Implicaciones para la oferta upstream
Se espera que cualquier aumento adicional de oferta desde Estados Unidos llegue tarde y sea limitado. Podrían pasar al menos seis meses para que nueva oferta de EEUU entre al mercado, y los volúmenes serían solo una parte pequeña de las pérdidas actuales. La capacidad ociosa de la OPEP (producción adicional disponible que puede activarse rápido) tiene utilidad práctica limitada si el petróleo no puede salir por el estrecho. La mayor parte de esa capacidad está en el Golfo Pérsico. Un escenario asume que los flujos de energía se mantengan casi totalmente detenidos hasta finales de mayo. Luego, asume una recuperación gradual entre junio y agosto, con precios subiendo a máximos históricos y manteniéndose altos para equilibrar el mercado mediante “destrucción de demanda” (cuando los precios altos hacen que se consuma menos).Balance del mercado y demanda
El mercado físico (compra y venta real de petróleo, no solo contratos) está extremadamente ajustado, con cerca de 8 millones de barriles diarios de producción aún detenidos. Gran parte de la capacidad ociosa de la OPEP está dentro del Golfo Pérsico, por lo que no sirve hasta que el estrecho reabra. Esto es más grave que el shock de oferta de 2022, porque las herramientas para reducir el impacto son muy limitadas. Una respuesta de oferta desde 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 de perforación (equipos para perforar pozos), una reacción débil considerando que los precios han estado por encima de 100 dólares por semanas. A diferencia del rápido crecimiento del shale (petróleo de rocas, extraído con fractura hidráulica) después de 2011, el control del gasto y los límites de la cadena de suministro (capacidad de conseguir equipos, personal y materiales) impiden un aumento rápido esta vez. El mercado de futuros (contratos para comprar o vender a un precio en una fecha futura) refleja esta escasez. El contrato del mes más cercano se negocia con una prima de 5 dólares sobre el contrato a seis meses. Esta “backwardation” (cuando los precios cercanos son más altos que los de más adelante) indica que los compradores pagan más por asegurar barriles inmediatos. Esto se refuerza con la liberación menor a lo esperado de 15 millones de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo (inventario de emergencia del gobierno), lo que sugiere que los gobiernos intentan conservar sus reservas. Al final, el mercado tendrá que equilibrarse reduciendo el consumo, lo que requiere que los precios se mantengan altos. El último informe de la AIE mostró una caída preliminar de 1.5 millones de barriles diarios en la demanda global en febrero, pero es pequeña frente a la pérdida de oferta. Por eso, cualquier baja de precios debería verse como una oportunidad de compra, ya que el déficit de oferta (faltante entre lo que se produce y lo que se necesita) está lejos de resolverse.
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