Los flujos internacionales de crudo han cambiado drásticamente producto de los recientes acontecimientos mundiales, según se comentó en un podcast publicado por Argus.
El conflicto Rusia – Ucrania continúa afectando el transporte de barriles en términos globales; el West Texas intermediate(WTI) entró al marcador Dated Brent (en mayo), influyendo las decisiones sobre si enviarlo o no a Europa en vez de China o India; las exportaciones de EE.UU. alcanzaron récord en 2023, enviando casi 4,2 millones de barriles por día; la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció que cerca de 700.000 barriles por día serán recortados en el primer trimestre del 2024; por último, la producción en Argentina va aumento, y en 2023 el crudo que se transportaba por un oleoducto a Chile, podría comenzar a ser enviada en 2024 mediante buques.
Producción argentina aumentará demanda de tanqueros
De acuerdo con Gustavo Vásquez, editor gerente de crudo y LPG para las Américas de Argus Media, en 2023 Argentina comenzó a enviar su producción de crudo hacia a través de un oleoducto, que no se utilizó por años. “Lo que se espera es que cuando se llene ese oleoducto y no tenga más capacidad, la producción seguirá incrementándose, entonces, para enviar los barriles se necesitará transportar por mar. Eso creará demanda para tanqueros y esos barriles podrán ir a otros lados del mundo, no solo a Chile”, dijo Vásquez.
En esa línea, cuando se habla de demanda, la gran incertidumbre, según dice Vásquez, es ¿qué va a pasar en Chile?. “En diciembre del 2023 la demanda en Chile no fue buena, porque las refinerías no estaban tomando tanto crudo ya que había mucho producto refinado en China. Esto no durará por siempre, cambiará. Sin embargo, esto puede tener efecto contrario, la falta de demanda de China puede presionara la baja a los precios”.
Otras incidencias que afectarán al mercado
Una de las incidencias que cambiará el flujo internacional del crudo es la expansión del oleoducto de de Trans Mountain (TMX) en Canadá, que tendrá una capacidad de casi 600.000 barriles/día y va a movilizar el crudo hasta la costa oeste de Canadá para exportarlo directamente. “Ese proyecto ha sido complicado y costoso, y todavía no está seguro cuándo va a comenzar.
Las proyecciones decían que sería en abril del 2024, pero se anunció un retraso de 60 días porque no obtuvieron un permiso. Sin embargo, eso vendrá en un momento, y afectará muchos mercados, entre ellos, al latinoamericano, porque el crudo canadiense es el mismo que produce la región, por lo que se creará una competencia”, explicó Vásquez.
También habrá mayor suministro saliendo de Venezuela, y, según explica, esto hará que aumente la competencia con Colombia, Ecuador, etc. “Por último el WTI seguirá moviéndose a Europa. De momento estamos viendo como 1,2 millones de barriles WTI que van a Europa cada día. Se proyecta un incremento en ese sentido”, acotó Vásquez.
Posible aumento de costos de los fletes
La discusión de contratos ahora se está centrando mayormente alrededor de un tamaño de tanquero específico que es el Aframax, el cual se suele utilizar en rutas relativamente cortas. “Argentina, Venezuela, el proyecto TMX necesitan de estos buques. Y cuando el WTI se mueva a Europa, una de las condiciones fue que se debe vender en tamaño Aframax”.
En esa línea, el especialista dice que el gran problema es que la flota no crecerá en al menos tres años. “Si tenemos una demanda que está aumentando, pero no tenemos suministro adicional de tanqueros, esto se reflejará en una sola forma: el costo de los fletes será alto en el 2024. Esto también puede afectar el costo de flete para otras clases de tanqueros como los VLCC”.
