Algunos analistas del mundo petrolero sugieren que se podría desatar un alza violenta de los precios del crudo parecida a la de 2022, ocurrida luego de conocido el acuerdo de recortes de la OPEP. Dicha nueva alza surgiría como consecuencia de una reducción significativa en los inventarios estratégicos mundiales y de una menguada capacidad disponible de producción ociosa, supuestamente reinante en la actualidad. 124c70

En cuanto a producción cautiva-disponible con potencial real de impactar los mercados, Arabia Saudita aun retiene una capacidad ociosa de entre 900.000 BPD y 1.100.000 BPD al nivel de producción actual, según se desprende de los datos de oferta disponible.

Por el lado de Rusia el potencial de suministro cautivo podría ser sustancial dadas las limitaciones originadas por las sanciones vigentes desde el inicio del conflicto con Ucrania. Rusia en consecuencia podría ser el verdadero protagonista en cuanto a disponibilidad inmediata, dada su capacidad real de añadir sobre 2.000.000 BPD a su volumetría actual.

Venezuela a pesar de contar con reservas muy superiores a Rusia, tanto de condensados, livianos y medianos [~ 26.000 MMBbls], como de pesado-extrapesado [~ 277.000 MMbls], no goza de capacidad inmediata disponible. Por capacidad se conoce el potencial de producción que una corporación petrolera y gasífera puede desarrollar de forma inmediata con la infraestructura que posee. Nuestros cálculos sugieren que la producción nación cederá de forma sostenida en unos 140.000 a 170.000 BPD en un horizonte de 6 a 12 meses contados a partir de finales de Mayo.

PDVSA aparte de los cuellos de botella que origina una infraestructura sedienta de inversión y pobre mantenimiento, ha perdido piso como suplidor seguro y confiable en los mercados globales, por una nefasta combinación de imagen decadente, interlocutores no entendidos con la materia y operaciones rudimentarias, riesgosas y poco transparentes.

Ahora con la salida de las operadoras transnacionales y la aparente llegada de los contratos de participación compartida [P] con empresas; muchas de ellas sin tradición alguna, desconocidas, e incluso de maletín [Pdvsa firmó acuerdos con petroleras más pequeñas tras salida de Chevron - EL NACIONAL], los escenarios de producción para el resto de 2025 no lucen nada halagadores para nuestro país, considerando la ausente trayectoria de la inmensa mayoría de estas "supuestas empresas", en el ámbito petrolero y gasífero.

Poco se sabe de los P dado que se esconden detrás el velo de la "inconsulta ley antibloqueo". En principio estos contratos permiten operar, producir y comercializar. Un acuerdo donde PDVSA paga con una porción de los crudos producidos, sin exponer capital.

Pero la historia ha demostrado más allá de dudas, que la mayoría, sino todas estas empresas minúsculas o que surgen de la nada, no han abonado producción significativa, sustancial, ni sostenible en el pasado, pero si han sido focos de incremento significativo de los costos de producción, de la corrupción, de entuertos operacionales y de múltiples pasivos ambientales.

Sin duda alguna el mayor de los obstáculos a enfrentar por estas "nuevas P" será su limitada capacidad de inversión y su impericia, particularmente para los activos del Lago. Para aumentar producción por generación [perforación] se requiere de al menos entre 80 y 120 taladros de perforación activos y Venezuela solo cuenta con 3 actualmente.

Estas minúsculas y desconocidas P no poseen capacidad para movilizar tal nivel de equipos, ni generar el nivel de actividad suficiente; ni en el corto, ni en el mediano plazo. Por la vía de operaciones sin taladros [rigless] y otros equipos de intervención menor, apenas podrían reducir parcialmente el impacto de la declinación natural, aunque sin mantener el nivel base de producción, particularmente en la FPO.

Tanto la producción, como las exportaciones sufrirán las consecuencias. Los costos de producción se verán impulsados por la escaza experiencia operacional que posee la mayoría de las P, así como por la naturaleza de las operaciones y una logística complicada por la dispersión geográfica y escasez de bienes y servicios, todos apuntando al alza de costos.

Aunado a lo anterior y en lo que respecta a la comercialización, se suma el componente agregado de una considerable prima de riesgo promovida por las sanciones. Todo ello terminará afectando tanto el diferencial, como el costo final de hacer negocios con nuestros crudos, impactando adversamente tanto el margen de descuentos, como de ganancias.

Por el lado de Estados Unidos la situación tampoco es halagadora dado el elevado costo de producción de sus activos no convencionales. En al menos un 33% de estos el costo de equilibrio supera los $60 pb. Desde finales de 2024 el número de taladros activos ha venido cediendo significativamente, pasando de unos 620 en 2024 a 559 para el mes que transcurre, originando un desplome de unos 210.000 BPD en la producción doméstica.

Basado en lo antes expuesto, la esencia señalada por la EIA que sugiere que las reservas estratégicas de petróleo globales están cerca de mínimos de cinco años podría tener cierto sustento, señalando hacia un mercado ajustado para el resto de 2025 y desafiando la narrativa de un inminente "glut" de oferta de petróleo. Sin embargo, aun los mercados aun no envían señales consistentes que respalden dicha esencia.

Que nos dicen los mercados?

El mercado petrolero actual exhibe un panorama complejo y a la vez dinámico. La realidad indica que ya por entrar la temporada de manejo del hemisferio norte, el efecto de estacionalidad prácticamente no se ha reflejado en el precio del crudo, anunciando un futuro de precios oscuro para finales del tercer trimestre de 2025, con un barril que pudiera bien abatirse hacia los $40, más allá del cierre de mediados de Septiembre.

Si a ello le sumamos la creciente entropía social que se ha desatado dentro de EEUU y las no tan positivas proyecciones de una ralentización profunda en varias de las economías de la órbita OECD para el resto de 2025, sin duda alguna la demanda energética podría verse severamente afectada.

La demanda global de crudo se mantiene en el entorno de los 100 MMBD, pero enfrenta serios desafíos; entre ellos, la debilidad de la economía norteamericana y europea [EEUU+Canada+EU] y aun presente tensión China-EEUU, a pesar del anuncio de un supuesto acuerdo desde la casa blanca aunque a la espera de respuesta de parte de Xi Jinping.
De poco o nada ha servido la estrategia de recortes impulsada desde la OPEP desde finales de 2022, ya que no cumplió con el objetivo de garantizar estabilidad alguna de los precios del crudo. Por el contrario, dicho acuerdo originó una masiva volatilidad para luego ceder con fuerza desde entonces.

La más reciente decisión del cartel de aumentar 411.000 BPD [OPEC+ Ups The Ante Via Another 411,000 Barrels Per Day Oil Output Hike] ha sellado nuestra percepción pasada, de que los días de gloria de la OPEP han terminado. Dicho cartel hoy solo sirve a los intereses de las pocas naciones del golfo pérsico. La afinidad de MBS desde Arabia saudita y los precios del barril de hoy, luego de la explicita solicitud de Trump [Trump Pressures OPEC to Lower Oil Prices, Aims to End Ukraine War | OilPrice.com] a inicios de 2025, así lo demuestran [Einstein Millan Arcia: Venezuela debe desprenderse de la OPEP].

Por lo pronto, nuestra percepción sugiere que la subestimación del potencial actual de suministro de crudo, acoplado a las poco halagadoras proyecciones económicas desde las principales economías del orbe, junto al conflicto China-EEUU, predice una muy posible tendencia de precios hacia abajo para el crudo hacia finales de 2025 [Q3+], complicando el panorama para la colocación de crudos criollos y el rendimiento financiero de PDVSA.