{"id":1092,"date":"2019-02-06T22:47:58","date_gmt":"2019-02-06T22:47:58","guid":{"rendered":"http:\/\/uninomadasur.net\/?p=1092"},"modified":"2019-02-06T22:47:58","modified_gmt":"2019-02-06T22:47:58","slug":"nuevo-orden-energetico-la-volatilidad-incierta-del-mercado-petrolero-durante-el-2019","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/uninomadasur.net\/?p=1092","title":{"rendered":"Nuevo Orden Energ\u00e9tico: la Volatilidad Incierta del Mercado Petrolero durante el 2019"},"content":{"rendered":"

Por Decio Machado (Universidad N\u00f3mada del Sur) \u00a0y Mauro Baquero (Equilicu\u00e1) \/ <\/strong>Ambos investigadores de Prospectiva Ecuador<\/strong><\/p>\n

Una constante en el mercado energ\u00e9tico es el cambio. Las empresas y Estados constantemente tienen que adaptarse principalmente a las variaciones en los precios del petr\u00f3leo, gas natural y sus derivados.\u00a0<\/span><\/p>\n

Previo al 2008, las fluctuaciones del precio del crudo estaban asociadas a los eventos pol\u00edticos de los pa\u00edses miembros de la Organizaci\u00f3n de Pa\u00edses Exportadores de Petr\u00f3leo (OPEP) -ultimo suceso 2011: Primavera \u00c1rabe y amenazas sobre el suministro-. Sin embargo, desde que el barril se ubic\u00f3 por sobre USD 100 en abril del 2008, el precio del oro negro ha sufrido variaciones que para muchos expertos ya no son atribuibles exclusivamente a factores pol\u00edticos que afecten a pa\u00edses del cartel. Desde entonces se ha buscado explicar \u2013con mayor solidez\u2013 que las fluctuaciones y expectativas del crudo tambi\u00e9n tienen que ver con elementos de car\u00e1cter geopolitico, pero tambi\u00e9n con los cambios en los niveles de inventarios reales de petr\u00f3leo de las grandes empresas de la industria de los pa\u00edses miembros de la Organizaci\u00f3n para la Cooperaci\u00f3n y el Desarrollo Econ\u00f3mico (OECD).<\/p>\n

La burbuja especulativa<\/i><\/b><\/p>\n

En mayo de 2008 el barril se ubic\u00f3 en USD 135 debido a cuatro causas: a factores especulativos en los niveles de inventario de las refiner\u00edas estadunidenses en el golfo de M\u00e9xico afectadas por el hurac\u00e1n Katrina, a la debilidad del d\u00f3lar de EE.UU, al acelerado crecimiento de la demanda China e India, y la elevada oferta de petr\u00f3leo de algunos pa\u00edses productores.\u00a0<\/span><\/p>\n

De estas cuatro causas, la m\u00e1s influyente para la Agencia Internacional de Energ\u00eda (AEI) fue el nivel de inventarios estadunidense; el cual se ubic\u00f3 en 993 millones de barriles al d\u00eda (mbd) el 30 de mayo de 2008, y represent\u00f3 una reducci\u00f3n del 3.3% respecto al 29 de junio de 2007 (1,027 mbd el m\u00e1ximo hist\u00f3rico entre 2004-2008). Esta importante reducci\u00f3n motiv\u00f3 a la AEI a iniciar una investigaci\u00f3n ante la posibilidad de que el mundo comenzar\u00e1 a no tener suficiente petr\u00f3leo a partir del a\u00f1o 2012. Dicha investigaci\u00f3n tiene su origen en el viejo debate impulsado en 1956 por el ge\u00f3logo estadounidense Martin King Hubbert, quien hab\u00eda pronosticado el \u201cpeak oil\u201d global para el 2016.<\/p>\n

Los miembros de la OPEP \u2013 mientras tanto \u2013 aseguraron en el mismo mes de mayo 2008 que \u201cno hab\u00eda escasez de petr\u00f3leo en el mercado\u201d, recordando que los inventarios de los pa\u00edses de la OECD cuentan con niveles por encima de la media de los \u00faltimos cinco a\u00f1os. Adem\u00e1s, los miembros del cartel poseen una capacidad de bombeo extraordinaria de 3 millones de barriles diarios (mb\/d) para poner en circulaci\u00f3n en caso de necesidad. Motivo de lo anterior, el grupo pron\u00f3stico para el 2008 un equilibrio entre la oferta y la demanda de petr\u00f3leo, esperando que la demanda China e India compensara la desaceleraci\u00f3n de la econom\u00eda de EE.UU<\/p>\n

Contrastando, la AEI alertaba una posible escasez mientras que la OPEP preve\u00eda un mercado estable con buenas expectativas; todo ello a pesar de las presiones de los pa\u00edses desarrollados por los altos precios en junio de 2008. El cartel no aument\u00f3 su producci\u00f3n de petr\u00f3leo para estabilizar los precios, sosteniendo que el mercado estaba bien abastecido y segaron a los inventarios como la causa especulativa del incremento de precios.\u00a0<\/span><\/p>\n

Mientras los inventarios estadunidenses continuaron reduci\u00e9ndose hasta bordear los niveles m\u00ednimos hist\u00f3ricos de 2004 (932 mbd), la producci\u00f3n mundial super\u00f3 la demanda de crudo en 0.4 mb\/d. Adicionalmente, la ratio de crecimiento de reservas probadas para producci\u00f3n (R\/P), medida por la cual se cuantifica los a\u00f1os de petr\u00f3leo que quedan a futuro se ubicaba en 45.3 a\u00f1os (3.7 a\u00f1os m\u00e1s que en 2007) de acuerdo con la empresa British Petroleum (BP).<\/p>\n

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Estas cifras desestimaban las preocupaciones de la AEI, y lo cierto es que se produjo una burbuja especulativa en torno al inventario estadunidense y la desaceleraci\u00f3n de su econom\u00eda debido a la crisis financiera 2008. De acuerdo con un estudio de Morgan Stanley (enero 2009) la burbuja fue causada porque el petr\u00f3leo se consider\u00f3 con un nuevo activo financiero debido a la interacci\u00f3n del mercado financiero y el de commodities. Tanto inventarios como reservas se consideraron inversiones a futuro con expectativas de mayores alzas en el precio. Esto viabiliz\u00f3 la especulaci\u00f3n produci\u00e9ndose un gran incremento de la demanda por petr\u00f3leo \u2013 lo que sosten\u00eda la preocupaci\u00f3n de la AEI \u2013, y cuando esta demanda alcanz\u00f3 su l\u00edmite se produjo el proceso inverso, es decir estalla la burbuja y por consiguiente el descenso continuado de los precios hasta fines de diciembre 2008.\u00a0<\/span><\/p>\n

Aunque la OPEP estuvo siempre preocupada por la especulaci\u00f3n no fue hasta el desplome del mercado en el ultimo trimestre de 2008 que tom\u00f3 la decisi\u00f3n de recortar en 2.2 mb\/d la producci\u00f3n del petr\u00f3leo. Esto permiti\u00f3, juntamente con inventarios reales cerca de los m\u00ednimos hist\u00f3ricos de 2004, apuntalar los precios del barril al alza y estabilizarlos entre los USD 70 \u2013 80 durante el periodo de 2010 \u2013 2014 de la mano de la reactivaci\u00f3n de las econom\u00edas postcrisis financiera de 2008 y el incesante aumento por parte de las econom\u00edas emergentes lideradas por China.<\/p>\n

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La sobreoferta petrolera<\/i><\/b><\/p>\n

Lo cierto es que los precios altos, desde el shock<\/i> de 2008 hasta el 2014, permiti\u00f3 que se beneficiasen tanto productores convencionales de petr\u00f3leo como de shale oil<\/i>; y aunque existieron preocupaciones por parte de la OPEP en junio de 2011 de que el suministro mundial de crudo comenzar\u00e1 a escasear y que los inventarios se drenar\u00edan -momento en el que el consumo super\u00f3 la producci\u00f3n con una cifra r\u00e9cord de 5.53 mb\/d- la realidad fue distinta.<\/p>\n

El R\/P se ubic\u00f3 en 54.2 a\u00f1os en 2011 frente a los 45.3 a\u00f1os del 2008. Las reservas de inventario estadunidense empezaron a crecer por sobre los 1,000 mbd, mientras Estados Unidos, la Federaci\u00f3n Rusa y Arabia Saudita (quienes consolidan el 40% de la producci\u00f3n mundial) empezaban a incrementar sus niveles de producci\u00f3n.<\/p>\n

Es importante mencionar que hasta el 2013 el shale oil <\/i>estadunidense ten\u00eda costos de producci\u00f3n por sobre los USD 60 el barril. Sin embargo, el gobierno de EE.UU ha logrado paulatinamente reducir estos costos hasta bordear los USD 40 en 2016 dentro de un criterio de autoabastecimiento energ\u00e9tico, reduciendo su demanda por petr\u00f3leo extranjero. Esto llev\u00f3 a los miembros de la OPEP \u2013liderados por Arabia Saudita\u2013 a reestructurar al alza sus cuotas de producci\u00f3n (2014), buscando producir m\u00e1s y bajar el precio del barril, lo cual convert\u00eda en inviable las cuotas de producci\u00f3n alcanzadas por el mercado del shale oil.<\/i><\/p>\n

Sin embargo, esta inyecci\u00f3n de crudo caus\u00f3 un desplome en los precios en diciembre del 2014 fruto de la desaceleraci\u00f3n de la demanda por parte de econom\u00edas emergentes asi\u00e1ticas, y niveles de reservas e inventarios estables con un R\/P de 52.5 a\u00f1os y 1,043 mbd (dentro de los m\u00e1ximos hist\u00f3ricos). Lo anterior viene a demostrar que las preocupaciones respecto a un posible d\u00e9ficit mundial carec\u00edan de fundamento tanto en mayo de 2008 por parte de la AEI, como en junio de 2011 por parte de la OPEP.\u00a0<\/span><\/p>\n

El a\u00f1o 2015 se inaugura con un precio de USD 50 barril, lo que sepulta el debate sobre el \u201cpeak oil\u201d pas\u00e1ndolo a el \u00e1mbito de la sobreoferta de crudo dentro de un mercado marcado por dos elementos: la carrera de producci\u00f3n que tiene lugar desde el a\u00f1o 2009 entre Rusia, Estados Unidos y Arabia Saudita; y la desaceleraci\u00f3n de la econom\u00eda global, la cual vuelve a mostrar indicadores preocupantes ya en el marco de la actual guerra comercial entre EE.UU y China.<\/p>\n

La carrera petrolera geopol\u00edtica de EE.UU y Rusia<\/i><\/b><\/p>\n

Estados Unidos y Rusia mantienen una guerra abierta en la producci\u00f3n de crudo que ha ido escalando a\u00f1o a a\u00f1o, tanto en sus niveles de bombeo como en el \u00e1mbito de su influencia en materia de pol\u00edtica exterior (Ucrania, Siria, Venezuela\u2026).\u00a0<\/span><\/p>\n

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Estados Unidos, desde abril de 2015 bajo la administraci\u00f3n de Obama, inici\u00f3 una estrategia pol\u00edtica \u2013 petrolera en el Caribe que busc\u00f3 quebrar el apoyo de determinados pa\u00edses de la Comunidad del Caribe (CARICOM) hacia Venezuela y consolidar las sanciones estadounidenses al r\u00e9gimen de Nicol\u00e1s Maduro.\u00a0<\/span><\/p>\n

La estrategia impulsada desde la Casa Blanca a trav\u00e9s de la Iniciativa de Seguridad Energ\u00e9tica para el Caribe (CESI) ten\u00eda como objetivo competir con Petrocaribe, organizaci\u00f3n puesta en marcha por los entonces mandatarios Hugo Chavez y Fidel Castro en 2005, y de esta manera reducir la dependencia que las peque\u00f1as islas de la regi\u00f3n caribe\u00f1a tienen del crudo venezolano.\u00a0<\/span><\/p>\n

Sin embargo, desde la llegada de la administraci\u00f3n Trump y la agudizaci\u00f3n de la grave crisis econ\u00f3mica y pol\u00edtica venezolana, los pa\u00edses caribe\u00f1os han visto menguar el apoyo tanto estadounidense como bolivariano. En el marco del actual recorte a programas de ayuda a pa\u00edses extranjeros, Washington redujo a 4.3 millones de d\u00f3lares el monto destinado a potenciar nuevas fuentes de energ\u00eda en el Caribe. En paralelo, las cada vez m\u00e1s reducidas finanzas de PDVSA han obligado al r\u00e9gimen de Maduro a recortar los gastos de la diplomacia petrolera venezolana.\u00a0<\/span><\/p>\n

En cualquier caso, el espacio energ\u00e9tico que antes llenaba Venezuela est\u00e1 siendo ocupado desde 2015 por otros actores como la Organizaci\u00f3n de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNUDI) y Rusia, quien ha realizado varios env\u00edos de combustible a Cuba supliendo suministros que Venezuela no pudo cubrir.<\/p>\n

De esta manera Rusia ha expandido su influencia por el mundo utilizando el petr\u00f3leo como herramienta geopol\u00edtica y desafiando los intereses de Estados Unidos. Sin embargo, es una estrategia que tambi\u00e9n pone en riesgo a la misma Rusia pues presta dinero y hace acuerdos en econom\u00edas turbulentas y climas pol\u00edticos inestables. Un ejemplo de esto es el caso de Venezuela, donde Rusia y sus empresas estatales de petr\u00f3leo ya han prestado e inyectado, desde la llegada del Comandante Hugo Ch\u00e1vez al gobierno, m\u00e1s de 17.000 millones de d\u00f3lares en los \u00faltimos 20 a\u00f1os. Gran parte de los pr\u00e9stamos e inversiones de Rusia se han canalizado a trav\u00e9s de Rosneft, el gigante estatal de petr\u00f3leo y gas dirigido por el aliado de Putin, Igor Sechin, muy conectado con el establishment bolivariano.\u00a0<\/span><\/p>\n

Rosneft, adem\u00e1s de en Venezuela, se ha involucrado en varios pa\u00edses con situaciones pol\u00edticas algo delicadas a nivel internacional. Casos como Cuba, Egipto o Vietnam, entre otros pa\u00edses de importancia estrat\u00e9gica al este del Mediterr\u00e1neo y en \u00c1frica, son claros ejemplo de sus l\u00f3gicas de inversi\u00f3n. Sin ir m\u00e1s lejos, Rosneft est\u00e1 operando e influyendo econ\u00f3mica y pol\u00edticamente en el norte de Irak por medio de grandes transacciones de petr\u00f3leo y gas natural en territorio kurdo<\/a>. Adem\u00e1s, busca competir por el control de los yacimientos petroleros de Ir\u00e1n mientras asistimos a nivel internacional a una escalada de tensiones entre Teher\u00e1n y Washington.<\/p>\n

Dentro de esta contienda geopol\u00edtica se suma la decisi\u00f3n del presidente Donald Trump de retirar las tropas estadounidenses de Siria y Afganist\u00e1n. El vac\u00edo de poder resultante con gobiernos claramente mantenidos con el apoyo externo estadounidense seguramente conducir\u00e1 a una escala de tensi\u00f3n en la zona, incrementado por los intereses geopol\u00edticos israelitas en Oriente Medio. Sin duda, los bloqueos econ\u00f3micos sobre Ir\u00e1n, las amenazas b\u00e9licas sionistas, el conflicto interno en Siria y las agresiones sobre territorio kurdo en distintos pa\u00edses podr\u00edan conllevar que los precios del petr\u00f3leo se disparen, especialmente si Ir\u00e1n procediese con su amenaza de bloquear en alg\u00fan momento el Estrecho de Ormuz.<\/p>\n

Mientras que Rusia lleva mucho dependiendo de Rosneft y Gazprom para financiar sus programas gubernamentales y sociales, los Estados Unidos reestructuran su econom\u00eda buscando impulsar el sector privado y su independencia energ\u00e9tica del cartel de la OPEP y cualquier otra naci\u00f3n que afecte a sus intereses.<\/p>\n

El \u201cshale oil\u201d estadounidense, el rival de la OPEP+<\/i><\/b><\/p>\n

A esta carrera se suma el reimpulso a los proyectos de shale oil<\/i> apoyados principalmente por el gobierno de Donald Trump, lo cual ha frenado las pretensiones de la OPEP de impulsar un alza de los precios. El shale oil<\/i> estadounidense \u2013 en t\u00e9rminos de producci\u00f3n \u2013 ha aplastado las expectativas del mercado, ubicando al gigante norteamericano en el primer lugar a nivel mundial en 2018 con casi 12 mb\/d.<\/p>\n

El shale oil <\/i>estadounidense ya no es tan costoso como hace cinco a\u00f1os. En 2018 represent\u00f3 alrededor del 60% de la producci\u00f3n total de EE.UU con un costo de producci\u00f3n por barril entre USD 43 \u2013 48 de acuerdo con la empresa noruega Rystad Energy. Esto ha permitido: mantener precios bajos en sus derivados de petr\u00f3leo para el consumo impulsando la industria refinadora de EEUU, aunque los m\u00e1rgenes de ganancia en la venta del shale <\/i>no poseen los mismos niveles de beneficio como hasta el 2014. Las empresas aun se benefician al incrementar sus niveles de inventarios con petr\u00f3leo importado (como el venezolano) a bajo precio y posteriormente venderlo en el mercado de futuros.<\/p>\n

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Sin embargo, esta estrategia del gobierno de Trump ha llegado a su punto m\u00e1ximo. Seg\u00fan la empresa texana Anadarko y la anglo-neerlandesa Royal Dutch Shell, despu\u00e9s de a\u00f1os de inversiones en shale <\/i>es momento de congelar o recortar presupuestos y transferir las ganancias a los inversores. La raz\u00f3n principal es que recortar los costos de producci\u00f3n del shale <\/i>requieren una nueva inversi\u00f3n que tomar\u00eda entre 12 a 18 meses ver a sus beneficios. Este periodo de tiempo para muchos inversores no es atractivo, pues implica esperar y genera dudas tomando en cuenta la guerra de precios entre la OPEP y productores de shale <\/i>que sucedi\u00f3 entre 2014-2016.<\/p>\n

Fruto de lo anterior, la OPEP y Rusia acordaron una reducci\u00f3n de la producci\u00f3n petrolera de 1.2 mb\/d desde enero de 2019 por seis meses, buscando hacer sufrir a la industria del shale<\/i> con un periodo de bajos ingresos, al reducir sus ganancias por ventas de petr\u00f3leo importado en el mercado de futuros durante el primer semestre.<\/p>\n

Aunque muchos analistas piensan que disminuir la producci\u00f3n de los pa\u00edses de la OPEP+ (incluye Rusia) es suficiente para aumentar los precios en el corto plazo; para otros como es el caso de Forbes en enero 2019, opinan que el shale<\/i> va a crecer a un ritmo exorbitante benefici\u00e1ndose del recorte de la OPEP+ en el corto plazo con precios altos como entre 2008-2014, lo que permitir\u00e1 una nueva reducci\u00f3n de sus costos de producci\u00f3n en el mediano plazo. <\/i>Lo anterior iniciar\u00eda nuevamente una guerra de precios entre el shale oil <\/i>y la OPEP, que para Arabia Saudita y Rusia ser\u00eda una ronda interminable de recortes en sus cuotas, mientras la producci\u00f3n crece fuera de su control a un ritmo mayor del que crece la demanda global por petr\u00f3leo.<\/p>\n

Morgan Stanley y Goldman Sachs (enero 2019) estiman que de mantenerse los niveles de producci\u00f3n de shale oi<\/i>l es poco probable que los precios en el 2019 lleguen a niveles de USD 70 por barril (escenario no deseado para los miembros de la OPEP). Aunque habr\u00e1 que esperar a finales del primer semestre del a\u00f1o y ver si EEUU endurece las sanciones contra Ir\u00e1n, si la OPEP+ realiza una extensi\u00f3n a su acuerdo temporal o si los Estados Unidos excede la capacidad productiva saud\u00ed (infraestructura industrial de explotaci\u00f3n petrolera).<\/p>\n

La situaci\u00f3n ideal para la mayor\u00eda de los miembros de la OPEP es un precio estable de mercado en el rango de USD 70 \u2013 USD 90 el barril. Esto implica la posibilidad cubrir las obligaciones fiscales nacionales, pero no tan alto como para estimular la inversi\u00f3n en fuentes de combustible y tecnolog\u00edas que compiten entre s\u00ed, especialmente los renovables y los autom\u00f3viles el\u00e9ctricos de acuerdo con British Petroleum. Sin embargo, durante el a\u00f1o pasado las sanciones a Ir\u00e1n, la crisis econ\u00f3mica de Venezuela y la repentina salida de Qatar de la OPEP han servido para socavar la capacidad de fijaci\u00f3n de precios del cartel.<\/p>\n

La OPEP+, que representa el 55% de la producci\u00f3n mundial de petr\u00f3leo, ha tenido dificultades para cumplir con sus responsabilidades como \u201cestabilizador de mercado\u201d. Arabia Saudita en particular, siendo el productor mundial de \u201cswing\u201d, es quien puede aumentar o disminuir el suministro con costos m\u00ednimos de producci\u00f3n, pero no ha logrado implementar los recortes necesarios para mantener el petr\u00f3leo alrededor de USD 70 barril desde el 2015.<\/p>\n

Si bien Arabia Saudita est\u00e1 decidida a proteger sus aspiraciones de precios al realizar recortes sustanciales de producci\u00f3n, no hay claridad respecto a sus aliados en el \u00e1mbito pol\u00edtico y productivo. A nivel pol\u00edtico, la OPEP eximi\u00f3 a Venezuela, Libia e Ir\u00e1n de realizar recortes de producci\u00f3n dentro del acuerdo de Viena en diciembre 2018. La decisi\u00f3n en el caso de Venezuela y Libia obedece a los problemas que ambos pa\u00edses atraviesan para mantener sus niveles de producci\u00f3n. En cuanto a Ir\u00e1n, la exclusi\u00f3n se da por el peso de las sanciones ya impuestas por Estados Unidos para obligarla a frenar sus supuestos programas nucleares y de misiles, as\u00ed como su apoyo a determinadas facciones pol\u00edticas en Yemen, L\u00edbano y otros territorios del Medio Oriente.\u00a0<\/span><\/p>\n

En el \u00e1mbito productivo los socios no OPEP \u2013principalmente Rusia y M\u00e9xico\u2013 muestran poca claridad respecto a su posici\u00f3n productiva. Los datos muestran que en el caso de Rusia se aument\u00f3 la producci\u00f3n de petr\u00f3leo en diciembre a un r\u00e9cord cercano a los 11.5 mb \/ d, y no est\u00e1 claro ni cu\u00e1ndo ni cu\u00e1nto se reducir\u00e1.<\/p>\n

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En este contexto, el 2019 arranca con tres macro productores (Estados Unidos, Arabia Saudita y Rusia) con una oferta que se reajustar\u00e1 de manera gradual debido a que la demanda est\u00e1 afectada por un esquema mixto: los consumidores esperan que se mantenga la ca\u00edda de los precios del cuarto trimestre del 2018 y la econom\u00eda global vuelve a mostrar claros signos de desaceleraci\u00f3n.<\/p>\n

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Arrancamos el a\u00f1o 2019 con un mercado con exceso de oferta petrol\u00edfera. El 2018 cerr\u00f3 con una producci\u00f3n de 100.87 mb\/d y los niveles de inventario mundial\u00a0 <\/span>se ubicaron en 3,948 mbd (segun la AEI) que se ve agravado por la desaceleraci\u00f3n econ\u00f3mica y el riesgo de una recesi\u00f3n mundial. Las importaciones de China e India no han sido suficientes para compensar la ca\u00edda del consumo en otras econom\u00edas emergentes, esto implica que a\u00fan m\u00e1s presi\u00f3n a la baja sobre los precios. Lo \u00fanico que puede aliviar un poco est\u00e1s tensiones es la firma de un acuerdo entre EEUU y China que ponga fin a la guerra de aranceles, lo que permitir\u00eda suavizar las alertas sobre el grado de desaceleraci\u00f3n de la econom\u00eda y, por extensi\u00f3n, sobre su impacto en las cifras de demanda de crudo. Se estima que en 2018 el consumo de petr\u00f3leo cerr\u00f3 en 100 mb\/d de acuerdo con la OPEP, y que el crecimiento de la demanda en el 2019 ser\u00e1 \u2013 seg\u00fan la AEI \u2013 ligeramente mayor a 1.4 mb\/d, principalmente debido a que se presume que los precios promedio estar\u00e1n por debajo de los niveles del a\u00f1o anterior.\u00a0<\/span><\/p>\n

Mientras tanto, los refinadores se enfrentan a un a\u00f1o dif\u00edcil. La capacidad de procesamiento aumentar\u00e1 en 2.6 mb\/d, el mayor crecimiento de las \u00faltimas cuatro d\u00e9cadas, mientras que los m\u00e1rgenes ya est\u00e1n presionados por este supuesto exceso de oferta ante una d\u00e9bil demanda.\u00a0<\/span><\/p>\n

Los cambios en las regulaciones de combustibles marinos con los que proceder\u00e1 la Organizaci\u00f3n Mar\u00edtima Internacional en 2020, el cual limitar\u00e1 a un 0.5% la presencia de azufre en los combustibles marinos (actualmente se limita a 4.5%) son otro gran problema para algunas compa\u00f1\u00edas que refinan principalmente crudos pesados que tienen normalmente un alto contenido de azufre. Estas compa\u00f1\u00edas refinadoras y productoras deber\u00e1n encontrar puntos de venta para el combustible no deseado con alto contenido de azufre y para el crudo deseado.<\/p>\n

Para todos los players de la industria -en sentido ascendente y descendente- se prev\u00e9 un a\u00f1o 2019 duro y de reacoplamiento de la industria para el siguiente ejercicio.\u00a0<\/span><\/p>\n

En conclusi\u00f3n, el mercado del crudo se consolida con tres eventos para el 2019:<\/p>\n