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Resumen de mitad de año: ¿Ya se ha reconocido en los mercados lo que está por venir?

El Petrolero

Resumen de mitad de año: ¿Ya se ha reconocido en los mercados lo que está por venir?

Analisis. El 2021 hasta ahora tiene sentido

Esta semana cerraremos oficialmente la primera mitad de 2021 mientras nos dirigimos al largo fin de semana festivo del 4 de julio en los EE. UU. Los primeros 6 meses de 2021 en el complejo petrolero estuvieron marcados por algunos eventos clave:

Los precios del WTI del primer mes se mueven por encima del nivel de $ 60

Los precios de RIN alcanzan máximos históricos

La tormenta invernal Uri causa estragos en Texas y el sureste

El bloqueo del canal de Suez interrumpe los envíos mundiales de petróleo crudo

Colonial Pipeline Hack obliga al operador a detener las operaciones

La recuperación de la demanda se afianza a medida que se facilitan los bloqueos

Y si eso no fuera suficiente, la Corte Suprema de Estados Unidos dictaminó el viernes restaurar las exenciones de las pequeñas refinerías de los requisitos federales de mezcla de combustibles renovables, eliminando un fallo del Décimo Circuito que eliminó las exenciones. El nuevo precedente dará a las futuras administraciones una amplia autorización para eximir a las refinerías de petróleo de las cuotas anuales de mezcla. Además, la próxima semana los miembros de la OPEP + se reunirán (el 1 de julio), y los analistas esperan que el grupo de productores aumente la producción. En este punto, cualquier valor inferior a 500Mbbls / d de la OPEP + probablemente se consideraría alcista y el mercado se movería al alza en el corto plazo.

PARA REFERENCIA (según Bloomberg): Entre mayo y julio, la OPEP + acordó devolver 2,1 MMbbls / d de suministro. Esto incluye que Arabia Saudita ponga fin al 1MMbbls / d adicional de recortes voluntarios que ha realizado desde febrero. Se acordó que el suministro podría aumentar en mayo, junio y julio en 600Mbbls / d, 700Mbbls / dy 840Mbbls / d, respectivamente. Sin embargo, debido a algunas reducciones involuntarias, los miembros de la OPEP no alcanzaron el aumento de oferta acordado en mayo. Según el acuerdo, los miembros de la OPEP podrían haber aumentado el suministro en 527 Mbbls / d en mayo, sin embargo, el suministro de ellos solo creció en 390 Mbbls / d MoM. A finales de julio, el grupo todavía tendrá 5,8 MMbbls / d de suministro para traer de vuelta al mercado. La pregunta clave es qué tan rápido regresa este suministro.

En términos sencillos, los eventos de los últimos 12 meses han llevado a algunas de las volatilidades de precios más significativas en los mercados del petróleo crudo en los tiempos modernos.

Esta semana, recapitulamos los movimientos del mercado de la primera mitad de 2021.

En un informe anterior, notamos que es como si hubiéramos presionado el botón de reinicio y la acción del precio de 2020 no es más que una anomalía, y simplemente vamos a retomar donde lo dejamos antes de que ocurriera la pandemia. Además, nos preguntamos si la narrativa de la primera mitad de 2021 se ha desarrollado esencialmente.

MOVIMIENTOS DE MERCADO EN EL PRIMER SEMESTRE DE 2021

Precios absolutos

Los precios absolutos del petróleo crudo han tenido un regreso asombroso en 2021. No solo los precios han borrado la acción bajista del precio del año pasado, sino que ahora están probando máximos al alza no vistos desde que EE. UU. Eliminó su prohibición de exportación de petróleo crudo. De hecho, dado el incesante movimiento alcista de los futuros del petróleo, parece difícil imaginar que hace menos de 6 meses la franja WTI continua de 3 años estaba cómodamente por debajo de los 50 dólares (línea roja frente a línea verde a continuación).

La franja continua de 3 años se ha catapultado más alto desde principios de año, con precios absolutos casi $ 26 más altos que en enero. La respuesta de seguimiento de los diferenciales de calendario de 1 mes estuvo cerca de un repunte de $ 1,00 / bbl en los diferenciales de calendario del primer mes (línea verde vs línea roja a continuación).

Lo que permanece en la mente de las personas cuando ven los gráficos anteriores es la enormidad del repunte que hemos experimentado desde los mínimos registrados a mediados de 2020. PERO, las condiciones fundamentales de un 2020 cargado de pandemias ya no existen. No permita que 2020 sea su protector de pantalla mental mientras ve 2021, aclare su mente de esas telarañas y comience a enmarcar los niveles de precios actuales a la luz de los recortes de producción de hoy. Independientemente del cronograma que utilice la OPEP como guía para devolver la producción de petróleo al mercado, es poco probable que los efectos de una pandemia mundial vuelvan a afectar a los precios de la misma manera. Las economías globales están abiertas y las comparaciones con los eventos de 2020 se están convirtiendo en una anomalía gráfica. De hecho, ahora se cree que la destrucción de capital hecha a los mercados del petróleo en 2020 no es más que los cimientos del próximo gran ciclo de recuperación del petróleo.

El dinero ha estado llegando a las operaciones de reflación, lo que ha provocado que muchos insumos alcancen máximos de varios años. Sin embargo, imploramos a la gente que contemple si la narrativa de crecimiento ya se ha desarrollado en los mercados de futuros, dados los movimientos en los precios este año.

¿Por qué sugerimos una pausa? Porque la parte delantera del mercado se está liberando de la parte trasera del mercado a niveles que, históricamente, han sido insostenibles.

Diferencias de calendario

Uno de los pilares fundamentales de los mercados de materias primas es el almacenamiento y su impacto en la estructura de la curva de futuros. Un mercado que está en contango normal sugiere, como mínimo, que el complejo no solo está dispuesto y es capaz de absorber los costos de producción, sino que también valora la producción futura. Un mercado que está en retroceso normal sugiere que hay una demanda a corto plazo o problemas logísticos que no se espera que continúen en el futuro. Estos son los supuestos básicos de los mercados de productos básicos. Los diferenciales que están fuera de los niveles normales de backwardation o contango son el resultado de un problema más importante a corto plazo.

Con ese concepto en mente, observamos la progresión de los diferenciales del calendario año tras año a lo largo del tiempo. No es de extrañar que los diferenciales de 12 meses entraran en super contango el año pasado. Pero se han recuperado y ahora están cerca de niveles históricos altos.

¿Cómo debe interpretarse esto? En primer lugar, creemos que refleja la cantidad histórica de producción de petróleo que está reteniendo la OPEP +. En segundo lugar, refleja la creencia del mercado de que la demanda de petróleo ha alcanzado su punto máximo. Se trata de una duplicidad que ha llevado a la parte delantera del mercado a desconectarse de la parte trasera. No hay nada de malo en esto mientras la OPEP + aumente la producción a un ritmo más lento del que se recupera la demanda. Como se mencionó anteriormente, cualquier aumento de menos de 500MMbpd en la producción de la OPEP + en la reunión de esta semana exacerbará aún más la desconexión de los mercados rápidos de los mercados a plazo.

Este parece ser el lugar donde residimos. Un mercado que espera un aumento de producción. Sin claridad sobre ese punto, los diferenciales de calendario (también conocidos como backwardation) continúan superando las expectativas. A pesar del débil vencimiento de los diferenciales del mes anterior en el WTI, los diferenciales futuros siguen cotizando en un desajuste entre oferta y demanda. Es precisamente esta fortaleza en los diferenciales de calendario lo que ha impedido que los precios absolutos se vendan.

De hecho, independientemente de cuán relativamente débil sea el flujo de efectivo en WTI, los diferenciales de calendario han mantenido su sentimiento alcista del 3T. Esto es increíblemente claro cuando se ve a través de la lente de los calendarios continuos de 1 mes (línea amarilla frente a línea roja a continuación). El mercado sigue confiando en una contracción de la oferta del primer mes provocada por un retraso en el crecimiento de la oferta de la OPEP. Pero, es importante notar cuán significativa se ha vuelto esta narrativa. Esta fortaleza se puede ver a través del cambio en los futuros del diferencial de calendario de 1 mes a continuación.

¿Qué sucede una vez que el frente de la curva ya no refleja la incertidumbre del desequilibrio entre oferta y demanda? ¿Qué sucede una vez que alcanzamos el equilibrio? Sin el miedo a los diferenciales frontales, ¿pueden los precios absolutos seguir subiendo?

La narrativa del mercado del petróleo está cargada de narrativas alcistas sobre precios absolutos. Lo curioso es que los precios absolutos ya están en los objetivos planteados por notables firmas de investigación. Desde aquí solo hay un par de caminos: o el frente del mercado se detiene mientras la parte posterior del mercado se pone al día O el frente del mercado colapsa en la parte posterior.

Una forma sencilla de ver esta paradoja es mirar el margen del calendario de 6 meses frente al segundo margen del calendario de 6 meses (también conocido como el siempre popular margen del cóndor de diciembre-junio-diciembre en el WTI). Un cóndor es simplemente una extensión de calendario frente a otra. En este caso, es el diferencial de diciembre / junio frente al siguiente diferencial de junio / diciembre (también conocido como el cóndor ZMZ).

No hay nada más para concluir aquí que no sea el hecho de que hemos fabricado un problema de suministro a corto plazo. Decimos “fabricado” porque el diferencial frontal aún no se ha dado cuenta de sus intenciones alcistas.

Queda una cosa para negar la estructura frágil percibida en los pliegos del calendario. Ese producto refinado se extiende.

El crack se propaga

Todos los ojos continúan puestos en los mercados de la gasolina, a pesar de que históricamente no hay nada particularmente notable en los diferenciales del crack de la gasolina.

Según la EIA, se espera que la demanda de gasolina de verano de este año alcance los 8,8 millones de barriles por día, un 13,2 por ciento más que los 7,8 millones de barriles por día en el verano de 2020. Aún así, esa cifra prevista ha bajado un 7 por ciento en comparación con el verano de 2019. Se espera que la demanda de gasolina de este verano alcance su punto máximo en agosto en 9,1 millones de barriles por día. En comparación, la demanda en agosto de 2019 fue de 9,9 millones de barriles por día y la demanda en agosto de 2020 fue de 8,5 millones de barriles por día.

Sin embargo, en la historia reciente (una vez que entró en vigencia la OMI 2020), los diferenciales de crack destilado de EE. UU. Al WTI superaron los diferenciales de crack de gasolina RB. Esto es algo con lo que el mercado parece no estar listo para lidiar. El mercado aún está pendiente de “la recuperación de la demanda y su impacto en el inventario de gasolina”.

Sin embargo, en pocas palabras, a medida que el verano llega a su ‘pico’, podría ser el momento de que los precios / grietas de los destilados de EE. UU. Tomen la delantera.

A medida que avanzamos hacia la segunda mitad de 2021, es importante recordar que los eventos que dieron forma a la primera mitad de 2021 son finitos y solo pueden llevarnos tan lejos.

Fuente: Zero Hedge

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