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“Cushing-Oklahoma”

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Nelson Vera - n.vera20@uniandes.edu.co Economista independiente

Cushing-Oklahoma… la frase se volvió un chiste interno en Anif por allá en 2010-2012, cuando algunos investigadores “intensos” tratamos de explicar los crecientes diferenciales-precio Brent-WTI derivados del auge del shale oil en Estados Unidos. En ese entonces discutíamos cómo los excesos de producción en Cushing (sitio de neteo de los contratos de futuros del WTI) estaban algo enfrascados por su menor capacidad de transporte (con salidas solo vía oleoductos-poliductos) relativa al mercado global del mar del norte de Europa-contratos Brent (con la opción teórica de embarque por tanqueros). Recuerdo con cariño nuestros intensos seminarios internos, donde los investigadores sudábamos la gota fría ante la toma de lección de directivas. A todos mis compañeros ex-Anif de los últimos 10 años, les mando un afectuoso abrazo.

En la actual coyuntura de virus, el hub petrolero de Cushing está nuevamente en el centro de la volatilidad del mercado petrolero.

El mercado tiene clara la señal de excesos de oferta históricos, colapsando el precio del petróleo desde niveles US$54/barril-Brent en 2019 (promedio) hacia US$30-US$35 para todo 2020. Los recortes de producción de la Opep+ (con picos de 10 millones bd durante mayo-junio) son insuficientes para contrarrestar el colapso en la demanda (entre 20 y 30 millones bd en los próximos dos meses y probablemente promediando unos 10 millones bd durante todo 2020, según cálculos recientes de la IEA). En otras notas hemos discutido los efectos fiscales para países emergentes (entre ellos Colombia), debiendo enfrentar el doble desafío de lidiar con el Virus y agravantes de colapsos en sus ingresos fiscales-externos.

En esta ocasión quisiera apartarme un poco de esos análisis y centrarme en el llamado posicionamiento financiero del mercado de petróleo y el funcionamiento de las apuestas de los grandes ETFs energéticos. Todo ello estrechamente ligado al expediente de precios negativos en contratos puntuales de futuros del petróleo WTI a inicios de la semana anterior.

En semanas previas a dichos precios negativos, los grandes ETFs de petróleo tuvieron abultados influjos de inversionistas retail, buscando apostarle a la eventual recuperación de los precios del petróleo durante el segundo semestre (en línea con narrativa de reapertura de la economía global después de las cuarentenas). Esos inversionistas probablemente no solo eran excesivamente optimistas sobre la recuperación de la demanda, sino que arriesgaban pérdidas adicionales al ignorar implicaciones idiosincráticas del mercado petrolero. La lógica del ancla del mercado físico (incluyendo el copamiento de la capacidad de almacenamiento), la forma de la curva de futuros y el rolling mensual de las posiciones de ETFs rompen cualquier analogía simple de la inversiones en petróleo vs. activos ordinarios como bonos-acciones.

En la coyuntura actual de una curva de futuros en “Contango” (precios spot inferiores a precios futuros), el mero rebalanceo mensual de las posiciones de ETFs implica vender el spot “barato” y comprar el “futuro” caro (acarreando pérdidas de retornos sustanciales en la actual coyuntura de elevada volatilidad). El tema de los precios negativos del contrato WTI para entrega en mayo tuvo dos elementos centrales: i) colapso en la demanda de ese contrato, en la medida en que los grandes ETFs rebalanceaban posiciones hacia el contrato de junio; y ii) incrementos en oferta, en la medida en que traders se percataban de la imposibilidad de acceso inmediato a tanques de almacenamiento en Cushing (lleno en casi 90% y con el adicional ya reservado).

Este mecanismo no es nuevo, lo conocen los inversionistas especializados (casas de trading y Hedge Funds). El ETF petrolero más grande-USO (US-Oil) históricamente ve duplicar sus Activos bajo Administración (AUM) en coyunturas de bajos precios del petróleo (ocurrió en 2009 y 2015-2016). En la crisis de Lehman, los inversionistas de a pie vieron esfumarse una gran porción de las rentabilidades en el repunte petrolero (pasando de US$30/barril en 2009 a picos US$110 en 2011, en lo peor de la “primavera árabe”). Tampoco ayudan a las rentabilidades de dichos ETFs la predictibilidad en las operaciones de rebalanceos (aprovechando las puntas contrarias los inversionistas especializados).

En resumen, la elevada volatilidad petrolera ha revivido la discusión sobre la pertinencia de posiciones masivas del retail en mercados complejos, con evidentes ventajas comparativas para inversionistas especializados (ver FT-2020, “Mupptes vs. Sharks”). Ahora bien, este caso particular no desdice para nada de las bondades generales de los ETFs en términos de inversiones pasivas a bajo costo, conducentes a la masificación del Mercado de Capitales (y con evidentes sobre-desempeños vs. las inversiones “activas” durante la última década).

La pregunta evidente es si se podrían repetir estos expedientes de precios negativos… Ello dependerá de qué tan fuera de base queden los traders en junio ante la nula capacidad de almacenamiento… USO ya anunció que esparcirá sus rebalanceos en varios días y que migraría parte de su posición hacia madureces más tardías. El mensaje central es que: i) el retail ha resultado algo quemado en esas apuestas; y ii) el mercado petrolero es probablemente la señal más clara de la debilidad de la economía global (vs. el excesivo optimismo de los mercados accionarios, sobre-descontando las buenas noticias de estímulos fiscales-monetarios).

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