"El Reino ha anunciado un aumento en su nivel de capacidad de producción hasta los 13 millones de bpd, después de lo cual el Reino no tendrá ninguna capacidad adicional para aumentar la producción."

Príncipe heredero Mohammed bin Salman, 18 de julio de 2022

Emmanuel Macron dijo que MBZ, como se conoce al líder de los EAU, "me dijo dos cosas. 'Una, que estoy al máximo' de producción de petróleo, lo que equivale al 'compromiso total' de los EAU en este ámbito". "En segundo lugar, me dijo que los saudíes pueden aumentar un poco, unos 150.000 barriles diarios o un poco más", añadió. "No tienen enormes capacidades" que puedan activarse en menos de seis meses.

Bloomberg, 27 de junio de 2022.

Si Matthew Simmons viviera hoy, seguramente estaría dando volteretas. El difunto banquero de inversiones convertido en autor escribió en 2005 "Crepúsculo en el desierto", en el que sostenía que a Arabia Saudí le quedaba poca capacidad disponible. Simmons basó su argumento en decenas de libros blancos de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE) y de la industria. En el momento de su publicación, la producción de crudo saudí era de una media de 9,6 millones de b/d.

Durante años, Arabia Saudí mantuvo que podía bombear de forma sostenible 12,2 millones de b/d. En mayo de 2020, al comienzo de la gran guerra de precios con Rusia, los saudíes consiguieron suministrar 11,5 mm b/d, aunque creemos que esto se debió a una combinación de producción y reducción de inventarios. Aparte de este mes, el suministro nunca ha superado los 10,6 mm b/d.

La capacidad productiva máxima de los saudíes ha sido un secreto de Estado muy bien guardado que sigue siendo muy controvertido a día de hoy. La cuestión nunca ha sido más relevante, ya que la demanda se está acercando a la capacidad de bombeo mundial. Ya en el segundo trimestre de 2021, hicimos una audaz predicción de que la capacidad sobrante de la OPEP era considerablemente inferior a las cifras oficiales publicadas. Desde entonces, los países de la OPEP-10 no han producido ni siquiera las cantidades previstas en las cuotas forzadas por el COVID de abril de 2020. En junio de 2022, los países de la OPEP-10 produjeron un millón de barriles diarios por debajo de su cuota asignada, algo que nunca antes habíamos visto. Incluso Arabia Saudí está produciendo ahora 60.000 barriles diarios por debajo de su cuota. 

A medida que la demanda se acerca a la capacidad de bombeo, la cuestión de la capacidad de Arabia Saudí se hace cada vez más crítica. ¿Pueden los saudíes bombear 12,2 millones de barriles al día, como afirman? ¿Es razonable esperar que en algún momento puedan alcanzar pronto los 13 mm de barriles diarios, un objetivo que han vuelto a reiterar recientemente? En la actualidad, los saudíes bombean casi 10,8 mm de barriles al día, y su capacidad declarada de bombeo excedente de 1,4 mm de barriles es la mayor dentro de la OPEP, pero ¿existe realmente esta capacidad excedente?

Hemos escrito sobre las reservas de petróleo de Arabia Saudí en múltiples ocasiones durante los últimos siete años, y más recientemente en 2019. Nos centramos en el misterio que rodea las cifras de reservas probadas de Aramco. Según las teorías que hizo famosas King Hubbert, el ingeniero petrolero pionero de Shell durante las décadas de 1950 y 1960, un yacimiento petrolífero alcanzará su nivel máximo de producción cuando se haya producido la mitad de sus reservas totales recuperables. Muchos yacimientos, como los del Mar del Norte, Cantarell, Samotlor y la producción convencional de EE.UU., han mostrado "curvas de Hubbert" perfectas. La clave para entender la capacidad de producción de los saudíes reside en comprender cuáles son sus reservas totales recuperables. Una vez que se confía en esa cifra, es probable que la producción se estabilice y disminuya una vez que se produzca la mitad de esas reservas recuperables. Saudi Aramco no ha publicado un informe de reservas auditado en más de 50 años, y dada la controversia que rodea su tamaño, era imposible predecir cuándo se ha producido la mitad de las reservas totales.

Aramco emitió bonos en 2019 y publicó un informe de reservas actualizado por primera vez en 50 años. Sin embargo, el informe auditado por la reputada empresa DeGolyer & MacNaughton, con sede en Houston, planteó más preguntas que respuestas. Por ejemplo, mientras que Aramco enumeró 260.000 millones de barriles de reservas restantes, la auditoría independiente de DeGolyer & MacNaughton confirmó sólo 160.000 millones de barriles de reservas restantes. 45.000 millones de barriles de reservas se encontraban en yacimientos demasiado pequeños y remotos para ser verificados de forma independiente, según una información incluida en el folleto de bonos de Aramco, y se esperaba que se produjeran otros 55.000 millones de barriles de reservas tras la devolución de la concesión al Gobierno saudí en 2077, reservas que tampoco fueron auditadas. Teniendo en cuenta la enorme controversia que rodea a esta cifra de 260.000 millones de reservas, es evidente que pensamos que los saudíes habrían querido zanjar esta cuestión de una vez por todas. Sólo podemos preguntar por qué DeGolyer & MacNaughton no pudo auditar y confirmar la cifra completa de 260.000 millones de barriles.

Hasta la fecha, Arabia Saudí ha producido aproximadamente 174.000 millones de barriles de petróleo. Aramco mantiene desde hace tiempo que sus reservas restantes ascienden a 260 bn bbl, lo que sugiere un volumen total recuperable de 455 bn bbl, del que sólo se ha producido el 40% y queda el 60%. Si esto es correcto, entonces Arabia Saudí puede aumentar fácilmente la producción hasta al menos 13 m b/d durante muchos años antes de que la producción alcance su máximo. 

Sin embargo, tal y como comentamos en 2019, lo más probable es que las reservas saudíes restantes sean sólo de 185 bn bbl y no de 260 bn bbl. Si nuestra modelización es correcta, entonces las reservas totales recuperables son sólo de 360.000 millones de bbl, de los cuales ya se ha producido casi el 48%. Si los saudíes siguen bombeando 10 mm bb/d, la producción total superará el 50% de las reservas recuperables en dieciocho meses.

Si nuestros cálculos son correctos, la producción saudí se está estabilizando en estos momentos. Confirmando nuestras sospechas, Aramco publicó datos importantes sobre el yacimiento de Ghawar ya en 2019. Ghawar, el mayor campo petrolífero del mundo con diferencia, ha producido casi 5,5 mm b/d desde principios de la década de 1970. Los datos del prospecto de 2019 admitían que Ghawar producía ahora solo 3,3 mm b/d, un descenso de casi el 35% desde su pico. Visitamos el yacimiento en 2004 y en una carta a los inversores estimamos (utilizando una "linealización de Hubbert") que el 50% de las reservas de Ghawar ya se habían producido. Proyectamos que la producción disminuiría a 3,3 a 3,5 mm b/d para 2020. Los datos publicados en el prospecto de 2019 confirmaron exactamente nuestro análisis de 2005.

Asumiendo que Ghawar tiene aproximadamente 135 bn de barriles de petróleo recuperable y que el 62% de esas reservas ya se han producido, calculamos que el yacimiento está declinando ahora entre 250.000 y 300.000 b/d al año. En sólo cuatro años, Saudi Aramco tendrá que desarrollar 1 mm b/d de nueva producción, sólo para compensar el declive de Ghawar.

En lugar de poder aumentar la producción hasta los 13 mm b/d, a los saudíes les resulta cada vez más difícil incluso mantener los actuales niveles de bombeo de 10,5 mm b/d.

Tras la publicación de los datos de las reservas saudíes en 2019, concluimos que solo el tiempo confirmaría la exactitud de nuestro análisis sobre el verdadero estado de la capacidad sobrante saudí. Ese tiempo es ahora.

El 27 de junio, mientras asistía a la cumbre del G7, se escuchó al presidente Macron en un "micrófono caliente" apartando al presidente Biden para decirle que acababa de hablar con el jeque Mohammed Bin Zayed (MBZ) de los EAU, quien afirmó que ni los EAU ni Arabia Saudí tenían la capacidad de añadir volúmenes de crudo importantes a los mercados mundiales.

Este dramático acontecimiento recibió poca atención, aparte de los analistas energéticos, pero sus implicaciones son enormes. Si efectivamente Arabia Saudí está en su máximo de producción o cerca de él -como se predijo en nuestro análisis de 2019-, el mundo está a punto de quedarse sin capacidad de bombeo de reserva por primera vez en la historia.

Unas semanas después del incidente del G7, el presidente Biden viajó a Arabia Saudí para reunirse con el príncipe heredero Mohammed bin Salman (MBS) para discutir el aumento de la producción de crudo. Aunque las conversaciones en sí fueron privadas, el mensaje fue claro: Arabia Saudí no aumentaría materialmente la producción para aliviar la actual crisis energética. Tras la reunión, MBS hizo un dramático anuncio en una rueda de prensa. De aquí a 2027, MBS declaró que Aramco podría aumentar su "capacidad productiva" de 12 a 13 millones de b/d, pero que después no sería posible ninguna ampliación. Aunque, en teoría, este anuncio aumentó la capacidad de reserva de Arabia Saudí, el tono subyacente enfatizó la limitada capacidad de crecimiento de Arabia Saudí.

La comunidad energética sigue creyendo que tanto Arabia Saudí como los EAU tienen 2,4 mm b/d de capacidad de bombeo de reserva; sin embargo, los comentarios del presidente Macron y de MBZ sugieren que este exceso de capacidad de bombeo no existe. A medida que nos adentramos en el segundo semestre de 2022, que es estacionalmente fuerte, y con la invasión rusa de Ucrania que no muestra signos de remitir, el riesgo de que se produzca una importante subida de los precios del crudo ha aumentado a medida que la demanda mundial se acerca a la capacidad total de bombeo mundial.

Estos anuncios no podrían llegar en peor momento para los mercados energéticos mundiales. La demanda de petróleo es muy fuerte, mientras que la oferta sigue decepcionando, dejando los inventarios en sus niveles más bajos desde 2007, justo antes de la enorme subida de precios. Normalmente, los inventarios de petróleo aumentan en los primeros seis meses del año en 400.000 b/d y luego se reducen en la misma cantidad en los últimos seis meses. Según los datos disponibles, los inventarios de la OCDE sólo aumentaron la mitad de lo normal durante el primer semestre de 2022. Si bien esto sugiere por sí mismo un notable déficit, lo que resulta sorprendente e importante es que los gobiernos han liberado una media de 700.000 b/d de sus reservas estratégicas de petróleo (SPR) combinadas. Sin la adición de estas liberaciones de SPR, que comenzaron en marzo, los inventarios de la OCDE, en lugar de aumentar en sus 400.000 b/d normales, se habrían reducido en 500.000 b/d. Las liberaciones insostenibles de reservas de petróleo son lo único que impide que los inventarios disminuyan drásticamente y que los precios suban con fuerza. El mundo ha desarrollado una desafortunada adicción a las liberaciones de reservas de petróleo, una adicción que será dolorosa de romper.

El segundo semestre de 2022 será crucial. Como se ha dicho, el segundo semestre es un periodo en el que normalmente se reducen los inventarios en 400.000 b/d. Además, ante la inminencia de las sanciones al petróleo ruso, las refinerías y los operadores buscarán comprar más de lo que normalmente lo harían, dada la posible interrupción. Por último, las liberaciones de reservas de petróleo tendrán que llegar a su fin, dejando el mercado dramáticamente más ajustado. Tanto los inventarios de EE.UU. como los de la OCDE en general, incluso con las liberaciones de reservas de petróleo, permanecen en niveles no vistos en 2007. Se ha eliminado cualquier amortiguación contra las interrupciones inesperadas de la oferta.

Las tendencias de la oferta y la demanda también apuntan a un segundo semestre peligrosamente ajustado. La demanda es muy fuerte a medida que disminuyen los cierres y el mundo vuelve a viajar. Como hemos comentado en cartas anteriores, la AIE sigue subestimando crónicamente la demanda. En los últimos meses, se ha visto obligada a revisar la demanda histórica de 2021 al alza en 1,1 millones de b/d, un récord. Curiosamente, la AIE no ha sentido la necesidad de revisar al alza la demanda de 2022. De hecho, desde que hizo su primera predicción para 2022 el verano pasado, la AIE ha revisado la demanda a la baja en 300.000 b/d. Al aumentar la demanda en 2021 y reducirla en 2022, la AIE ha reducido sus estimaciones de crecimiento interanual a la mitad, algo que no observamos en absoluto en los datos de mercado que analizamos.

A medida que se van conociendo los datos reales de los seis primeros meses del año, la demanda parece ser muy superior a las expectativas de la AIE. Tal vez consciente de ello, la AIE ha incrementado sus cifras del primer semestre, al mismo tiempo que ha desviado las revisiones a la baja a la segunda mitad del año. Incluso después de hacer esto, la AIE mantuvo una partida de equilibrio en la primera mitad de 700.000 b/d - lo que sugiere que la demanda sigue siendo aún más fuerte de lo que se informa.

Los últimos datos semanales sugieren que la demanda de gasolina en EE.UU. se ha debilitado finalmente en respuesta a la subida de los precios. Francamente, nuestros modelos nos dicen que es necesario un cierto nivel de destrucción de la demanda para equilibrar los mercados en el futuro. Esta será una tendencia que vigilaremos de cerca, pero por ahora la demanda mundial sigue siendo muy fuerte.

En cuanto a la oferta, es difícil ver qué impulsará el crecimiento de la producción en los próximos meses. Tras la presentación de los resultados del segundo trimestre por parte de todas las grandes compañías petroleras, ni un solo productor de gran capital cumplió las expectativas de producción. Las empresas siguen prefiriendo devolver el capital a los accionistas en forma de dividendos y recompras antes que aumentar la actividad. La escasez de mano de obra y de equipos es ya habitual en todo el sector y muchos de los trabajadores anteriores han abandonado la industria para siempre.

La productividad por pozo de esquisto se mantiene plana en los últimos meses, lo que sugiere que la industria ya no puede "elevar" más las cuencas y dificulta que las empresas aumenten rápidamente la producción sin más perforaciones.

El recuento de equipos de perforación ha aumentado notablemente en los últimos meses, aunque esta tendencia parece haberse aplanado ahora (quizás como reflejo de los cuellos de botella mencionados anteriormente). Entre octubre de 2021 y junio de 2022, el recuento de plataformas petrolíferas dirigidas en EE.UU. aumentó un 40% hasta alcanzar las 600 plataformas. Aunque un aumento del 40% en nueve meses es importante, debemos destacar varios puntos importantes. En primer lugar, el recuento de equipos de perforación actual sigue estando 100 equipos por debajo del nivel anterior a la COVID, 300 equipos por debajo de los máximos de 2018 y 1.000 equipos por debajo de los máximos de 2014. 

En segundo lugar, la fuerte reducción del inventario de plataformas perforadas pero no terminadas (DUC) finalmente está teniendo un impacto. Durante la pandemia de COVID, cuando los precios cayeron a 37 dólares negativos por barril, muchas compañías petroleras optaron por no completar sus pozos perforados. Al recuperarse los precios, estos pozos se han puesto en marcha y han aumentado la producción. En el peor momento, se completaron dos pozos de esquisto por cada pozo perforado. A finales de 2021, predijimos que el inventario de DUC dejaría de ser una fuente de exceso de oferta incremental en algún momento de 2022 y eso parece haber ocurrido.

En los últimos tres meses, la industria completó 1,05 pozos por cada pozo perforado, en comparación con 1,4 pozos en el período de tres meses que terminó en octubre de 2021. Como resultado, aunque el número de equipos de perforación y el número de pozos perforados han crecido un 40%, el número de pozos terminados ha disminuido. Entre la productividad por pozo, que se ha mantenido estable o ha bajado, los cuellos de botella y los DUC, que han pasado de ser un viento de cola a un viento en contra, creemos que las pizarras estadounidenses tendrán dificultades para crecer mucho en el futuro.

El segundo semestre de este año sigue siendo el más crítico. Dadas las inminentes sanciones rusas que se impondrán a finales de año, la incapacidad de la OPEP+ para aumentar rápidamente la producción, la fuerte (e infravalorada) demanda y las dificultades en las pizarras, creemos que veremos reducciones importantes de los inventarios de aquí a finales de año. Los inventarios están ahora tan agotados que corremos el riesgo de que se produzca una importante subida de precios, especialmente si la demanda mundial supera la capacidad de bombeo mundial en algún momento de este otoño.

Les dejamos con esta reflexión. Tras la doble crisis del petróleo de la década de 1970, Estados Unidos, entre otros países, estableció sus reservas estratégicas de petróleo. Las reservas estaban destinadas a proteger contra las interrupciones repentinas e inesperadas del suministro, pero también tenían una característica secundaria. Disponer de una reserva estratégica dificultaba a los estados agresores amenazar con la interrupción del suministro como arma, la llamada "espada del petróleo". La idea era que para que un actor malo amenazara realmente a los países de la OCDE, tendría que no sólo interrumpir la producción de crudo, sino mantener esa interrupción durante un periodo lo suficientemente largo como para agotar la SPR. Lo primero es terriblemente fácil de hacer, mientras que lo segundo es mucho más difícil. Durante los últimos cincuenta años la estrategia tuvo éxito y la "espada del petróleo" permaneció enfundada.

Hoy en día, dada su reducción, los inventarios comerciales y de las reservas de petróleo se encuentran en su punto más vulnerable desde la década de 1970. Nuestra modelización de la oferta y la demanda sugiere que esta escasez sólo empeorará a partir de ahora. ¿Qué puede impedir que un "mal actor" estatal lleve a cabo acciones perturbadoras? Recordemos que hace tan sólo tres años las fuerzas rebeldes atacaron las infraestructuras de Arabia Saudí y dejaron fuera de servicio casi 4 mm b/d de capacidad de procesamiento de la producción durante varios meses. Los precios del petróleo se dispararon inicialmente un 10%, sin embargo, debido a un gran colchón de inventarios mundiales y al conocimiento de que se podían liberar rápidamente grandes cantidades de petróleo del SPR, el precio retrocedió rápidamente. Hoy en día, con los inventarios más bajos desde 2007 y con un SPR que se agota cada día más, tal acción tendría un impacto inconmensurablemente mayor.

Nos estamos quedando sin capacidad de reserva, una situación que nunca ha existido en 160 años de historia del mercado del petróleo. La presión alcista sobre los precios del petróleo es cada vez mayor. Seguimos muy preocupados por la segunda mitad del año y mantenemos todas nuestras inversiones en petróleo.

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Goehring & Rozencwajg fue fundada por Leigh Goehring, una de las principales autoridades en la inversión en materias primas a nivel mundial, y su socio desde hace mucho tiempo, Adam Rozencwajg. Ambos colaboraron originalmente en Chilton Investment Company, donde gestionaron más de 5.000 millones de dólares en activos dentro de la estrategia global de recursos naturales de Chilton. 

Fuente / Autor: Goehring & Rozencwajg

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Imagen: Middle EastMonitor