Implicaciones para la producción en yacimientos (upstream)
Se espera que cualquier aumento extra de oferta desde Estados Unidos llegue tarde y sea limitado. Podrían pasar al menos seis meses hasta que entre en el mercado producción adicional de EE. UU., y los volúmenes serían solo una parte pequeña de las pérdidas actuales. La “capacidad excedente” de la OPEP (producción disponible que se puede activar rápidamente) se considera de uso práctico limitado si el petróleo no puede cruzar el estrecho. La mayor parte de esa capacidad está en el Golfo Pérsico. Un escenario supone que los flujos de energía siguen casi totalmente paralizados hasta finales de mayo. Después, asume una recuperación gradual entre junio y agosto, con precios subiendo a máximos históricos y manteniéndose altos para equilibrar el mercado reduciendo el consumo (es decir, que la gente y las empresas usan menos por los precios altos).Equilibrio del mercado y demanda
El mercado físico (compra y venta del petróleo real, no solo contratos) está extremadamente ajustado, con unos 8 millones de barriles al día de producción todavía detenidos. La mayor parte de la capacidad excedente de la OPEP está dentro del Golfo Pérsico, por lo que no sirve hasta que el estrecho reabra. Esto es más grave que el choque de oferta de 2022, porque hay pocas herramientas para compensarlo. Una respuesta de oferta de Estados Unidos no llegará a tiempo para influir en los próximos meses. Los datos de Baker Hughes del viernes pasado mostraron un aumento de solo 5 plataformas petroleras (torres de perforación en activo), una reacción débil para precios tan altos. A diferencia del rápido crecimiento del “shale” (petróleo de esquisto, extraído de roca) después de 2011, la disciplina de gasto (las empresas invierten con más cautela) y los límites en la cadena de suministro (faltan equipos, personal o materiales) impiden un aumento rápido. El mercado de futuros (contratos para comprar o vender en una fecha futura) refleja esta escasez, con el contrato del próximo mes cotizando con una prima fuerte de 5 dólares frente al contrato a seis meses. Esta “backwardation” (cuando el precio inmediato es más alto que el de meses posteriores) indica que los compradores pagan más por asegurar barriles ahora. Esto se refuerza por la liberación menor de lo esperado de 15 millones de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo (reserva de emergencia del gobierno). Muestra que los gobiernos intentan guardar sus reservas de emergencia. Al final, el mercado tendrá que equilibrarse reduciendo la demanda, lo que exige que los precios sigan altos. El último informe de la AIE mostró una caída preliminar de 1,5 millones de barriles al día en la demanda mundial en febrero, pero es pequeña frente a la pérdida de oferta actual. Por eso, cualquier bajada de precios debería verse como una oportunidad de compra, ya que el déficit de oferta (falta de suministro) sigue sin resolverse.Empieza a operar ahora — haz clic aquí para crear tu cuenta real en VT Markets.
