La estampida de inversores lleva al petróleo estadounidense a una nueva caída

Las caídas de doble dígito seguidas de rebotes algo menos fulgurantes van camino de convertirse en el nuevo normal del mercado petrolero. Ocho días atrás el barril de crudo texas, el de referencia en Estados Unidos, entraba en negativo por primera vez en toda la serie histórica: los contratos de entrega en mayo quemaban en las manos de los inversores; nadie quería un petróleo que estaba abocado a ser almacenado y no consumido ante el parón de la economía por la pandemia. Algo similar ocurre esta semana con los futuros que vencen en junio: tras el batacazo del primer día de la semana, este martes el petróleo vuelve a caer con fuerza ante la estampida de fondos de inversión en un mercado preso de la volatilidad.

El nerviosismo sobre si la recuperación de la demanda comenzará en el ecuador del año, o si las restricciones de movimiento de personas obligarán a esperar algo más es una fuerza demasiado potente y al anuncio del fondo cotizado United States Oil Fund de que se deshará de todos sus derechos de entrega de crudo en junio se han sumado este martes otros grandes actores. Son, en su mayoría, vehículos de inversión que manejan “posiciones descomunales”, en palabras de Axel Botte de la gestora Ostrum, y que optan por vender sus derechos a un mes vista para comprar posiciones a más largo plazo, para cuando la economía ya haya recuperado sus constantes vitales. Es lo más parecido a un juego de tiempo en el que gana quien acierta el punto exacto en el que el consumo se recuperará tras los confinamientos.

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Los mercados de energía son un cuerpo extraño en el que los precios negativos, aun no siendo comunes, son un escenario posible ante la dificultad de almacenar el sobrante. En la electricidad las referencias negativas van abriéndose paso en varios países europeos (Alemania, Francia, Reino Unido, Bélgica, Países Bajos) donde a determinadas horas del día —y, sobre todo, de la noche— el desplome de la demanda y el consecuente excedente de energías renovables y de nuclear lleva a los productores a pagar por evacuar la electricidad sobrante. Y en el caso del crudo, el tabú de los precios negativos ha empezado a dejar de serlo. El crudo texas cotizó en números rojos durante horas en el tramo inicial de la semana pasada: los inversores que tenían en su poder contratos de entrega en mayo pagaban a otros para que se quedaran con ellos y evitar así el quebradero de cabeza de qué hacer con los barriles entregados ante la ausencia de demanda y de opciones de almacenamiento. Y si hasta hace poco solo un analista —Paul Sankey, del banco japonés Mizuho— fue capaz de acertar con los precios negativos, hoy nadie se atreve a afirmar que no volverán a verse nuevo: la anomalía es hya una opción más, tan válida y posible como cualquier otra.

“Estamos viendo un éxodo de los contratos del texas con entrega en junio”, explica Harry Tchilinguirian, jefe de materias primas del banco francés BNP Paribas en declaraciones a Bloomberg. Las nuevas caídas, agrega, “siguen estando motivadas por el riesgo de que los precios negativos vuelvan a emerger de nuevo ante la tensión en la capacidad de almacenamiento en Cushing [Oklahoma, por mucho el mayor punto de depósito de crudo en EE UU]”. Una cierta sensación de déja vu flota en el mercado tras lo visto hace justo una semana: si en aquel momento fue con las entregas en mayo, ahora es con las de junio. Subyace, en cambio, una buena noticia: la conexión entre crudo y Bolsas se ha roto, con la renta variable encadenando su segunda jornada consecutiva al alza ajena a la turbulencia petrolera.

El consumo global de petróleo se ha hundido en las últimas semanas, una tendencia común en todos los países occidentales y parte de Asia. Pero las diferentes capacidades de almacenamiento y el exceso de bombeos de unos productores fracking —cuya producción es cada vez menos rentable, pero de donde sigue llegado crudo— han abierto una brecha entre las dos referencias petroleras a ambas orillas del Atlántico, el brent y el texas, con el segundo mucho más castigado que el primero. Este martes, por ejemplo el crudo de referencia en el Viejo Continente lograba sacudirse a media sesión las pérdidas iniciales y conseguía ponerse en verde, mientras su par estadounidense profundizaba sus números rojos con el paso de las horas.

Golpe para las petroleras; impulso para los importadores

El reciente desplome en el precio del crudo y la práctica desaparición de la demanda empieza a hacer mella en los resultados de las petroleras. Los de la británica BP, presentados este martes, son lo más parecido a un aperitivo de lo que está por venir: algo más de 4.000 millones de euros de pérdidas únicamente en el primer trimestre del año, en el que el impacto del coronavirus ha sido parcial. Los números rojos, gruesos, contrastan con el beneficio de más de 2.700 millones obtenido en los tres primeros meses de 2019.

En el lado contrario, los precios bajo mínimos de una fuente de energía esencial —el futuro es de las renovables, pero en el corto plazo el petróleo mantiene un gran peso específico en la matriz global— serán una buena noticia para las muchas empresas que necesitan carburante para sus operaciones y que están inmersas en uno de los trimestres más complicados de su historia. La caída en el precio de la gasolina “aumentará sus beneficios y, si el aumento del crudo almacenado mantiene los precios bajos durante más tiempo, sus cuentas de resultados mejorarán a medida que la economía se vaya recuperando”, apunta Paul Donovan, economista jefe de UBS. También son buenas nuevas —aunque relativas, siempre enmarcadas en el peor año para el PIB en casi un siglo— para los países importadores, entre ellos España y buena parte de la eurozona, así como India y China, que verán reducida su factura energética cuando la maquinaria de la economía vuelva a ponerse en marcha tras las medidas de distanciamiento social. “El dinero que se ahorra en petróleo podrá gastarse en pleno rebote económico”, cierra Donovan.