Demasiado poco... demasiado tarde para un petróleo hundido

MADRID. La OPEP+ tardó mucho en abandonar sus tácticas de exceso de oferta cuando llegaron a un acuerdo la semana pasada. Como resultado, no pudieron evitar que el mercado se acercara a la capacidad máxima de almacenamiento. Esto es especialmente cierto para el mercado de Estados Unidos, ya que los productores de petróleo de esquisto de Estados Unidos no están llevando a cabo ningún recorte de la producción. 

Los inventarios de crudo de EE UU mostraron el mayor incremento semanal de su historia (19 millones de barriles) la semana pasada, aunque el número de plataformas de perforación en Estados Unidos sigue cayendo. Esto ha llevado a una presión de venta masiva en el contrato del petróleo West Texas (WTI) -la referencia norteamericana- de mayo, el cual se comercia masivamente y que expirará este martes. 

Todos los inversores que no quieren entrega física están buscando compradores ya que necesitan renovar su posición. Sin embargo, nadie quiere la entrega física del crudo simplemente porque no saben dónde ponerlo. Mientras el almacenamiento siga aumentando la presión negativa en los contratos de petróleo con fecha de vencimiento sigue siendo.

El Brent -la referencia de crudo europea- está menos sometido a presión, ya que su contrato no expira hoy y porque el almacenamiento es más accesible en forma de almacenamiento flotante ( buques). Sin embargo, el futuro del Brent más cercano expirará el 30 de abril y es probable que sienta cierta presión de venta, sin embargo, en menor medida que el WTI. 

En general, los recortes de la OPEP están más orientados hacia el Brent, mientras que los productores de esquisto de los Estados Unidos no pueden acordar fácilmente recortes coordinados de la producción. Esto se debe a que la industria del esquisto de los EE UU no es de propiedad estatal y está compuesta por muchas empresas privadas. Cualquier recorte de producción americana es un recorte forzoso debido a los bajos precios del petróleo y a las limitadas capacidades de almacenamiento.

A pesar de la caída de los precios al contado, el alza de contratos de petróleo con vencimientos más largos sigue vigente, ya que depende de factores de demanda y oferta a más largo plazo. La demanda volverá a aumentar a finales de 2020 y la oferta disminuirá, ya que muchos productores tendrán que reducir su producción una vez que se alcance el máximo de almacenamiento en su región. Un colapso de los precios en la parte corta de la curva ahora acelerará la recuperación a largo plazo de los precios del petróleo porque los productores se verán obligados a recortar. 

Ir a corto

El posicionamiento en la curva de carry puede ayudar a los inversores a capear estos mercados. Esto significa ir a corto en el extremo delantero de la curva de futuros y a largo en el extremo largo. Por ejemplo, el contrato de petróleo de diciembre del 21 tocó su punto más bajo a mediados de marzo y ha ganado más del 10% desde entonces, mientras que el front contract (contrato del mes siguiente)  siguió perdiendo dinero.

Dado que la curva de futuros de petróleo del WTI ha tomado una forma extrema de contango en la parte delantera de la curva, una inversión en ETFs alberga actualmente altos riesgos para los inversores que podrían verse tentados a invertir pasivamente en el petróleo debido a los precios ultra bajos. Las pérdidas se producen cuando los grandes seguidores de los índices deben renovar su exposición al contado al vencimiento del contrato, ya que están expuestos a rendimientos negativos. Por el contrario, los fondos que ofrecen exposición a petróleo con fechas más largas ofrecen una menor volatilidad y rendimientos más atractivos.

Michel Salden es director de materias primas de Vontobel Asset Management