Los menor producción de petróleo pesado está provocando que la diferencia de precio entre este tipo de crudo y el ligero comience a reducirse o incluso a revertirse en algunas zonas concretas. En circunstancias normales, el petróleo pesado presenta importantes descuentos respecto al ligero, mucho más manejable y fácil de convertir en combustibles. Sin embargo, el crudo pesado sigue siendo necesario, y la mayor parte de los recortes de producción están golpeando de lleno a esta clase de petróleo que empieza a escasear en las refinerías de EEUU y Asia, que tienen una parte de sus instalaciones preparadas para procesar este petróleo más tosco.
Una concatenación de factores relacionados con la producción de está materia prima está cambiando la estructura habitual de precios entre petróleos de diferente calidad. La escasez de este tipo de crudo, que se produce sobre todo en Venezuela, en la región canadiense de Alberta y en Arabia Saudí, está poniendo en aprietos a las refinerías de Asia y del Golfo de México. Los problemas en el país caribeño para mantener activa su industria petrolera, las limitaciones técnicas en Alberta y los recortes en Arabia Saudí están provocando cierta escasez de petróleo pesado en localizaciones concretas.
Un buen ejemplo que muestra las diferencias entre estos tipos de crudo es la escasa reacción de los futuros de petróleo ligero (West Texas o Brent) a la crisis cada vez más aguda en Venezuela. Sin embargo, el precio de los barriles de crudo pesado que más se parecen a los producidos en el país latinoamericano se han disparado en los últimos días.
La prima (diferencia de precio con el crudo West Texas) del barril Mars Blend (un crudo pesado y con elevado contenido en azufre producido en EEUU) ha alcanzado máximos de cinco años este jueves frente al West Texas. Este barril es hoy unos 7 dólares más caro que el crudo ligero de referencia en EEUU.
¿Por qué importa el petróleo pesado?
Sería lógico pensar que a falta de crudo pesado se puede optar por el ligero, más sencillo de transformar en combustibles y abundante en este preciso momento. Pero como explicaba este verano Dean Foremen, economista jefe de American Petroleoum Institute (API), el petróleo pesado es idóneo para la fabricación de productos de nicho como químicos, petroquímicos, lubricantes, ceras, alquitrán y ciertos tipos de techos.
Además, muchas refinerías de Occidente están preparadas para tratar el crudo pesado, algo que llevó años de inversión y gasto en maquinaria: "Convertir el crudo pesado en productos de alta calidad requiere un proceso molecular más avanzado que el simple refino o destilación", sostiene Foremen.
Por ello, las refinerías que suelen tratar con este tipo de crudo han realizado importantes inversiones en capital para adecuar una parte de sus instalaciones a este tipo de proceso de conversión. Ahora, esas refinerías en EEUU, Asia o Europa se encuentran con un petróleo pesado que es 'caro' y escaso. Además, muchas refinerías alcanzan su máxima capacidad cuando pueden adquirir la proporción perfecta entre pesado y ligero, algo que ahora no está siendo fácil.
Por ejemplo, la menor producción de petróleo en Alberta ha impulsado los precios locales hasta niveles no vistos en una década, algo similar está ocurriendo con los tipos de crudo 'Árabe Pesado' y 'Petróleo Pesado de Luisiana', señalan desde la agencia Bloomberg. Se espera que los saudíes centren en gran medida la reducción de su producción en el crudo en el pesado, dentro de su esfuerzo por reequilibrar el mercado global.
"Históricamente, cuando los saudíes han reducido la producción, se trata de crudo pesado y mediano", explica John Auers, vicepresidente ejecutivo de la consultora energética Turner Mason en Dallas a Bloomberg.
El 'pesado' importa
Esto significa que el tipo de petróleo que representa más del 10% de los suministros de las refinerías del mundo, que ya escaseaba con el colapso de Venezuela, probablemente será aún más difícil de conseguir. Más de la mitad del crudo pesado del mundo se procesa en EEUU.
En Canadá, los precios del crudo pesado han aumentado desde el mes pasado cuando la primera ministra de la región de Alberta, Rachel Notley, exigió una reducción de la producción de 325.000 barriles por día a partir de enero para aliviar la crisis que sufre la región por la falta de oleodcutos. El crudo pesado extraído en esta región se estaba acumulando en los tanques de almacenamiento por los cuellos de botella que estaban surgiendo en su transporte.
Mientras tanto, el principal productor de la OPEP, Arabia Saudí, redujo sus salidas de crudo en casi 500.000 barriles por día en diciembre y se espera que las exportaciones se desplomen más este mes por el acuerdo de la OPEP y sus aliados para disminuir la producción en 1,2 millones de barriles por día después de que los precios del petróleo colapsaran a finales del año pasado.
En Venezuela, otro productor de crudo pesado, las exportaciones han caído a su nivel más bajo en 28 años en 2018, mientras que el país sigue inmerso en una intensa lucha política dentro de un contexto de colapso económico que golpea a la industria más importante del país. La producción ha caído de 2,5 millones de barriles en 2016 a 1,4 millones de barriles por día según los últimos datos publicados por la OPEP.
"La tendencia general que estamos viendo es que es un mercado estrecho para el crudo pesado", explica Kurt Barrow, vicepresidente de los mercados de petróleo, energía midstream y downstream en IHS Markit.
La revolución del shale y la extracción de petróleo en aguas profundas en Brasil y África occidental, han impulsado una oleada de petróleo ligero, mientras que la oferta de Venezuela ha caído dramáticamente y el crecimiento de Canadá se ha visto obstaculizado por los retrasos en la construcción de nuevos oleoductos.
Las refinerías del Golfo de Estados Unidos no están logrando obtener todo de crudo pesado que quieren por la reducción de la producción venezolana y los problemas en Canadá para aumentar los envíos hacia EEUU a través de oleoductos, la única vía rentable para este tipo de crudo.
