Petróleo iraní en el mercado. La calidad del petróleo iraní. ¿Dónde suministra petróleo Irán?

2024 Autor: Henry Conors | [email protected]. Última modificación: 2024-02-12 06:07

El levantamiento de las sanciones internacionales contra Irán ha añadido otra fuente de suministro de hidrocarburos, cuyos precios ya son bastante bajos. ¿Qué podría significar el petróleo iraní en el mercado para él y para las compañías petroleras internacionales y nacionales que operan en el Medio Oriente?

El potencial de Irán

1976 fue el mejor año para la industria petrolera del país. El petróleo iraní se producía constantemente a 6 millones de barriles por día, y en noviembre de ese año esta cifra alcanzó un nivel sin precedentes de 6,68 millones. En ese momento, solo Arabia Saudita, la Unión Soviética y los Estados Unidos eran grandes productores.

Luego siguió una revolución, y durante los últimos 35 años, el petróleo iraní nunca se ha producido más de dos tercios del pico de mediados de los años 70 (aunque el gas desempeñó el papel principal en esto), a pesar de la hecho de que las reservas de oro negro en el país durante los últimos 15 años han crecido casi un 70%, esto es mucho más alto que sus vecinos durante el mismo período.

Sin embargo, la experiencia de la década de 1970 sigue siendo un poderoso recordatorio de lo queLa industria petrolera de Irán tras el levantamiento de las sanciones.

Medidas efectivas

Las sanciones impuestas por Estados Unidos, la Unión Europea y la ONU desde 2011 han provocado una importante reducción de la producción de petróleo en Irán. No lograron cerrar por completo los mercados mundiales ya que algunos de los principales consumidores (India, China, Japón, Corea del Sur y Turquía) continuaron comprando cantidades significativas de petróleo iraní.

Sin embargo, el impacto de las sanciones ha sido significativo. En particular, las serias restricciones a la importación de tecnología han provocado un deterioro de las condiciones técnicas de las instalaciones de producción, lo que también redujo la calidad del petróleo iraní. Además, la expansión de la prohibición de la UE sobre el seguro de petroleros ha puesto serios límites al potencial de exportación del país, ya que más del 90 % del seguro de la flota mundial de petroleros se rige por la legislación europea.

El resultado final fue una reducción significativa en la producción de hidrocarburos, principalmente debido a paradas no planificadas con una pérdida total del 18 al 20 % de la producción potencial desde la imposición de sanciones en 2011. Las sanciones al petróleo iraní redujeron la producción en 0,8 millones de b/d, una cantidad que ahora se está devolviendo al mercado.

¿Dónde encuentra el petróleo iraní su comprador?

Después de la eliminación de las restricciones en enero, según cifras oficiales, Irán vendió cuatro petroleros (4 millones de barriles) a Europa, incluidos Total de Francia, Cepsa de España y Litasco de Rusia. Esto es equivalente a sólo alrededor de5 días de ventas al nivel anterior a 2012, cuando se enviaron 800 mil barriles por día a compradores europeos. Muchos antiguos grandes clientes, incluidos la anglo-holandesa Shell, la italiana Eni, la griega Hellenic Petroleum y las casas comerciales Vitol, Glencore y Trafigura, están a punto de reanudar sus operaciones. La ausencia de liquidaciones mutuas en dólares y de un mecanismo establecido para vender en otras monedas, así como la renuencia de los bancos a otorgar cartas de crédito, se convirtieron en los principales obstáculos tras el levantamiento de las sanciones.

Al mismo tiempo, algunos antiguos grandes compradores señalan la renuencia de Teherán a relajar sus términos de venta de cuatro años y mostrar una mayor flexibilidad de precios, a pesar de que la oferta supera la demanda y Arabia Saudita, Rusia e Irak se apoderan del mercado europeo de Irán. compartir.

Perspectivas 2016

A medida que se acercaba el levantamiento de las sanciones, el mercado mundial del petróleo se volvió bajista, y los precios cayeron un 25 % entre junio y agosto de 2015. Al mismo tiempo, los futuros de NYMEX continuaron apuntando a una recuperación suave, así como algunos los organismos internacionales pronosticaron en julio y agosto de 2015 que se estabilizarían alrededor de $45-65 por barril, similar al rango de precios entre enero y julio de 2015

La dirección adicional del movimiento del mercado de hidrocarburos depende en gran medida de cuánto y con qué rapidez aumentará la exportación de petróleo iraní después del levantamiento de las sanciones. Hay dos puntos de vista principales con respecto a este aumento potencial.

Por un lado, se estimaSegún la Agencia Internacional de Energía (EIA), Irán tiene un potencial de crecimiento de la producción de unos 800.000 barriles por día, solo superado por Arabia Saudí. Por otro lado, según las previsiones de la EIA, tras el levantamiento de las sanciones a principios de 2016, el suministro de petróleo iraní aumentará en una media de 300 mil barriles diarios al año.

La razón principal de estimaciones tan dispares es que estas últimas dan más peso al impacto de varios años de restricciones en el deterioro de la infraestructura minera de la República Islámica, que ahora necesita algo de tiempo para aumentar la producción. Al final, desde mediados de 2012, debido a cierres no planificados, el petróleo iraní comenzó a producir gradualmente menos de 600 a 800 mil barriles por día.

¿Cuán relevantes son estas estimaciones de producción para el mercado mundial actual del oro negro? Un aumento de 800.000 barriles por día es aproximadamente el 1% del suministro mundial total de petróleo de hoy, lo que puede ser suficiente para provocar cambios bruscos de precios en un entorno altamente competitivo, pero no para saturar el mercado. Más específicamente, en el mediano y largo plazo, los precios de los hidrocarburos tienden a estabilizarse al costo de producir el último barril para satisfacer la demanda. El bajo costo a largo plazo del petróleo inhibe la inversión en el desarrollo de campos más costosos; finalmente, los pozos cierran y el suministro se reduce. Si el precio sube por encima del precio marginal, la nueva inversión trae fuentes de hidrocarburos adicionales y más caras.

En este contexto, en relación concambio en los precios del petróleo en 2014, el mercado actual tiene una curva de costos menos sensible (ya que los desarrollos más costosos ya son rentables). Por lo tanto, una pequeña fuente de suministros más baratos tendrá un impacto mucho menor en el precio que en las duras condiciones de mediados de 2014.

Como resultado, el modelo del mercado petrolero sugiere que Irán debería poder aumentar la producción en 800.000 bpd adicionales en 2016. Es probable que el Brent se mantenga en el rango de $45-$65/bbl en 2016, en línea con el rango de precios que ya se vio a lo largo de 2015.

¿Qué pasará dentro de 3 a 5 años?

A la larga, sin embargo, el impacto del regreso de Irán podría ser más significativo. En los últimos años, hemos sido testigos de una ola de nuevos descubrimientos muy por encima del promedio en el Medio Oriente. El país no puede utilizar plenamente estas reservas debido al acceso limitado al flujo externo de tecnología y experiencia. Como resultado, no sólo ha caído la producción de crudo, sino que el nivel de reservas probadas es el más alto en la historia del país. Al mismo tiempo, los niveles actuales de producción todavía están lejos de alcanzar los niveles de gasto del gobierno.

Esto, junto con el hecho de que Irán (a diferencia de Kuwait, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos) no tiene suficientes fondos de inversión para compensar el déficit presupuestario. Esto significa que se exportará más petróleo iraní, lo que a su vezdependen de la capacidad del estado para utilizar la tecnología y los conocimientos necesarios.

El marco normativo de la República Islámica también plantea un gran desafío para las empresas extranjeras que deseen invertir dinero y conocimientos en el sector energético del país. La constitución iraní prohíbe la propiedad privada o extranjera de los recursos naturales, y los acuerdos de producción compartida están prohibidos por ley. Las IOC y otros inversionistas extranjeros solo pueden participar en la exploración y producción a través de contratos de recompra. Estos contratos son esencialmente equivalentes a los contratos de servicios, que permiten a los inversionistas externos explorar y desarrollar depósitos de hidrocarburos, siempre que, una vez que comience la producción, controlen los retornos a la Compañía Nacional de Petróleo de Irán o una de sus subsidiarias, quienes pueden comprar los derechos a un precio predeterminado. En 2014, el Ministerio de Petróleo de Irán anunció planes para implementar los llamados Contratos Únicos de Petróleo (IPC), que operan como empresas conjuntas o PSA con una duración potencial de 20 a 25 años (el doble de la duración de los contratos de recompra). Si la ley permite este nuevo tipo de acuerdo, el atractivo del país como objetivo de inversión para las IOC y otros actores internacionales aumentará significativamente y conducirá a una aceleración en el desarrollo de las reservas de hidrocarburos.

Perspectivas de inversión de capital

Según algunas estimaciones, las nuevas inversiones podrían aumentar la exploración y producción de petróleo enIrán en un 6% anual durante los próximos cinco años (lo que es consistente con la tasa de crecimiento en Irak en los últimos años), en comparación con un aumento estimado del 1,4% en la producción de petróleo en el Medio Oriente en su conjunto. En este escenario, asumiendo que la demanda sigue siendo la misma, los precios del petróleo pueden variar entre $60-80 por barril para 2020, mientras que en ausencia de estos eventos, en igualdad de condiciones, el costo podría ser un 10-15% superior.

En este rango de precios, es poco probable que la inversión en campos de mayor costo, como esquisto, arenisca o mar adentro, regrese a los niveles anteriores a 2014. Aunque la producción debería continuar mientras los costos de producción de petróleo sigan siendo lo suficientemente bajos como para justificar el costo, el rápido agotamiento de tales fuentes disminuirá su importancia (los pozos de esquisto en particular tienden a producir 80% o más en los primeros 3 a 5 años). En estas condiciones, la entrada de petróleo iraní en el mercado en volúmenes adicionales afectará la producción de esquisto en los Estados Unidos, y algo menos en los campos marinos de América del Norte y del Sur, Asia, África y el Lejano Oriente ruso. Y el rápido agotamiento de los depósitos del Mar del Norte los verá reemplazados por una mayor producción en Irán y potencialmente en otros países como Irak y Libia.

Petróleo iraní y Rusia

La baja calidad del petróleo de los Urales rusos suministrado a los países de Europa del Este está causando una creciente preocupación entre los consumidores, ya que conduce a una caída en la rentabilidad de su refinación y pérdidas financieras. Por lo tanto, el contenido de azufre en el suministro a través del oleoducto Druzhba y a través determinales de petróleo en Primorsk y Ust-Luga supera el 1,5%, y su densidad aumentó a 31⁰ API. Esto no cumple con la especificación de Platt, según la cual el contenido de azufre no debe ser superior al 1,3% y la densidad de grado no debe ser inferior a 32⁰.

Con un mayor deterioro de la calidad de las materias primas rusas, los consumidores en Europa darán preferencia a otras variedades: Kirkuk y Basrah Light o Iran Light. La calidad del petróleo iraní Iran Light es comparable al estándar de los Urales. La densidad de este grado es de 33,1° API y el contenido de azufre no supera el 1,5%.

El levantamiento de las sanciones contra la República Islámica requiere que las compañías petroleras internacionales y nacionales de la región revisen sus planes estratégicos y tengan en cuenta los desafíos y oportunidades de los siguientes escenarios.

Inversión extranjera

El petróleo iraní en el mercado mundial abre una amplia gama de oportunidades potenciales para los IOC y otros inversores extranjeros, especialmente con la aprobación de nuevos contratos IPC. Después de varios años de acceso limitado a tecnología externa y experiencia de la industria extractiva iraní, se necesitará ayuda externa, y el estado de las finanzas del país sugiere que le conviene eliminar todas las barreras para recibir rápidamente esta ayuda.

Además, si bien la minería estará en primer lugar, una situación similar puede desarrollarse con el transporte (oleoductos para exportar volúmenes de producción crecientes), productos químicos (craqueo químico de gas para obtener olefinas para la exportación) y procesamiento (para el reemplazo de equipos para refinacion de petroleo,que no se ha modernizado durante las sanciones).

Antes de que se impusieran las restricciones, Irán era un importante importador de productos derivados del petróleo, por lo que ahora se puede ampliar la capacidad de refinación para satisfacer la demanda local, en parte debido al bajo tipo de cambio del rial, que promueve la sustitución de importaciones.

La producción en Irán e Irak está creciendo, y con la estabilización de la situación política, se planea aumentarla en Libia, lo que probablemente fortalecerá y prolongará el escenario actual de petróleo barato. Hay una serie de estrategias que permitirán a los CON mitigar el impacto de esto.

Exploración y producción

Existen oportunidades para reducir costos y aumentar la eficiencia, en particular en relación con los servicios de yacimientos petrolíferos, los contratistas y otros costos externos. Con los bajos precios de los hidrocarburos, la inversión global en exploración y producción de alto costo se está desacelerando, las empresas de servicios tienen un exceso de capacidad y se vuelven mucho más abiertas a bajar sus tarifas. Además, cuando las materias primas clave, como el mineral de hierro, se cotizan ahora a mínimos históricos, se pueden lograr reducciones de costos significativas a través de la gestión de materiales. Para las NOC de Medio Oriente, cuyas reservas aún son lo suficientemente baratas como para justificar una inversión continua, centrarse en mejorar el suministro representa una oportunidad real para reducir costos significativamente sin atraer inversión de capital real.

Reciclaje

Las materias primas económicas también significan productos procesados baratos. Dado que el gas natural tiende a obtenerse más localmente, el costo de los productos derivados del petróleo se correlaciona con los precios del petróleo crudo.

Esto significa que ante la caída de la demanda, los precios de los productos refinados están cayendo más rápido que los del gas. Al mismo tiempo, si Irán ingresa al mercado con crackers de gas adicionales, que son relativamente fáciles de poner en funcionamiento para aprovechar la creciente producción de gas, esto ejercerá más presión sobre los precios. De hecho, dado que el país no tiene instalaciones de exportación de GNL (y podría llevar años construirlas), las oportunidades para aprovechar el excedente de gas son la construcción de nuevos gasoductos (como el que hoy une Turquía, Armenia y Azerbaiyán), o el gas. Procesando. Irán ya está buscando activamente la última opción, mientras que al mismo tiempo planea gasoductos adicionales para satisfacer las necesidades de materia prima de las nuevas plantas petroquímicas en el oeste del país. Por ejemplo, la construcción del Etileno Oeste de 1.500 km se encuentra en sus etapas finales. Es probable que esto, combinado con los bajos costos operativos de las plantas iraníes, convierta a la República Islámica en el productor con las cotizaciones más bajas de olefinas ligeras.

Esto también significa que el precio combinado de los productos derivados del petróleo ampliará el uso del craqueo catalítico. El regreso de Irán al mercado requerirá una revisión de la rentabilidad relativa de los productos basados en hidrocarburos, yLos países productores de gas del Golfo Pérsico pueden lograr una rentabilidad comparativa de exportar gas en forma de GNL en comparación con su procesamiento en olefinas.

Así como las fracciones baratas son buenas para las galletas saladas, el crudo iraní barato en el mercado es bueno para las refinerías. Esto dará lugar a oportunidades de inversión adicionales en el Golfo Pérsico: ya hay varios proyectos en marcha para aumentar la capacidad (excluyendo la expansión aguas abajo, que podría tener lugar en Irán). Con los IOC en apuros financieros y los independientes en otras partes del mundo que buscan deshacerse de sus propios activos downstream, los NOC en el Medio Oriente tienen la oportunidad de hacer acuerdos atractivos de fusiones y adquisiciones.

El levantamiento de las sanciones contra la República Islámica y el aumento asociado en los suministros de hidrocarburos lleva a la conclusión de que el mundo, como en la década de 1980, se encuentra al comienzo de un período potencialmente prolongado de bajos precios del petróleo. La perspectiva iraní presenta nuevos desafíos y oportunidades, y pertenece a aquellos que incorporarán rápida y efectivamente estas dinámicas cambiantes en sus planes estratégicos.