Crudo Brent a máximos, WTI a mínimos. No apuesten por la convergencia

Les saludo esta semana desde Omán. Impresionante país, productor de casi 900 mil barriles de petroleo al día, y con un 9% del PIB proveniente de los ingresos del crudo, que financia una inversión en infraestructuras y obra civil desde Musqat a Salalah y otras ciudades que es francamente impresionante. 

Como país, es un ejemplo de lo diferentes que son los estados de la zona que la prensa occidental se apresura a meter en el mismo saco del mal llamado riesgo de contagio egipcio. Aquí, asi como en Arabia Saudi, poco o nada. En Irán, las protestas del partido opositor, las primeras en un año, se han saldado con 20 arrestos. Tampoco es para ponerse nerviosos.

Otra semana y, ahora que la crisis egipcia se ha solventado, el mercado se continúa centrando en dicho país y el riesgo que supone el Canal de Suez para los suministros de crudo. Y no hay riesgo real. La importancia del Canal de Suez para el transporte de crudo ha disminuido enormemente en las últimas décadas. Durante los 60 y 70, casi el 10% del tránsito global de crudo pasaba por el canal. Hoy en día, menos de un 1%. Además, según las tres mayores empresas que trabajan en el canal, el tránsito está prácticamente compensado, con un 55% del crudo en barcos rumbo norte (992 mil barriles/día) y un 45% (unos 850 mil barriles/día) rumbo sur. Cualquier problema en el Canal es, primero, insignificante para el tránsito de crudo y, segundo, muy fácil de re-direccionar alrededor del cuerno de África, con un incremento del tiempo de tránsito de menos de 15 días.

Para los que se preocupan por Egipto y el oleoducto de SuMed, recordarles que éste sólo mueve 1.1 millones de barriles/día a pesar de tener una capacidad de 2.4 millones de barriles/día. Y como me comenta un buen amigo de EGPC, hay muy pocos lugares más seguros que este oleoducto, donde el ejército dispone de más efectivos que en cualquier ciudad del país, excepto El Cairo.

Y en este entorno nos encontramos con el crudo Brent a niveles máximos, y el WTI (West Texas Intermediate, EEUU) a minimos. Dos efectos claros: por un lado el impacto inflacionista sobre el Brent que se añade al impacto deflacionista del WTI para crear el mayor diferencial entre los dos crudos jamás visto: $16 dólares. Diferencial también muy amplio con respecto a otros crudos, Bonny Light (Nigeria), en particular, y la cesta asiática (Tapis).

 
Empecemos por explicar lo que justifica la debilidad del WTI (y mis lectores expertos que me permitan hacerlo en el breve espacio del que dispongo):

Los inventarios en Cushing (Ocklahoma) están a niveles máximos históricos. Un 50% superior a la media de los últimos cinco años (25.022).  El problema es que el crudo WTI nos muestra la creciente regionalización del Mercado Norteamericano y los problemas de infraestructuras para evacuar crudo excedentario.

El crudo WTI cotiza en base a los inventarios de Cushing, en medio del continente americano, y con dificultades para mover crudo fuera de la zona (llamada PAD II), y hacia una de las zonas más importantes de refinerías, la costa del Golfo. ¿Qué hace entonces que el WTI cotice a diferenciales tan brutales?

1) Hay suficiente capacidad de transporte para llevar crudo desde el Golfo al centro del continente, pero no viceversa. El hecho de que el oleoducto de Enbridge haya tenido problemas ha aumentado el flujo de crudo a Cushing.

2) Ha habido un incremento de exportaciones de crudo (arenas bituminosas) desde Canadá hacia EEUU que acrecienta la sobrecapacidad en Cushing. Transcanada pone en marcha la segunda fase de su oleoducto Keystone, lo que atrae aún más crudo al cuello de botella de Cushing.

3) El incremento de producción doméstica en EEUU,  incluyendo Bakken, también está llenando los almacenes en Cushing. La sobre-producción en EEUU se explica parcialmente porque las empresas gasistas aprovechan los altos precios del crudo para producir más líquidos de gas natural, cuyo precio es cercano al del crudo, y así financiar su producción de gas natural que hoy, a $4/mmbtu, es prácticamente una ruina económica, con retornos muy pobres. Por lo tanto, compensan la baja rentabilidad del gas con el precio de los líquidos asociados.

Si a estos problemas le añadimos el hecho de que tres refinerías han estado cerradas por mantenimiento, tenemos la tormenta perfecta. Exceso de producción al calor de precios del crudo altos, aislamiento del sistema Americano por falta de infraestructura, y reducción de demanda de refino.

Mientras, al Brent le afectan algunas poderosas fuerzas inflacionistas:

1) El declino de la producción Noruega y del Mar del Norte hacen que aquellos crudos que antes funcionaban como colchón ante subidas de precio, ya no produzcan ese efecto.

2) El incremento de tránsito de crudo OPEP hacia Asia, y el aumento de la demanda doméstica de los países exportadores han reducido el crudo disponible para exportar. Arabia Saudí espera aumentar sus exportaciones hasta 1 millón de barriles/día, pero de momento, la demanda no lo justifica, e Iraq, fuera de cuota, espera aumentar su capacidad exportadora desde 2 millones de barriles/día a 3 millones en 2011, con lo que hay que tener cuidado con inundar el Mercado de crudo por razones de precio puntuales, que todos nos acordamos de 2008.

3) La percepción de riesgo geopolítico y el efecto transporte que mencionabamos con el Canal de Suez. El Mercado asume, con cierto adelanto, hay que reconocerlo, que el coste de transporte tiene que dispararse. Ya estamos viendo los costes de fletes despertarse, particularmente en el segmento de grandes cargueros, como me comentaban en Oman Oil. Tras haber visto el índice Baltic Dry desplomarse a mínimos históricos por el exceso de capacidad excedentaria de barcos, se empieza a vislumbrar un horizonte de recuperación. Muy gradual, y desde luego no para tirar cohetes, que la sobrecapacidad sigue existiendo (sobre todo en los segmentos Capesize y Panamax). Y, sorpresa, con los costes de flete subiendo, las probabilidades de evacuar crudo americano a Europa se reducen.

Ah, sí. No pienso mencionar los efectos de los especuladores financieros. Primero, porque este diferencial se ha creado en medio de la reducción de posiciones netas largas en Brent, y segundo, porque el Mercado que algunos llaman especulador estaba posicionado en contra del diferencial. Muchísimas posiciones Long WTI-Short Brent cuando estaba a $10/barril.

Y cuidado con jugar la vuelta a la convergencia del diferencial Brent-WTI. Como mencionamos hace dos años sobre el diferencial gas (Henry Hub) y petróleo, es muy peligroso jugar contra un efecto tan claro de aislamiento y regionalización de un Mercado, el americano, en el que la administración no tiene ninguna intencion de promover mejoras en el sistema, ya que gracias a ello, el crudo y gas domésticos (WTI  y Henry Hub) a mínimos históricos les viene de perlas para la competitividad del país.