Ecuador dejaría de percibir hasta USD 1.400 millones al año sin el ITT, porque el petróleo Napo se vende ahora en USD 70 y 80 por barril, dice Argus.
El precio internacional del petróleo podría superar los USD 100 por barril hasta diciembre de 2023. Y, aunque para 2024 se espera una leve desaceleración, seguirán estando en rangos positivos, de entre los USD 80 y 90 por barril.
Es la previsión de la agencia de precios de la energía Argus. Su vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Argus Media, Julio Faldín, visita el país para participar a la XVII Encuentro Anual de Energía y Petróleo ENAEP 2023, que se realizará en Quito el 4 de octubre.
En entrevista con PRIMICIAS, Faldín dice que, por ahora, los pronósticos apuntan a tener aún precios del petróleo altos.
Pero Ecuador no podrá aprovecharlos del todo debido al cierre de operaciones del bloque petrolero ITT que debe concretarse en el próximo año tras la consulta popular del 20 de agosto de 2023 donde los ecuatorianos decidieron dejar el petróleo de ese campo en tierra.
Y, por lo cual, Ecuador dejaría de percibir hasta USD 1.400 millones al año debido a los precios altos del petróleo.
Julio Faldín, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Argus Media. Enaep
¿Qué es de esperar que ocurra con los precios del petróleo hasta diciembre de 2023?
El mercado internacional del petróleo está en una situación de muy bajos stocks, tanto para los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) como para aquellos fuera de ese grupo.
Por otro lado, si bien puede haber un riesgo de recesión hacia futuro, la demanda sigue siendo positiva.
El mercado sigue requiriendo más barriles que lo que en 2022. En junio y julio tuvimos récord de demanda de petróleo a escala mundial, lo que presiona aún más los precios.
Todo eso indicaría que vamos a tener precios del petróleo al alza. Ahora estamos en precios de USD 90 y USD 92 por barril, dependiendo de si es el WTI o el Brent de Europa.
Argus piensa que hay más posibilidades de que esto tienda a crecer a nivel precio, acercándose a los valores de USD 100, que a caer.
Otro factor a considerar es que Estados Unidos ha perdido el poder de "fuego" que tuvo durante 2022. Estados Unidos tenía las reservas estratégicas, que generalmente son stocks o inventarios que tienen distintas terminales de almacenamiento para momentos en que hay crisis mundiales, temas bélicos que pueden utilizarse de manera inmediata.
A hora esas reservas están por debajo de los 300.000 millones de barriles, lo cual es menos de la mitad de lo que venía teniendo el año pasado.
Con ese volumen de reservas estratégicas, Estados Unidos no tiene el mismo poder a nivel internacional para poder manipular o de aligerar el precio del petróleo.
Además, en Estados Unidos habrá elecciones presidenciales y legislativas en 13 meses, lo cual a nivel político es un tema porque la inflación juega en contra. Estados Unidos preferiría tener precios más estables de petróleo, pero esto juega en contra de la OPEP o de Arabia Saudita.
Y, por último, hay un tema que hizo ruido en Argus y es que, en general, la OPEP es un organismo que tiene sus procedimientos y cuando tiene que emprender negociaciones o hacer un recorte trata de que estos sean parejos y balanceados entre sus miembros.
Pero en el último recorte, Arabia Saudita lo anunció de manera unilateral y no fue una reducción progresiva, lo hizo directamente hasta diciembre de 2023.
¿Cómo entender esa decisión de Arabia Saudita?
Que no es una medida coyuntural o para especular, sino que es algo más de fondo.
Segundo, queda claro que la visión de Arabia Saudita es que está más preocupado por la evolución de la economía china y se quiere adelantar a esa situación. Es más fácil defender un precio del petróleo estando en USD 90, que uno caído en USD 80.
¿Y cómo se prevé que esté el mercado para 2024?
Hay mayor porcentaje de probabilidades de que haya una desaceleración de actividad económica a escala mundial, no solamente en China.
Arabia Saudita y Rusia ya se han adelantado a este esquema de recesión o de menor demanda, y han anunciado recortes voluntarios de producción, de alrededor de un millón de barriles por día hasta diciembre de 2023.
Estos recortes, que son adicionales a los que ya habían anunciado en abril la llamada alianza OPEP+, hace que el precio del crudo esté en un rango muy sostenido hoy en día.
No estamos viendo un precio por encima de los USD 100 para 2024, sino que debería estar en el rango de entre USD 80 y 90 por barril.
Tampoco es dramática la desaceleración, porque con todas las políticas de transición energética en el mundo cada vez cuesta más el upstream (extracción de petróleo).
Los proyectos de inversión a nivel upstream están cada vez más relegados.
¿Cómo ha evolucionado el mercado de los petróleos pesados, como los que extrae Ecuador y qué proyecciones hay para este segmento?
La relación de precio de los livianos a pesado está a favor de los pesados. Últimamente estuvo muy castigado. Hasta hace dos meses la penalidad para los petróleos pesados fue revertida.
Y los anuncios de recorte que hizo Arabia Saudita intensifica aún más el beneficio relativo hacia los crudos pesados porque cuando Arabia Saudita corta producción, la primera que reduce es la de crudos pesados.
Y trata de mantener en el mercado sus crudos más livianos.
Un tema no menor para los crudos pesados es que Estados Unidos intentará recomprar las reservas estratégicas, las cuales están más abocadas a crudos pesados. Cuándo iniciará esa recompra de reservas estratégicas no lo sabemos, tendría que haberlo hecho a principios de este año, pero por la situación económica de Estados Unidos no lo ha hecho.
Hay, como dije, un escenario político y de inflación en Estados Unidos y una recompra de las reservas estratégicas podría abonar en un alza de precios del petróleo y, con ello, de la gasolina y el diésel.
En todo caso, cuando esa recompra se inicie va a traer un nuevo beneficio para los crudos pesados de Colombia o de Ecuador en término de precios.
Un tema no menor que hay que tener en cuenta es que va a aparecer la producción del oleoducto Trans Mountain en Canadá, específicamente en la costa del Pacífico.
La ampliación de ese ducto permitirá un mayor flujo de petróleo, que va a jugar en contra de los crudos pesados, porque va a transportar este tipo de petróleo. La capacidad de transporte del Trans Mountain es de entre 300.000 y 400.000 barriles de petróleo por día; es decir, va a competir casi al nivel de la producción de Ecuador.
La costa del Pacífico va a tener una sobreoferta cuando inicie el flujo del nuevo crudo canadiense.
Ahora no es nuevo que se diga que ya va a entrar en operación este oleoducto, pero aparentemente esta vez es la vencida y en el segundo trimestre de 2024 vamos a tener nuevo flujo de petróleo canadiense. Aunque la incorporación de este petróleo será paulatino, va a empezar a verse reflejado en los descuentos del petróleo ecuatoriano, como el Napo y el Oriente.
¿Cuánto pesa el alto costo del flete para los altos descuentos que está sufriendo en su precio el petróleo ecuatoriano?
Sí hemos visto mayores penalidades para el petróleo ecuatoriano. Nuestra percepción es que es un tema de demanda de petróleo pesado. En el descuento ya está embebido (integrado) las diferencias logísticas o de procedimiento que tiene con otros mercados.
Siempre Ecuador va a empezar desde abajo porque la logística de Ecuador es más cara que Colombia porque un tema de que hay una sola empresa en Ecuador que puede dar esos servicios, como es Flopec.
Por otro lado, los timing de las licitaciones de Petroecuador, en general, no son con mucha antelación entonces cuando salen a una licitación los programas de refinación ya están cerrados.
Además, hay una serie de cláusulas en los contratos que no son los estándares a nivel internacional, como son que la ley de arbitraje sea de Nueva York o de Londres. O que la calidad sea medida por un auditor independiente y no por uno de los vendedores o compradores.
Hay una serie de cláusulas que mejorándolas podrían mejorar las diferencias, pero los descuentos que estamos viendo de menos USD 22 por barril es una tema de mercado, más allá de las optimizaciones que pueden darle a los temas contractuales.
Se ha visto una gran penalidad por el crudo ruso de los Urales que requirió ganar nuevos mercados, tras las sanciones de los países del G7 por la invasión a Ucrania. Y eso desplazó varias ofertas de Ecuador en Asia, en la China e India.
Pero ahora el descuento se regularizó.
¿En medio de este escenario, Ecuador ha decidido dejar el petróleo del ITT bajo tierra?
Ecuador está produciendo entre 480.000 y 490.000 barriles diarios por día, de los cuales el 80% lo hace Petroecuador y el 14% representa el ITT.
Por lo cual el impacto directo que tendrá Ecuador es de alrededor de entre USD 1.200 millones y USD 1.400 millones anuales en ingresos, ya que el petróleo Napo que es el que se extrae del ITT está rondando ahora entre los USD 70 y 80 por barril.
Pero la penalidad que va a tener Ecuador es mayor que el 15% en la producción porque es uno de los campos con el menor costo de extracción.
Y está también la falta de actividad que van a tener los proveedores y trabajadores de la zona, con lo cual va a haber una menor actividad económica.
Además hay dos impactos indirectos. El primero es que las licencias sociales y ambientales se realizan al inicio de todo proyecto de inversión de upstream. Y es bastante usual que los permisos y autorizaciones se demoren. Pero una vez que se dan es muy difícil que se abandonen.
Muchas veces es más caro el abandono que mantener la producción hasta que decline. Se estime que el costo va a ser de entre USD 800 millones y 900 millones, dependiendo del tiempo que demore.
Mi percepción que no va a poder hacerse rápido porque hay mucha inversión en ese campo y va a requerir años retirar toda la infraestructura.
Por lo cual la señal que se da el haber iniciado un proyecto de inversión y luego hacerse para atrás es una señal difícil para la inversión internacional.
Y, segundo, Petroecuador tiene contratos a largo plazo con distintas compañías asiáticas para ala venta de su petróleo; de hecho, alrededor de un 80% de lo que Petroecuador exporta es para cumplir con estos contratos de largo plazo.
Y otro 20% va para contratos mensuales o trimestrales, de corto plazo. Estos últimos contratos son muy importantes para Ecuador porque miden realmente el apetito del mercado del por Napo u Oriente.
Los contratos de largo plazo no sirven como referencia para conocer el precio del petróleo ecuatoriano, pero el flujo mensual de venta a distintos compradores, a distintos mercados, garantiza una referencia clara y transparente del precio de Napo y Oriente.
Sin el ITT, este flujo de petróleo spot se va a ver reducido. Argus, como agencia de precios, es importante que siga existiendo una o dos cargamentos de Napo y Oriente por mes para tener un feeling de cuál es el precio real de esos crudos.
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