n el largo fin de semana que corrió del 11 al 13 de abril, en el fragor de la pandemia del Covid-19, los exportadores de petróleo asociados en la OPEP y una decena de exportadores no-OPEP –un ‘no-grupo’ que a partir de 2016 se ha sumado a las acciones de estabilización del mercado y los precios del crudo– alcanzaron el más ambicioso de sus entendimientos de control de oferta, forzados por la caída espectacular de las cotizaciones en el último trimestre. Ésta reflejó, a su vez, el desplome de la demanda mundial del energético que ha seguido a las muy extendidas acciones nacionales de confinamiento, el elemento común de los esfuerzos para contener la pandemia. Estas acciones incluyeron el cierre temporal de actividades productivas, comerciales y servicios de distribución y transporte. También deliberaron, por su parte, los ministros de energía del G20. Además, se produjo la abrupta irrupción de Trump –ahora, se dijo, para facilitar el acuerdo de los productores– único aspecto en realidad novedoso de lo ocurrido.

La cooperación de la OPEP con exportadores ajenos a ella se gestó en octubre de 2016, en consultas informales entre cinco socios (Argelia, Catar, Emiratos Árabes Unidos, Gabón y Venezuela) y dos no miembros (Federación Rusa y México). Se orientaron a restablecer las acciones de control de oferta como principal instrumento de estabilización del mercado y de los precios internacionales del crudo. En enero de 2017, 24 exportadores convinieron una reducción conjunta, por seis meses, de 1.8 millones de barriles diarios (mbd) –OPEP, 1.2 y no-OPEP, 0.6–. Acordaron después, en sucesivas conferencias ministeriales, extenderla hasta finales de 2018, cuando decidieron acotarla a sólo 1.2 mbd (OPEP, 0.8 y no-OPEP, 0.4). Un año más tarde, en su séptima conferencia, volvieron a ampliarla en 0.5 mbd hasta 1.7 millones. El reciente acuerdo de 12 de abril –calificado de inédito por algunos comentaristas– tiene importantes precedentes que conviene no olvidar.

Para cumplr sus compromisos, desde 2017 la mayoría de los países OPEP y no-OPEP efectuaron reducciones voluntarias a su volumen de producción; algunos más, en especial Arabia Saudita y Kuwait, hicieron recortes por encima de los montos comprometidos; otros, México en especial, no afectaron su producción, sino que contabilizaron la declinación administrada de algunos de sus campos, derivada del agotamiento natural (o artificial, por sobrexplotación o técnicas inadecuadas de recuperación secundaria) de sus yacimientos.

Ante el deterioro de los precios y de la perspectiva del mercado en el primer bimestre de 2020, los países de la OPEP celebraron una conferencia extraordinaria el pasado 5 de marzo. Constataron que el alza de la demanda mundial de crudo esperada en 2020 (estimada en 1.1 mbd en diciembre pasado y en apenas 0.4 mbd en febrero), difícilmente se materializaría, por lo que resultaba necesario profundizar el recorte de producción en 1.5 mbd (OPEP, 1 y no-OPEP, 0.5). La Agencia Internacional de Energía, menos optimista, pronosticó enmarzo pasado una caída de 1.1 mbden esa demanda. Los niveles de producción acordados en diciembre de 2019 resultaban claramente insostenibles si se deseaba apoyar los precios y estabilizar el mercado.

Presidido este año por Arabia Saudita, el G20 celebró una reunión virtual de sus ministros de Energía en la que brindó apoyo indirecto a las acciones de la OPEP+. Declaró que el G20 se obligaba a tomar de inmediato todas las medidas necesarias para asegurar la estabilidad del mercado de energía y reconocíael compromiso de algunos productores con ese objetivo.

En este entorno, la novena conferencia extraordinaria OPEP/no-OPEP concluyó el 9 de abril con el acuerdo de tres recortes de producción: a) por 10 mbd en el bimestre mayo-junio; b) por 8 mbd en el semestre julio-diciembre, y c) por 6 mbd en el lapso de enero de 2021 a abril de 2022. Los recortes se calcularían sobre la producción de octubre de 2018, excepto para Arabia Saudita y Rusia que partirían de una línea-base de 11 mbd. El acuerdo se revisaría en diciembre de 2021. Se advirtió que el mismo quedaba condicionado al consentimiento de México.

Éste se obtuvo tres días después. El 12 de abril se anunció que los recortes acordados por todos se ajustarían: a) a 9.7 mbd en mayo-junio; b) a 7.7 mbd en julio-diciembre, y c) a 5.8 mbd en enero de 2021 a abril de 2022. Se aceptó que la reducción de la producción de México, calculada inicialmente en 400 mil barriles diarios, se limitara, como el país había propuesto, a 100 mbd en mayo-junio.

En algún momento de la negociación del recorte de producción de México se registró la irrupción de Trump. Ofreció, para facilitar el acuerdo, una reducción en la producción estadunidense equivalente al monto no aceptado por México. Sin embargo, el comunicado final de la décima conferencia OPEP y no-OPEP de 12 de abril no menciona o reconoce tal oferta, quizá por razones protocolares.

Los entretelones de la irrupción de Trump en este proceso negociador y los efectos del acuerdo sobre el mercado y los precios se examinarán en el siguiente artículo, el 30 de abril.