Que OPEP y Rusia no molesten al oso del shale

Aquí hay un factor del que se ha informado poco que puede explicar la intención de Rusia y Arabia Saudita de dar la espalda a casi 18 meses de recortes de suministro de petróleo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): el diferencial entre el crudo Brent y el West Texas Intermediate alcanzó su nivel más amplio en tres años:

La simple razón de esto es que el auge del petróleo shale ha producido un excedente de crudo en Estados Unidos, causando una sobreoferta local. Mientras que los precios del Brent han subido cerca de un 14% en los últimos tres meses, el precio del WTI ha aumentado solo un 7.5% y el crudo Midland -la versión del WTI cotizado en la floreciente cuenca Pérmica en lugar del punto de entrega referencial en Cushing, Oklahoma- ha bajado un 4.8%.

La última vez que vimos este tipo de diferenciales, había razones legales sólidas para ello. EE.UU. había prohibido casi todas las exportaciones de crudo durante cuatro décadas hasta fines del 2015, por lo que durante muchos años su creciente producción de petróleo shale quedó estancada por la prohibición y los límites de capacidad de las refinerías estadounidenses que podían convertirlo en productos exportables.

Los crecientes diferenciales ahora sugieren que la oferta está luchando contra un tipo diferente de cuello de botella: una escasez de capacidad de oleoductos entre Midland y Cushing, y luego una mayor escasez de capacidad de ductos y puertos para llevar el crudo estadounidense a un mercado mundial hambriento.

La manera más directa de ver el plan saudita-ruso para elevar la producción de petróleo es que esencialmente están manteniendo el status quo. La disminución de 713,000 barriles diarios en el suministro total de la OPEP entre el 2016 y el mes pasado puede explicarse casi en su totalidad por la disminución en la producción venezolana, que se ha reducido en casi un tercio (718,000 barriles diarios) durante el período.

Sin embargo, un nuevo factor negativo podría estar a punto de surgir: Irán, que agregó 308,000 barriles durante el mismo período, enfrenta posibles sanciones estadounidenses y globales que podrían reducir drásticamente su producción. Una reversión del recorte de 487,000 barriles diarios de Arabia Saudita y Rusia ayudaría a tapar ese inminente agujero en la producción.

Sin embargo, hay otro factor a considerar y se relaciona con lo que está sucediendo en las llanuras de Texas y Oklahoma. El último período de restricción de oferta de la OPEP y Rusia, en esencia, los ha llevado a perder cuota de mercado ante los campos terrestres de América del Norte.

Los 1.8 millones de barriles diarios que han sacado del mercado se compensan casi por completo con los 1.53 millones de barriles diarios de producción de petróleo no convencional adicional de EE.UU., sin mencionar los 640,000 de barriles diarios adicionales que han salido de Canadá.

Por el momento, las deficiencias en términos de infraestructura están manteniendo al auge del shale de EE.UU. en cuarentena de los mercados mundiales al igual que lo hicieron las restricciones legales en la era anterior al 2016.

Pero, como ha escrito mi colega Liam Denning, esos diferenciales cada vez mayores entre los puntos de entrega están impulsando a los operadores intermedios a buscar ganancias de los nuevos canales de exportación, desde los oleoductos hasta la capacidad naciente para cargar buques más grandes desde la terminal Loop de Louisiana.

Esas limitaciones tardarán años en solucionarse, pero mientras tanto, una forma de disminuir esos tentadores diferenciales y abordar esas inversiones sería dirigir más petróleo al mercado no estadounidense en proporción a la cantidad que sale del Pérmico.

El potencial de las exportaciones de EE.UU. es un oso dormido que eventualmente podría amenazar al actual mercado alcista del crudo. La OPEP y Rusia harían bien en no perturbarlo.

Por David Fickling

Esta columna no necesiriamente refleja la opinion de la junta editorial o de Bloomberg LP y sus dueños.