno a los costos en efectivo como se experimentó a principios de 2016.
Guerra de precios: aquí asumimos un aumento del doble de agresivo en el núcleo de la OPEP y Rusia noutput to 2Q, un comportamiento similar al que ocurrió a fines de 2014. En tal escenario de aumento de la oferta de 0.9 mb / d, nuestro modelo de precios apunta a un precio promedio Brent 2T de $ 35 / bbl. En este escenario, sin embargo, esperaríamos que los inventarios de la OCDE alcanzaran su punto máximo cerca de sus niveles de principios de 2016, lo que probablemente llevaría al mercado a una vez más al precio del riesgo de desabastecimiento con una posible caída breve de los precios al contado para cerrar la economía, similar a lo que ocurrió en febrero de 2016. Una respuesta rusa similar en el mercado de gas de la UE ya sobre abastecido también crearía riesgos negativos significativos para los precios mundiales del gas.
Riesgos: el principal riesgo, por supuesto, es uno en el que la OPEP + se reúne y acuerda rápidamente. No es una reducción de salida. La declaración de hoy sugiere que esto puede no suceder rápidamente, lo que aún conduciría a precios más bajos primero. Pero dado un mercado petrolero ya en una posición corta, tal resultado conduciría a un fuerte rebote inicial en los precios.
Más allá de estos resultados bajistas a corto plazo, la perspectiva del mercado petrolero a mediano plazo también se encuentra ahora en una coyuntura crítica. Si bien aún es demasiado pronto para hacer esa llamada, creemos que la decisión de hoy podría simplemente reflejar un enfoque de esperar y ver a una caída de la demanda cíclica o un completo desenvolvimiento del apoyo artificial que la OPEP + había creado para los precios del petróleo desde finales de 2016:
Esperar y ver: el comentario del Ministro de Energía de Rusia para continuar la cooperación dentro la carta de la OPEP + sugeriría un enfoque de “esperar y ver” ante la incertidumbre de la demanda muy alta. Tal resultado dejaría espacio para una fuerte acumulación de inventarios de crudo en el 2T, pero también podría preparar el escenario para un recorte en junio y mejorar los fundamentos en el 2S20, aunque con un exceso de inventario muy alto para superar. Tal resultado tendría el beneficio de conducir a una menor producción de petróleo de EEUU. En 2021 dada la actual angustia del sector, ayudando a la OPEP + a recuperar finalmente la cuota de mercado (con un precio sostenido de $ 45 / bbl en 2020 que conduzca a una producción plana en 2021) En esencia, esto sería un retorno corto de un cuarto al nuevo pedido de petróleo.
El regreso de la Nueva Orden Petrolera: Alternativamente, la decisión de hoy puede ser simplemente el cierre de los recortes de la OPEP + comenzó a fines de 2016. Como argumentamos en ese momento, estos recortes iniciales para defender los precios en lugar de la participación en el mercado desafiaron el incentivo económico de los grandes productores de bajo costo.
Del mismo modo, la decisión de hoy desafía el incentivo económico de respaldar los precios ante un choque transitorio de la demanda. En la lógica de dos errores haciendo un acierto, la decisión de hoy simplemente haría que el mercado petrolero volviera a operar racionalmente, con productores de bajo costo que aumentan la producción y productores marginales de mayor costo que retroceden.
El último resultado requeriría un replanteamiento completo de la dinámica del petróleo en los próximos años que traería de vuelta el marco del Nuevo Orden del Petróleo que introdujimos a fines de 2014. Tal cambio estructural conduciría a precios sostenidos más bajos hasta 2020, potencialmente a niveles de costo en efectivo, como la mayor producción de los productores de bajo costo llega a un punto crítico con el colapso de la demanda. Esto forzaría una fuerte disminución de la actividad para los productores de mayor costo, similar a lo que ocurrió a fines de 2015-16, con el mismo impacto económico negativo en los sectores y soberanos expuestos al petróleo.
Desde nuestro punto de vista, esto conduciría a un cambio dramático en el panorama del esquisto bituminoso, con un colapso potencial en la actividad de pequeños productores privados o productores de HY y un probable aumento significativo en el riesgo financiero. Sin embargo, dado que los productores de esquisto ya enfrentan condiciones financieras mucho más estrictas, esta segunda venida de la Nueva Orden Petrolera podría ser más corta que la primera incompleta (del 14 al 16 de noviembre).
Los precios eventualmente se recuperarían, aunque se verían limitados en los próximos años por un crecimiento constante en la producción básica de la OPEP y Rusia (desde su capacidad de reserva inicialmente y nuevas perforaciones posteriores), con la década de 1990 una buena plantilla para ese mercado (a pesar del viento en contra de ESG).
Traducción libre de Goldman Sachs Commodities Research, gracias a Nicole Zancanella, communitygroup.it
