¿Qué pasa con los precios del petróleo? (parte 4 de 5)  

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Por Joaquín Marcano

Esta es la continuación de una serie de artículos. Lea primero la parte 1, la parte 2 y la parte 3 para obtener una imagen completa.

En esta serie de cinco partes, he explorado todo lo que ha estado sucediendo con el petróleo durante los últimos meses. Cubrirá temas como una breve historia del petróleo y la dinámica geopolítica; guerras de precios, el COVID-19 y los efectos en los mercados globales; futuros de petróleo, fallas técnicas y el papel de los ETF; y posibles perspectivas futuras de lo que vendrá con respecto al petróleo.

Para aquellos que tienen una agenda muy apretada, aquí está el TL; DR

  • No fue «todo el petróleo» lo que salió negativo, fue solo el WTI el que se volvió loco durante los tiempos alrededor de la ventana de liquidación.
  • Los contratos de futuro tienen muchos matices y peculiaridades que dificultan su regulación y, por tanto, en ocasiones pueden actuar de forma muy diferente entre sí. Esto hace que sea más difícil de administrar y aumenta su riesgo. Hacer caso omiso de este riesgo inherente es una de las razones por las que el WTI colapsó el 20 de abril de 2020.

Para todos los «comerciantes» que existen, si quieren invertir en petróleo o comerciar con él, ¡hágalo en algo que comprendan! … o compre a ciegas acciones de centavo relacionadas con el petróleo (como OAS, probablemente haya oído hablar de esto «gran oportunidad» de su primo «que invierte»). Y use su aplicación de corredor en línea que le brinda apalancamiento gratuito. No, claro, seguro que no hay riesgo en eso … (Descargo de responsabilidad: NO soy su asesor financiero).

Anteriormente en la Parte 3: (B) Punto de lubricación

Hablamos sobre la caída repentina y masiva de la demanda de petróleo y productos relacionados con el petróleo junto con un ligero aumento en la oferta y cómo eso creó un exceso en los inventarios que tomaría años para volver a los niveles normales.

También discutimos la difícil negociación que tuvo que atravesar la OPEP + para tratar de controlar la sobreproducción.

Rápidamente mencionamos cómo los productores de petróleo se verán afectados por esta situación del mercado, especialmente las pequeñas empresas de servicios, y cómo se beneficiarán los importadores netos de petróleo y las empresas de almacenamiento de petróleo.

Y dejamos las cosas como estábamos a punto de explorar el impacto del mercado de futuros.

Pero antes de comenzar con la Parte 4, solo tengo que informarles sobre lo que ha estado sucediendo con el acuerdo OPEP + …

Entonces, el segundo productor más grande de la OPEP, Irak, que también resulta ser el miembro menos obediente de la OPEP +, casi arruina la reunión del pacto de la semana pasada (junto con Nigeria para ser justos) …

Lo que pasa es que Arabia Saudita y Rusia insistieron en que el La OPEP + ampliaría el nivel actual de recortes en un mes solo si los rezagados en el cumplimiento aseguraran el cumplimiento excesivo en el futuro para compensar el incumplimiento de sus cuotas hasta ahora.

Esta extensión probablemente no ocurrirá, incluso cuando Irak dijo que cumplirían (para ser justos con Irak, la causa más probable de su actual incumplimiento es su excesiva dependencia de las compañías petroleras internacionales, la mayoría de las cuales operan en el región autónoma de Kurdistán, junto con el clima político inestable en el país en este momento).

En cualquier caso, los saudíes ya declararon que los recortes de bonificación que hicieron además de la cuota de junio se detendrían en julio debido a la «demanda que regresa» y, como tal, están aumentando sus precios para desincentivar las compras para el almacenamiento.

Algunos tienen que decirles a los saudíes que incluso con los recortes y el aumento masivo de la demanda de China, todavía estamos acumulando inventarios, por lo que todos nos beneficiaríamos de más recortes … Además, cualquier aumento real de la demanda sería absorbido por los «productos» (gasolina , diesel, etc.) que también cuentan con inventarios masivos para llenar ese vacío… Veremos qué sale del comité de seguimiento de cumplimiento y cuotas que se reunirá el 18 de junio.

Bien, ahora podemos empezar … y perdón por el retraso.

Parte 4: La renta (B) era demasiado alta

Finalmente llegamos a la persecución. El 20 de abril de 2020, el precio del petróleo crudo West Texas Intermediate o WTI (un grado específico o una mezcla de petróleo crudo, considérelo como una “marca” de petróleo) cotizó en negativo por primera vez.

Si estaba prestando atención, la caída (y la posterior recuperación) del precio del petróleo crudo WTI pareció ocurrir en un abrir y cerrar de ojos.

Pero por más repentino que fuera el declive del día, tardaron semanas (si no meses) en prepararse.

La pandemia había reducido la demanda de combustible en aproximadamente un 30% y, durante varias semanas, la oferta de petróleo siguió aumentando.

En Cushing, Oklahoma, la instalación de almacenamiento encargada de almacenar WTI ya estaba al 70% la semana pasada, y la mayor parte del 30% restante ya estaba “solicitada”.

Además, no es un secreto para nadie que el contrato de petróleo crudo WTI de mayo de 2020 expiró el 21 de abril …

Sigues diciendo WTI … ¿eso significa que no fue «todo el petróleo» lo que cotizó en negativo?

Bueno no. Pero también, sí … Déjame explicarte. El día en que el WTI cotizó en negativo y se conformó con – $ 37,63, Brent se conformó con $ 26,21 USD al mismo tiempo, por una diferencia de $ 63,84.

Este es el diferencial más grande entre los dos principales puntos de referencia mundiales para los precios del petróleo.

Y, solo como recordatorio, Brent (otra «marca» similar de petróleo crudo) cotizó brevemente por encima de los 70 dólares a principios de año.

Cualquier discrepancia importante en la forma en que se liquida el precio del petróleo puede tener enormes consecuencias en todo el mundo.

Los países productores de petróleo suelen vender una parte de su crudo utilizando precios negociados de forma independiente con los compradores mediante contratos a largo plazo (o incluso contratos a plazo) y la otra parte se liquidaría utilizando el precio al contado de uno de los puntos de referencia conocidos (como WTI o Brent).

Entonces, ¿qué pasaría si uno de estos puntos de referencia fuera negativo y obligara a algunos de estos países a liquidar una parte de sus contratos petroleros a un precio negativo?

Por ejemplo, las calidades mexicanas y ecuatorianas, que están indexadas al WTI, cerraron a precios negativos ese accidentado lunes… y no tuvo nada que ver con la oferta, la demanda o incluso el almacenamiento.

Por el contrario, los crudos de Colombia y Brasil se mantuvieron positivos, ya que están indexados al Brent. O incluso Venezuela, que ya se había alejado del WTI indexando su crudo a una canasta de los grados WTC-MRS, Brent y Medio Oriente.

Algunos vendedores han adoptado recientemente cláusulas que dicen que los precios pagados no pueden ser menos de 10 centavos por barril, pero otros podrían preferir cambiar su indexación del WTI al Brent.

En cualquier caso, esto limitaría la capacidad de Estados Unidos para controlar el mercado del petróleo en la misma medida en que lo hizo antes.

¿Por qué la gente presta atención a WTI y Brent?

En resumen, porque son las mezclas que se utilizan para refinar el petróleo y convertirlo en gasolina en el noroeste de Europa (Brent) y en las regiones del Medio Oeste y la Costa del Golfo de Estados Unidos (WTI).

Dado que el WTI es más fácil de refinar, históricamente se ha negociado con una prima en comparación con el Brent, pero desde finales de 2010 la relación cambió.

Algunos argumentan que se debió principalmente a la combinación de una sobreproducción interna en América del Norte, la incapacidad estructural para transportar la mayor cantidad de petróleo a través de los oleoductos existentes dentro de los EE. UU. (Era mucho más costoso a través del tren) y el agotamiento del petróleo. Campos de petróleo del Mar del Norte que hicieron que el crudo Brent escaseara un poco más.

Pero esos no fueron los únicos factores. De hecho, en el primer trimestre de 2011, los inventarios en Cushing, Oklahoma, también estaban alcanzando el nivel máximo… por lo que todo este escenario de 2020 no es nuevo.

Además, a finales de 2010, las tensiones comenzaron a estallar en Oriente Medio y dado que una parte importante del comercio de petróleo en Europa provenía de esa región, este mayor riesgo de oferta hizo que la demanda de Brent aumentara y el precio siguió superando al WTI.

Pero, como puede ver, el almacenamiento ha sido un problema particularmente grande en los EE. UU.

Por ejemplo, el petróleo del contrato de futuros WTI se entrega en un solo punto tierra adentro, mientras que el petróleo Brent en Europa tiene varios sitios de entrega (además de un opción de asentamiento) y su proximidad al mar permite almacenar una parte en camiones cisterna.

Y además de la dinámica de los puntos de entrega de los contratos de futuros, una pequeña cosa que podría pasarse por alto (especialmente considerando la posición de Estados Unidos como un gran consumidor de petróleo y como un gran productor de petróleo) es que el petróleo extranjero se puede almacenar en puertos y barcos, pero los productores nacionales de petróleo no tienen ese lujo, por lo que dependen más de la infraestructura interna para almacenar y transportar petróleo.

Entonces, si este problema de almacenamiento no era algo nuevo y se conoce el vencimiento y la entrega de los contratos … ¿qué sucedió? ¿Y cómo fue esto tan repentino si no fue algo inesperado?

Debido a la dinámica matizada del mercado de futuros.

¿¿Qué ???

El petróleo se negocia principalmente en contratos de futuros. Estos son acuerdos entre dos partes, en la que una acuerda comprar / vender una cantidad determinada de barriles a un precio definido y entregarse en un lugar determinado en un día en particular.

Hay 2 tipos, un contrato que se liquida al recibir la mercancía y otro simplemente al recibir el dinero acordado y la otra parte puede obtener la mercancía del mercado spot a cualquier precio.

Piénsalo de esta manera. Cualquier productor de petróleo sabe que el precio del petróleo es muy volátil (e incluso más loco durante eventos de mercado de alta volatilidad como lo que sucedió en 2008: pasó de aproximadamente $ 90 a casi $ 150 por barril y luego volvió a caer a aproximadamente $ 40 en el mismo año).

Debido a esto, a los productores les encanta tener más estabilidad en el precio al que podrían vender el petróleo en el futuro.

Entonces, firman un contrato con alguien que comprará una cierta cantidad de petróleo en el futuro por ese precio fijo (digamos $ 90).

Pero, por supuesto, no venden todo su petróleo de esa manera, porque si lo hicieran y el precio del petróleo en el mercado aumenta (digamos $ 150), estarían perdiendo dinero porque tendrían que cumplir con el contrato y vender. al precio más bajo (perdiendo $ 60 por barril de petróleo).

Entonces, en cambio, dividen los contratos de futuros en partes más pequeñas y venden una parte de su producción esperada en futuros.

De esta manera, si el precio sube, aún pueden vender el resto de la producción de petróleo no atada en contratos futuros al precio spot y “cubrir” su producción esperada de petróleo contra el riesgo de precio.

De hecho, cada contrato de futuros del WTI representa 1.000 barriles que se entregarán en una instalación de almacenamiento en Cushing, Oklahoma.

¿Qué es eso de Cushing sobre el que sigo leyendo en las noticias?

Cushing es una ubicación estratégica: es un centro de la red de oleoductos que cruza las llanuras de los EE. UU., pero también tiene una de las instalaciones de almacenamiento de petróleo más grandes del mundo con aproximadamente 76 millones de barriles de capacidad de trabajo en 15 terminales. Y una cosa que debemos entender acerca de la especificidad del contrato futuro en particular que salió negativo es que se liquida físicamente y se entrega a esta instalación de almacenamiento en particular en los EE. UU., donde se almacena hasta que se transporta más tarde.

Pero la imagen del almacenamiento siempre es opaca, empañada por la sensibilidad comercial de las empresas y los retrasos en los datos del gobierno de EE. UU.

Las empresas almacenan crudo para su propio consumo y en nombre de los clientes que se benefician comprando petróleo a los precios bajos de hoy y luego revenderlo a un precio más alto en el mercado de futuros para su entrega en una fecha posterior, lo que dificulta la previsión exacta.

¿Cushing es la única instalación de almacenamiento?

No. De hecho, EE. UU. separa el país en áreas o Distritos de Defensa de la Administración del Petróleo (PADD).

Las regiones clave para el almacenamiento son PADD 3 y PADD2. PADD 3 incluye la costa del Golfo de EE. UU. Y es, con mucho, el área de almacenamiento de crudo más grande de EE. UU. (Con aproximadamente 300 millones de barriles de capacidad de trabajo) e incluye las Reservas Estratégicas de Petróleo de los EE. UU. productos.

PADD 2 es el distrito que contiene Cushing y el Medio Oeste. Solo para tener una perspectiva clara sobre el tamaño de la capacidad de almacenamiento de crudo, PADD 3 tiene el doble de capacidad de almacenamiento que todos los PADD 2, 4 veces más que PADD 5 y casi 13 veces más que PADD 1 y 4.

Cushing, que no es la única instalación de almacenamiento en PADD 2, no es el gran jugador en el mercado físico del petróleo como parece, pero es un jugador muy importante en el mercado de futuros.

¿Cómo es eso? Bueno, si tiene un contrato de petróleo crudo WTI hasta su vencimiento, tendrá que aceptar la entrega de los 1.000 barriles de petróleo y pagar el precio de cierre.

En otras palabras, cualquiera que esté comprando un contrato cercano a su vencimiento probablemente esté planeando tomar posesión física del petróleo y, en el caso del crudo WTI, esta entrega ocurre en Cushing, Oklahoma.

La caída del precio el 20 de abril de 2020 refleja los límites logísticos de la entrega física en el mercado de futuros del petróleo; literalmente, no había ningún lugar para colocar todas las cosas.

Las empresas de almacenamiento con capacidad disponible en Cushing no estaban comprando, las refinerías no querían comprar crudo que no podían convertir de manera rentable en gasolina, además las cámaras de compensación y los corredores luchaban por encontrar compradores adecuados que les quitaran el petróleo a quienes no podía recibir la entrega (retendiendo el petróleo) y esto significaba que los comerciantes debían pagar grandes tarifas.

Por lo tanto, los operadores que normalmente podrían saltar sobre una dislocación del mercado como esta ahora estaban evitando la operación debido al mayor riesgo.

Pero entonces, ¿por qué la gente quiere cerrar contratos entregando el producto físico? ¿Por qué la gente no puede simplemente tomar la misma cantidad de dinero en efectivo y luego comprar el producto si así lo desea?

Este es un debate en curso en el mercado de derivados, pero los principales argumentos (para ambas partes) están en contra de la manipulación del mercado, la especulación y volatilidad excesivas, la liquidez suficiente y la eficacia de la cobertura.

Pero lo cierto es que esta decisión de liquidación (predefinida en cualquier contrato de futuros) afectará a cualquiera que decida mantener el contrato hasta su vencimiento.

Si el contrato se liquida en efectivo, las bolsas cuadrarían automáticamente cualquier posición abierta al cierre de la sesión con una forma específica de calcular el precio de liquidación.

La diferencia entre la posición de uno y el precio de liquidación se carga o se acredita en la cuenta.

Si el contrato se resuelve físicamente, aquellos con posiciones abiertas pueden terminar pagando el valor total del contrato además del dinero de margen.

Y si está en el lado de la venta y no tiene suficientes contratos o margen en su cuenta, entonces el acuerdo podría ir a subasta, donde puede verse obligado a comprar esos contratos a un precio astronómico, un pequeño apretón.

Algo así sucedió en abril, pero se revirtió: una contracción prolongada (cuando los inversores venden en un mercado a la baja para reducir las pérdidas, debido al miedo, llamadas de margen u órdenes de stop-loss).

Cuando el WTI cayó por debajo de $ 0, se pidió margen a un grupo de grandes tenedores, y cuando tuvieron que vender para cubrir sus márgenes, esto obligó al precio a bajar aún más, lo que provocó llamadas de margen adicionales, y así sucesivamente.

El precio finalmente alcanzó un mínimo de $ -37.63, antes de recuperarse más tarde a casi $ 3 al vencimiento.

¿Margen de llamada? ¿Qué? ¿No es una película?

Pues sí, lo es. Muy buena película. Pero también es un componente muy importante de cualquier valor derivado, como los contratos futuros. Déjame explicar…

Supongamos que está comprando 12 botellas de whisky porque tiene una fiesta dentro de un mes.

Ves una marca que te gusta en la tienda de la esquina. Se ve muy bien y parece tener una buena relación calidad-precio y tienen las 12 botellas que necesita, pero le encantaría visitar las otras tiendas de la ciudad para ver si puede encontrar una mejor oferta (un componente esencial en el precio descubrimiento).

El problema es que si vas a revisar las otras tiendas y te das cuenta de que aún te gustó la primera, es posible que la tienda ya no tenga esas 12 botellas en la tienda. ¿Qué haces? Puedes pedirle al propietario de la tienda que le guarde esas 12 botellas durante un mes y acuerda el precio que pagará por ellas.

Él estaría de acuerdo, pero eso significaría que si no compras las 12 botellas de whisky, él podría salir perdiendo, especialmente si el precio del whisky baja.

Por lo tanto, pedirá un «depósito de buena fe» de $ 100 para mantener las 12 botellas de whisky reservadas para usted durante el próximo mes y mantener el precio que acordó pagar. Esos $ 100 son su margen.

Ahora supongamos que baja el precio del whisky y que podrías comprar 12 botellas de una marca muy similar en otra tienda por $ 150 menos.

Usted estaría incentivado a comprar el whisky en esa otra tienda y no cumplir con el contrato que tenía con el dueño de esta tienda. Estarías ahorrando $ 50.

Al propietario de la tienda no le gusta esta situación, por lo que cada vez que el precio del whisky cae por debajo de cierta cantidad, lo llamará y le solicitará más «depósito de buena fe» solo para asegurarse de que usted cumpla con su palabra. Es una llamada de margen.

Así que ahora puede comenzar a comprender el problema cuando los precios se desploman rápidamente.

Además de esto, si se trata de un contrato resuelto físicamente, el propietario de la tienda debe mantener los whiskies en stock, y eso es un riesgo adicional.

Pero si, en cambio, se liquida en efectivo, él puede venderlos cuando quiera y simplemente darle la diferencia en efectivo.

Por esa razón, los contratos liquidados físicamente conllevan márgenes más altos y dinámicas de liquidación más complejas.

¿Cual es el problema?

El gran problema es que puede «pagar» $ 100 y poseer 12 botellas de whisky de buena calidad que podrían valer 10 veces más.

Este «apalancamiento» se vuelve muy real en el momento en que sufre una llamada de margen, o decide mantener los contratos hasta el vencimiento. Porque si lo hace, tendrá que honrarlo y encontrar esos $ 900 dólares adicionales para pagarlos … recuerde a Amaranth (Advisors LLC) que perdió alrededor de $ 6.5 mil millones en una sola semana y había tenido problemas debido a la falta de un estrategia de salida adecuada en contratos de futuros liquidados físicamente.

¿Estrategia de escape?

Sí, básicamente tiene 3 formas de salir de un contrato de futuros: compensar su posición (tomar una transacción opuesta e igual para neutralizar la operación), renovar su posición (compensar simultáneamente su posición actual y abrir una nueva con el próximo mes como vencimiento ), o mantener el contrato hasta su vencimiento (ya sea mediante entrega física o liquidación en efectivo).

Es importante comprender que la mayoría de los corredores no lo obligarán a recibir el activo subyacente. En su lugar, cobrarán una tarifa para manejar la entrega por usted y cerrar su posición al precio de liquidación.

Los inversores profesionales generalmente tienen reglas estrictas sobre no mantener contratos cerca de su vencimiento, por lo que cuando los contratos están a punto de vencer, generalmente solo los comerciantes minoristas y un puñado de productores comerciales (que desean recibir petróleo) todavía están comprando y vendiendo los futuros.

Como tal, gran parte del mercado que todavía se negociaba ese día se centró en el precio de cierre, determinado a las 2:30 p.m. en Nueva York (para el WTI).

Los productos de inversión, incluidos algunos ETF, generalmente buscan alcanzar el precio de liquidación.

Esto a menudo implica “contratos de negociación en el momento de la liquidación” (TAS), que permite a los operadores comprar o vender contratos con anticipación por cualquier precio de liquidación.

Esta herramienta fue diseñada para brindar estabilidad de precios a algunos operadores (como aquellos que administran un fondo indexado o ETF), brindar una oportunidad de cobertura para las operaciones durante el día con un precio al final del día relativamente cierto (si compro a algún precio y luego vender una parte al precio de liquidación, por ejemplo).

Pero la razón más loca es que dicen que supuestamente está destinado a proteger a los comerciantes ignorantes de ser recogidos por otros más informados … Supongo que eso no importó cuando el 20 de abril de 2020, todos terminaron garantizándose un precio de liquidación de … -37,63 dólares por barril …

Aunque he estado hablando sobre el almacenamiento durante las últimas 2 publicaciones (parte 2 y parte 3), culpar a los intercambios de $ -40 por la incapacidad de almacenar el petróleo es una tontería y algo que cualquiera que esté familiarizado con el mercado físico del petróleo puede decirte … pero la realidad es que es una excusa fácil para distraer a todos de los problemas reales creados por un mercado de derivados extrabursátiles mal regulado. Por supuesto, el almacenamiento en Cushing se estaba llenando, pero los problemas de almacenamiento no se deterioran en $ 50 en media hora y luego se recuperan inmediatamente después de la ventana de liquidación. Estas locuras solo pueden suceder cuando los participantes del mercado, como los ETF u otros productos de inversión centrados en el comercio minorista, están limitados por sus mandatos o tecnicismos que a menudo son bien conocidos por los operadores profesionales. ¿Adivina quiénes fueron los mayores perdedores en esta debacle? Sí, así es, el inversor de poca monta de su amigable vecindario. Creo que es hora de que los ETF y estos otros productos se den cuenta de que un gran poder conlleva una gran responsabilidad …

Pero el papel de los ETF como USO y las plataformas de comercio minorista como Robinhood será el tema de la segunda mitad de la cuarta parte de esta serie de cinco partes. Estén atentos y recuerden: “La vida solo puede entenderse al revés, pero debe vivirse hacia adelante” – Søren Kierkegaard – así que hagas lo que hagas, hazlo lentamente, porque las recesiones y los fondos del mercado son solo eventos en retrospectiva; en tiempo real, son procesos …

Publicado originalmente en Linkedin:

https://www.linkedin.com/pulse/whats-upside-down-oil-prices-part-4-out-5-joaquin-marcano

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