Los precios del petróleo podrían explotar a medida que el centro de almacenamiento más grande de EE. UU. Se acerca a vacío
En abril de 2020, el precio del petróleo crudo West Texas Intermediate sin litoral se estrelló brevemente en territorio negativo, un giro sorprendente de eventos que les costó a los operadores pérdidas masivas, cuando el mercado de petróleo al contado se encontró con un exceso sin precedentes, ya que literalmente había demasiado petróleo para vender. almacenados y, como tales, los comerciantes a los que se les asignó la entrega pagarían a otros solo para quitarse el aceite físico de las manos. Bueno, en solo unas pocas semanas podemos ver el escenario opuesto: ningún petróleo físico en la instalación de almacenamiento comercial más grande de EE. UU., Lo que lleva a lo que puede ser un súper pico en el precio del petróleo.
En una nota que predice la dinámica a corto plazo del mercado del petróleo, la materia prima de JPMorgan, Natasha Kaneva, escribe que en un mundo de escasez generalizada de gas natural y carbón que están obligando al sector eléctrico a recurrir cada vez más al petróleo (aumentando la demanda en 750bkd durante el invierno y atrayendo inventario en 2,1 mmb / d en noviembre y diciembre), almacenamiento de petróleo de Cushing, que acaba de caer a barriles de 31,2 mm, el más bajo desde 2018 ...
... puede estar a solo unas semanas de estar "efectivamente sin crudo". La conclusión del banco: "si nada cambiara en el saldo de Cushing durante los próximos dos meses, podríamos esperar que los diferenciales del WTI frontales se dispararan a máximos históricos, un escenario de" súper retroceso "".
Antes de entrar en el meollo de la nota, primero algunos antecedentes que, como es habitual en estos días, comienzan con el manejo catastrófico de Europa de sus necesidades energéticas.
Como señala JPM, la temporada de calefacción de 2021/2022 se está abriendo con precios mundiales récord del gas, incluso cuando el clima frío del invierno aún no ha llegado. Tales son las peculiaridades del mercado del gas natural que, cuando llega el frío invierno, la demanda de gas tiende a superar a cualquier fuente de suministro. Solo en EE. UU., En una semana determinada de invierno, la demanda de gas natural puede aumentar entre 50 y 70 bcf, si no más, con una respuesta limitada de la oferta. La situación es tan grave en este momento que, observa JPMorgan, " encontrar incluso 1 bcf de capacidad disponible se está volviendo cada vez más difícil".
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La buena noticia es que con los sitios de almacenamiento de gas domésticos rusos llenos al 97%, el almacenamiento debería estar finalizado para el 1 de noviembre, liberando potencialmente entre 4 y 10 bcm de envíos adicionales a Europa. Sin embargo, el lunes informamos que Gazprom había reservado solo el 35% de la capacidad del gasoducto de salida de Yamal-Europa para noviembre (igual que en octubre) y optó por no reservar volúmenes de tránsito adicionales a través de Ucrania, lo que implica que Rusia actualmente no planea enviar gas adicional. a Europa al menos hasta que Nord Stream 2 esté totalmente autorizado.
Y como señala JPM, haciéndose eco de lo que dijo Goldman a principios de esta semana, "sin volúmenes rusos adicionales, la prima del clima invernal actualmente incrustada en el precio del gas natural europeo no puede disminuir significativamente hasta que las perspectivas para el clima de enero sean más seguras".
En resumen, hay precios aún más altos del gas natural en cubierta, especialmente si el invierno es frío.
Entonces, con precios récord del carbón y el gas, el sector de la energía y las industrias intensivas en energía están recurriendo al petróleo, lo que podría impulsar la demanda en 750 kbd durante el invierno y generar inventarios de petróleo en 2,1 mbd durante noviembre y diciembre. Hoy temprano, Reuters citó al ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, quien confirmó que los usuarios que cambian de gas a petróleo podrían representar una demanda de 500.000-600.000 barriles por día (bpd), y agregó que el mundo ahora se estaba despertando a la escasez en el sector energético.
Abdulaziz dijo que el cambio potencial depende de cuán severo sea el clima invernal y cuán costosos sean los precios de las energías alternativas. Él describió una amplia gama de factores que han llevado a un aumento reciente en los precios de la energía, incluida una inversión limitada en hidrocarburos e infraestructura, inventarios bajos, el levantamiento de los cierres pandémicos y las tasas de absorción de la vacuna COVID-19.
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"De repente, la gente se dio cuenta de la realidad de que se estaba quedando sin todo: se les acabó la inversión, se les acabaron las existencias y se les acabó ... la creatividad al tratar de buscar una solución real que aborde los problemas reales. " , Dijo el Príncipe Abdulaziz en el Foro de Energía de la India de la Semana CERA.
En cualquier caso, en el ejemplo más claro hasta ahora de la tensión del mercado, el almacenamiento de crudo de Cushing cayó a 31,2 mb la semana pasada, como se indica en el gráfico anterior. Y debido a que los fondos de los tanques operativos probablemente tengan entre un 20% y un 25% de la capacidad, o alrededor de 20 mb, JPM predice que " podríamos estar a solo unas semanas de que Cushing se quede efectivamente sin crudo" y agrega que " si nada cambiara en el balance de Cushing durante los próximos dos meses, podríamos esperar que los diferenciales del WTI frontal se dispararan a máximos históricos, un escenario de “súper backwardation” " .
Si la predicción de JPM es correcta, y recuerde que ayer publicamos una versión similar de Morgan Stanley que ahora espera que se desarrolle un escenario similar de "oferta máxima", si en el largo plazo el banco aumentará su precio objetivo del primer trimestre de 2022 a $ 95 desde $ 77.5. / bbl: tendría un impacto catastrófico (leer más) en el precio del petróleo.
Por supuesto, existen factores atenuantes potenciales: como señala Kaneva, aunque la dinámica del balance de crudo de EE. UU. Es diferente a la de 2018 y muy diferente a la de 2014, las dos últimas veces que Cushing se acercó a los límites operativos , el mercado todavía tiene algunas palancas para tirar antes de que nos preocupemos por tal escenario.
Hoy en día, el mercado del petróleo ya está reaccionando a la posibilidad de que los inventarios de Cushing toquen fondo y el arb de exportación de la costa del Golfo de EE. UU. Al noroeste de Europa se haya cerrado desde el 14 de octubre. En consecuencia, el banco espera que las exportaciones de crudo de EE. UU. Caigan a un promedio de 2.0- 2,2 mbd a mediados de noviembre, y la mayor parte de ese recorte de ~ 500 kbd procederá de los flujos a Europa.
Pero si bien esto puede ser una buena noticia para Estados Unidos, es aún más mala para Europa: esta reducción de los flujos a Europa se produciría en un momento en que los mercados europeos de crudo ya están bastante apretados. Según datos de Kpler, las existencias de crudo de Europa ya están en su nivel más bajo desde finales de 2018. Desde el 15 de julio, las existencias de crudo de Europa han caído 35 mb, una tasa de 362 kbd.
Dejando a un lado las exportaciones europeas, y centrándose en los flujos entrantes de Cushing, JPM señala que la semana pasada la sección de Steele City a Cushing del oleoducto Keystone se detuvo durante tres días cuando Keystone desplazó los flujos a Patoka y el oleoducto seguía fluyendo a una tasa mucho más baja de lo normal al principio. esta semana, aunque los flujos parecen estar nuevamente por encima de los 400 kbd esta mañana.
Los flujos totales de Keystone cayeron el martes ya que los flujos a Patoka también se desaceleraron. Si Keystone fluye hacia Cushing (normalmente 350-625 kbd) regresa constantemente a la normalidad pronto, Cushing estaría mucho más cerca del equilibrio. Sin embargo, si el cambio en los flujos está destinado a servir como llenado de línea para Capline, es posible que Keystone no sea una solución a corto plazo para el problema de los fondos de los tanques de Cushing.
Capline debería requerir alrededor de 5,2 mb de relleno de línea en total. Dado que la puesta en marcha no está planificada hasta el 1 de enero, la tasa de llenado de la línea no debe superar los 100 kbd. Si bien esta rigidez adicional en el saldo del crudo PADD 2 ciertamente no ayuda en las cosas en Cushing, debería ser más que compensada por el aumento continuo del Reemplazo de la Línea 3 de 760 kbd, sugiere JPM.
Finalmente, los flujos en el grupo de oleoductos Enbridge Mainline, que incluye el reemplazo de la Línea 3, solo han aumentado alrededor de 200 kbd desde el inicio de la Línea 3, lo que significa que el potencial para que fluya mucho más volumen de crudo hacia PADD 2 podría estar justo al otro lado del horizonte. , suponiendo que los productores canadienses estén dispuestos y puedan suministrarlos.
Por Zerohedge.com
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