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La OPEP+ acordó el domingo extender la mayoría de sus recortes de producción de petróleo hasta bien entrado 2025 debido al escaso crecimiento de la demanda, la creciente producción de EE. UU. y las altas tasas de interés. En la actualidad, la OPEP+ está reduciendo la producción en un total de 5,86 millones de barriles por día (bpd), o alrededor del 5,7% de la demanda global, incluidos 3,66 millones de bpd de recortes previamente programados para vencer a finales de 2024, y recortes voluntarios de ocho miembros de 2,2 millones de bpd, con vencimiento a finales de junio de 2024. El anuncio provocó una venta masiva de petróleo, con el Brent de primer mes cayendo a un mínimo de cuatro meses por debajo de los $77 por barril (bbl), lo que representa una importante disminución de $8/bbl desde el máximo de la semana pasada y más de $15 por barril menos que el máximo del YTD en abril.
Los analistas de materias primas en Standard Chartered han señalado que la caída de precios se debió a que los mercados estaban dominados por una combinación de un pesimismo macroeconómico extremo; posiciones cortas especulativas y una negociación algorítmica excesivamente entusiasta que desplazó a los operadores con fundamentos más sólidos. Según los datos de Bridgeton Research Group a través de Bloomberg, los mercados de futuros de petróleo han pasado a una posición neta corta en el Brent, en comparación con una posición neta larga al final de la semana pasada.
StanChart afirma que la caída de los precios del petróleo se debe a las expectativas del mercado de que una cantidad significativa de petróleo de la OPEP+ regrese a los mercados globales en 2024; sin embargo, los analistas argumentan que esta explicación no es sólida. Según StanChart, suponiendo que las condiciones del mercado permitan los aumentos, el incremento en el cuarto trimestre en relación con el segundo trimestre probablemente sea moderado, de alrededor de 360 kb/d, y los analistas dicen que la OPEP+ tiene margen para aumentar la producción en 1 millón de b/d sin perturbar el equilibrio del mercado. Además, StanChart señala que la eliminación gradual estará condicionada según el estado de los mercados globales en ese momento, ya que la mayoría de los mercados de activos generales no esperan que la FOMC siga al pie de la letra todas sus directrices actuales, independientemente de los datos y eventos futuros. Sin embargo, la reacción de los mercados petroleros parece sugerir que las directrices dadas por los ocho países de la OPEP+ implicados constituyen una determinación de producir, independientemente de lo que suceda.
StanChart ha señalado una serie de factores alcistas que los mercados han pasado por alto:
- Los 1,65 millones de b/d de recortes voluntarios acordados en abril de 2023 se han extendido hasta finales de 2025.
- Se reafirmó el nivel de producción requerido para todos los países de la OPEP+ hasta 2025.
- Finalmente se alcanzó un acuerdo en la larga discusión con los Emiratos Árabes Unidos, lo que resultó en un aumento de 300 kb/d en el nivel de producción requerido de los EAU, repartido durante nueve meses a partir de enero de 2025.
- Rusia, Irak y Kazajistán acordaron producir un calendario de compensación por la sobreproducción en el primer semestre antes de finales de junio.
- La discusión de los objetivos a la luz de las evaluaciones de capacidad de terceros consultores se pospuso hasta finales de 2025, cuando podría ser la base de discusión para la producción requerida de 2026.
- El Comité Conjunto de Monitoreo Ministerial (JMMC) recibió la autoridad para solicitar una reunión ministerial de la OPEP+ en cualquier momento o convocar reuniones adicionales si así lo decidiera.
En general, los analistas dicen que las decisiones de la OPEP+ resultarán positivas a largo plazo para los precios del petróleo. Más importante aún, el informe de la OPEP+ ha aumentado la transparencia con la probabilidad de que los eventos de riesgo bajistas se materialicen se minimice.
Mientras tanto, StanChart ha informado que no ha habido cambios en las dinámicas dominantes del mercado europeo del gas, con los inventarios acumulándose más lentamente de lo habitual y los mercados aún mostrando una alta sensibilidad a los problemas de suministro. Según los datos de Gas Infrastructure Europe (GIE) datos, los inventarios de gas de la UE se situaron en 81,75 mil millones de metros cúbicos (bcm) el 2 de junio, lo que representa un aumento de 1,1 bcm interanual y 14,9 bcm por encima del promedio quinquenal. La acumulación de inventario durante la última semana fue de 1,9 bcm, considerablemente inferior al promedio quinquenal para el mismo período de 2,8 bcm y los 2,4 bcm del año pasado. Los expertos también señalan que el excedente por encima del promedio quinquenal ha disminuido en 45 de los últimos 48 días.
El suministro de gas natural sigue plagado de desafíos. La última interrupción del suministro que provocó un repunte fue una falla en el campo de gas Sleipner de Noruega. StanChart ha pronosticado que aunque es probable que la interrupción sea de corta duración (las estimaciones actuales sugieren que las reparaciones deberían estar terminadas para el próximo fin de semana), es probable que los precios se mantengan elevados impulsados por la acumulación más lenta de inventarios. El gas holandés en la Instalación de Transferencia de Títulos (TTF) para entrega en enero de 2025 alcanzó un máximo de EUR 43,30 por megavatio hora (MWh) el 3 de junio, mientras que el contrato de primer mes alcanzó un máximo de EUR 38,70/MWh en cinco meses el mismo día antes de retroceder y establecerse en EUR 36,014/MWh.
Por Alex Kimani para Oilprice.com
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