Las caídas registradas en la referencia americana no se vieron en la europea. Explicamos por qué en este artículo de FundsPeople Learning.
La crisis del COVID-19 está dejando titulares que se publican en la prensa por primera vez en la historia y uno de los más llamativos ha sido el que se refiere al desplome que el lunes protagonizó el barril de crudo West Texas, referencia de EE.UU, o más bien el futuro del WTI que vence en el mes de mayo. Tal fue el crash que llegó a caer más de un 300% y cotizó en -30 dólares. Nunca antes había sucedido pero, ¿por qué ha pasado ahora? y, sobre todo, ¿podríamos ver un movimiento similar en los futuros del Brent, la referencia europea?
Michael Salden, gestor de Vontobel, explica que el Brent está menos sometido a la presión que el West Texas por varias razones. La primera es que su contrato no expiraba tan pronto como lo hacía el del West Texas (expiraba hoy y de ahí los movimientos vistos ayer mientras que el del Brent lo hace el próximo 30 de abril). La segunda es que a diferencia del petróleo americano, el europeo tiene más sistemas de almacenamiento y la tercera que el Brent cotiza más los recortes de la producción anunciados por la OPEP la semana pasada.
“El Brent está menos sometido a presión ya que su contrato no expira mañana 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”, afirma Salden.
Tomás García Purriños, gestor de Morabanc, explicaba además ayer en un hilo de twitter que “el Brent se suele considerar una referencia más global. Se transporta por mar y puede llegar a cualquier parte del mundo. En cambio, el WTI es una referencia importante sobre todo en Estados Unidos y menos global porque su transporte es más complicado”. De hecho, se entrega en un lugar llamado Cushing, en Okalhoma, en el centro del país, y de ahí lo complicado de su transporte. Más si se tiene en cuenta que, según explica el economista Juan Ignacio Crespo en su newsletter diaria, “en sus depósitos se pueden acumular hasta 76 millones de barriles de crudo pero un 72% de esa capacidad ya está utilizada y del restante 28% puede que una buena parte ya esté comprometida con contratos firmados a la fecha”. Es decir, no hay hueco para almacenar ese petróleo.
Además, el Brent, por ser más global que el WTI, está más expuesto a los recortes de producción anunciados la semana pasada por la OPEP, que contempla un acuerdo para reducir la producción de crudo en 10 millones de barriles diarios. “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 en los EE.UU. es un recorte forzoso debido a los bajos precios del petróleo y a las limitadas capacidades de almacenamiento”, afirma Salden.
No obstante, aunque el Brent tiene menos papeletas para protagonizar un movimiento como el visto ayer en el WTI, todo dependerá de que el recorte de producción anunciado por la OPEP sea suficiente como para ajustar la oferta y demanda de crudo en un contexto de recesión global como al que nos enfrentamos con la crisis del COVID-19. “Es evidente que se impone un nuevo acuerdo de reducción de la producción mundial de crudo ya que, tal y como comentábamos la semana pasada, los 10 millones de barriles acordados en la reunión de la OPEP no sería suficiente. Puede que ahora no sea bastante ni siquiera una reducción de 20 millones”, asegura Crespo.
