OPEC Oil Output Cut, a Great Deal or a Great Lie?

After two years of fruitless negotiations, OPEC has finally agreed to reduce the crude oil production. It started last September during an Energy Forum held in Algeria. The Organization made the decision public to limit their output to 32.5 mbpd. For more information about this meeting go to our article OPEC agreement. Is it sufficient? However, the most important step was to decide how much the output limit is for each country.

Firstly, what was the reason which made it possible to reach an agreement for the first time?

In 2014, after a few years with oil prices over $ 100 /bbl (despite declining prices as a result of the entry of unconventional US oil), OPEC decided not to make any changes in their extraction levels. Its strategy was to let the market adjust prices so that only “traditional” extraction sources survived. Over time it has been proven that it was a major mistake to underestimate the potential of shale oil.

The United States began to withdraw stimulus measures (Quantitative Easing) launched in 2012. This measure helped sink the price of oil by the strength of dollar. Since then and on demand side, China has been showing signs of slowing down. Lowering its double-digit growth quotas to the current 7%. The collapse of the Stock Exchange during 2015 was a clear signal of alarm and global slowdown.

Finally, the lifting of international sanctions against Iran, after completing the nuclear deal, led the market to absorb 3 million barrels of supply, turning it into a clear oversupplied scenario.

The result was the sinking of the oil price (Brent reference) below 30 $ / bbl. At which they jumped all alarms and where OPEC members began to reconsider their positions. At that time, the battle for price recovery had to deal with the loss of market share and a changing scenario of the energy model where demand for black gold was lower than initially expected. Again, the forecasts failed.

Since then, bilateral meetings began between the major oil-producing countries. Only a consensual agreement to cut or freeze production could correct the bearish market trend. From the very beginning of the year, the markets were expectant to the next sector meetings:

June Meeting 2016: Appointment of the new secretary of the organization. They failed to reach any agreements on output freezing despite intentions to cut 0,7 million bpd..

September Meeting 2016: Informal meeting at the Energy Forum, where the goal of reducing 1.2 mbpd was made public.

November OPEC Meeting 2016: To establish output cuotas of 1.2 million bpd by countries, with the goal to anticipate the equilibrium between supply & demand awaited for 2017.

December non-OPEC Meeting 2016: Where Russia and other producing countries committed to back up the OPEC, rowing towards the same direction.

May 2017 meeting 2017: review of the cut agreement will be reviewed, as well as a possible extension of the deal for the second half of 2017.

Focusing on the last events, last November the 30th had a rendez-vous 13 OPEC members in Viena and agreed to cut their output by 1,2 million bpd (for the next 6 months) based on October volumes, with direct implementation starting in January 2017. A week later, 11 more countries (non-OPEC members) gathered to withdraw from the markets 558.000 further bpd for the same period.

This means that, a total of 24 producing Nations that represent 60% of the global supply of this raw material, have to make cuts up to 2% of the world supply, capping OPEC’s production in 33,05 mbpd.

Source: own elaboration, Specific cuts per country in thousands bpd.

As it can be seen in the figure above:

  • Arabia will go back to output levels similar to the early stages of this year.
  • For Iran, their output quotas, is stablished right below the 4 million bpd, which is effectively their pre-sanction levels of output.
  • Russia, on their side, increased its output so much halfway through the year that, besides its commitment to cut the output, they will be producing more than they did in 2015.
  • Nigeria and Libya managed to be exempted from the agreement due to political conflicts they suffered throughout the past months which led to restrictions in its supply.
  • On top of that, Indonesia has ceased to its membership to the OPEC.
Source: Bloomberg, OPEC oil production at record high

The main hedgefunds have already updated their forecasts (as well as the Energy Information Association), taking into consideration the agreement to diminish supply for 2017. WTI moved to 49 $/b for the first half of 2017 and 54 $/b for the second, and European reference Brent forecasts were respectively 50S/b and 55$/b .  EIA also updated world demand forecasts due to China’s and Russia’s demand growing in 1,4 million bpd this year and 1,3 million bpd for the next. These are relatively close levels to those of 2015 (1,8 million bpd) and those of 2016 (1,3 million bpd), it must not be forgotten that this happened under a frame of lower prices, and such values are over the historic average per year (1 million bpd).

Source: EIA, Monthly West Texas Intermediate and Brent spot oil prices.

The contango is closely associated with the balance between supply and demand, and indicates that operators expect stock levels to be lower in the year after the agreement.

A Great Deal or a Great Lie?

OPEC has a long history of non-compliance with the agreements. The fact that Nigeria and Libya are exempt from the deal has put pressure on the leader of OPEC, Saudi Arabia. For this reason, the parties in the negotiations also agreed to form a special group, being responsible to monitor the implementation of the agreement, both by OPEC and non-OPEC countries. The group its composed of three OPEC members and two non-OPEC.

Source: Bloomberg,  WTI producers reached highs in six years

It should not be set aside, that US producers with barrels above 50 dollars can afford to restart output investments. In fact, last week we saw an  increase of 21 new oil platforms (Baker Hughes). The increase in platforms is the largest since July 2015. The active platform availability of drilling in the United States is now in 498, +182 more than in May, which was a minimum of several years.

We can conclude that, there are two likely aspects that could undermine the success of the OPEC & non-OPEC agreement. The first is compliance. Indeed, to make the agreement work, depending much on the actions of Saudi Arabia and Russia, as they account for almost half of the combined production cuts planned. In the meantime the Saudis have increased total volumes, but not as much as their competitors, which means that they have lost market share and so far this year, Russia won their position as the leading supplier of China.

Not only is there a risk of non-compliance of many members (due to geopolitical conflicts) but also a response of 40 percent of global production is still awaiting. A time full of uncertainty and makret movements is coming and we will see this in the forward prices.

Sonia Díaz | Energy Consultant

 


ESP: Recortes de producción de la OPEP: ¿ un Gran Acuerdo o una Gran Mentira ?

Después de dos años de negociaciones infructuosas y sin éxito alguno, la OPEP ha acordado finalmente una reducción en la producción de crudo. El primer indicio fue el pasado mes de septiembre, en un foro de la energía celebrado en Argelia donde la organización hizo pública la decisión de limitar su producción a 32,5 mbpd.  En el blog “OPEC agreement. Is it sufficient?” publicado hace unos meses describimos el entorno del acuerdo y sus consecuencias. Sin embargo, faltaba el paso más importante; decidir cuál iba a ser el reparto de las cuotas de recorte por estado.

Antes de nada, ¿cuál ha sido motivo por el que los diferentes países buscaban llegar  a un acuerdo?

A finales del 2014, después de unos años con los precios del petróleo por encima de los 100$/barril y a pesar la caída de precios como consecuencia de la entrada del petróleo no convencional de EEUU, la OPEP decidió no hacer ningún cambio en sus niveles de extracción. Su estrategia fue la de dejar que el mercado ajustara los precios para que solo sobrevivieran las fuentes “tradicionales” de extracción. Con el tiempo se ha demostrado que fue un error mayúsculo subestimar el potencial del shale oil.

A todo ello, Estados Unidos empezó a retirar las medidas de estímulo (Quantitative Easing) puestas en marcha durante el 2012. Esta medida ayudó a hundir el precio del crudo por el fortalecimiento del dólar. Desde entonces y por el lado de la demanda, China ha ido dando señales de ralentización. Bajando sus cuotas de crecimiento del doble dígito al actual 7%. El hundimiento de la Bolsa de Valores durante el 2015 fue una clara señal de alarma de ralentización global.

Finalmente, el levantamiento de las sanciones internacionales contra Irán, tras cumplir con el acuerdo nuclear, llevó a que el mercado de la oferta tuviera que absorber otros 3 millones de barriles de petróleo diarios en un escenario de clara sobreoferta.

El resultado fue el hundimiento del precio del petróleo (referencia Brent) por debajo de los 30 $/b. Momento en el cual saltaron todas las alarmas y en el que los miembros de la OPEP empezaron a reconsiderar sus posiciones. En ese momento, la batalla por la recuperación de precios tuvo que lidiar con la lucha por conservar las cuotas de mercado y un escenario de cambio de modelo energético donde la demanda del oro negro se prevé menor de lo inicialmente esperado. Una vez más las previsiones fallaron.

A partir de entonces, se empezaron a establecer reuniones bilaterales entre los principales países extractores de petróleo. Sólo un acuerdo consensuado de recorte o congelación de producción podría corregir la tendencia bajista de mercado. Desde inicios del año el mercado ha estado muy atento a los encuentros del sector:

Reunión de junio 2016 OPEP: Nombramiento del nuevo secretario de la organización. No lograron alcanzar un acuerdo de congelación a pesar de filtrar la intención de recortar 0,7 mbd.

Reunión de septiembre 2016: Reunión informal en el Foro de la Energía, donde hicieron público el objetivo de reducir 1,2 mbd.

Reunión de noviembre 2016 OPEP: Establecer las cuotas de los 1,2 mbd de recortes por países con el objetivo de adelantar el equilibrio entre la oferta y la demanda esperado para finales del 2017.

Reunión de diciembre 2016 no-OPEP: Donde Rusia y algunos países extractores se comprometen a dar apoyo a la OPEP persiguiendo el mismo objetivo.

Reunión de mayo 2017: Se revisará el andamiento del acuerdo así como una posible continuidad para el segundo semestre 2017.

Centrándonos en los últimos acontecimientos, el pasado 30 de noviembre se reunieron en Viena, trece miembros de la organización y acordaron recortar 1,2 mbd su producción (para los próximos 6 meses) en base a los volúmenes de octubre con aplicación a partir de enero de mercado. Una semana más tarde se reunieron otros once países (no pertenecientes a la OPEP) para acordar retirar del mercado 558.000 barriles diarios adicionales durante el mismo período.

Con lo cual hablamos de un total de 24 naciones productoras que suponen un 60% de la oferta mundial de esta materia prima con el objetivo de realizar reducciones que ascienden a un 2% del suministro mundial, limitando la producción de la OPEP en 33,05 mpd.

Source: own elaboration, Specific cuts per country in thousands bpd.

Como se puede observar en el cuadro anterior:

  • Arabia volverá a producir a niveles de inicios de este año.
  • Por la parte de Irán, su cuota de producción de referencia en base a la cual se miden los recortes, se ha fijado justo por debajo de los 4 mbd, que es efectivamente el nivel previo a la imposición de las sanciones internacionales.
  • Rusia por su parte, ha aumentado tanto su producción desde mitad de año que a pesar del compromiso de recorte, producirán más que en 2015. Por este motivo, los analistas siguen pensando que este recorte se hubiera producido de forma natural.
  • Nigeria y Libia han logrado quedar exentas del acuerdo debido a los conflictos políticos sufridos los últimos meses que han conllevado a restricciones en su suministro.
  • Indonesia además ha dejado de pertenecer a la OPEP.
Source: Bloomberg, OPEC oil production at record high

Los principales fondos de inversión ya han actualizado sus previsiones, así como la EIA (Administración de Información de la Energía) teniendo en cuenta el acuerdo en la restricción de la oferta para el 2017 situando el WTI a 49$/barril para el primer semestre y 54$/barril para segundo, las previsiones para la referencia europea Brent han sido respectivamente 50$/barril, terminando el año a 55$/barril. La misma agencia también ha actualizado la previsión de demanda mundial debido a la demanda de China y Rusia con un crecimiento de la demanda de 1,4 mpd en este año y 1,3 mpd para el 2017. Estos niveles son cercanos a los que ha habido para 2015 con una demanda de 1,8 mbd y 1,3 mbd este 2016, pero no hay que olvidar que el contexto han sido precios bajos y que estos valores están por encima de la media histórica por año ha sido de 1 mpd.

Source: EIA, Monthly West Texas Intermediate and Brent spot oil prices.

El contango está estrechamente asociado con el equilibrio entre oferta y demanda, y su estrechamiento indica que los operadores esperan que los niveles de existencias sean más bajos del año que viene tras el acuerdo.

¿Un Gran Acuerdo o una Gran Mentira?

No obstante, la OPEP tiene una larga historia de incumplimientos en compromisos. El hecho de que Nigeria y Libia estén exentos del trato presionan al líder de la OPEP, Arabia Saudí, para que asuma la mayor parte de las reducciones de la oferta. Por ese motivo, las partes en las negociaciones también acordaron formar un grupo especial encargado de vigilar el cumplimiento del acuerdo, tanto por los países de la OPEP y no OPEP. El grupo estaría integrado por tres miembros de la OPEP y los dos países no OPEP.

Source: Bloomberg,  WTI producers reached highs in six years

No hay que dejar de lado el hecho de que que los productores de Estados Unidos, con costes de producción por debajo de los 55$/barril, se pueden permitir retomar su producción y las inversiones y aumentar su ya creciente número de plantas de extracción. Esto se está traduciendo en que, por ejemplo, la semana pasada han aumentado en 21 las plataformas petroleras. El aumento en las plataformas es el más grande desde julio de 2015. La flota activa de plataformas de perforación en los EE.UU. se encuentra ahora en 498, 182 equipos de los niveles de mayo, que fue un mínimo de varios años. Las recientes elecciones en EEUU y como resultado de la victoria de Trump, enfatiza la voluntad de explotar las fuentes de energía no convencionales como principal política energética.

En pocas palabras, hay varios aspectos que podrían socavar el éxito de la OPEP- no OPEP acuerdo. La primera es el cumplimiento. Ciertamente, para que el acuerdo funcione, dependerá mucho de las acciones de Arabia Saudita y Rusia, ya que representan casi la mitad de los recortes de producción combinados planeados. Mientras que los saudíes han aumentado los volúmenes totales, no han hecho tanto como sus competidores, lo que significa que han perdido cuota de mercado y hasta ahora este año Rusia ha usurpado su posición como el principal proveedor de China.

Ya no son únicamente los riesgos de que los miembros del acuerdo sean capaces de asumir el compromiso, por conflictos geopolíticos, sino que además queda pendiente la respuesta del 40 por ciento de la producción mundial de petróleo no sujeto al acuerdo, los principales productores de oscilación son los perforadores de esquisto de los Estados Unidos, por lo que se acercan unos meses llenos de incertidumbre y movimiento en el mercado y por consecuencia los veremos trasladado en los precios.

Sonia Díaz | Energy Consultant

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