La refinería es la mayor del Medio Oeste estadounidense y procesa más de 400.000 barriles diarios, por lo que el cierre prolongado para realizar comprobaciones de seguridad y reiniciar los procesos amenaza con reducir el consumo de crudo de forma significativa.
Es probable que el excedente de crudo se acumule en todo el Medio Oeste y especialmente en torno al punto de entrega NYMEX de Cushing, en Oklahoma.
Antes del apagón, los inventarios de Cushing se habían ido agotando y los inversores se estaban posicionando para una reducción de los suministros entregables.
La perspectiva de un estrangulamiento había estado elevando los precios tanto del crudo estadounidense como del Brent, pero el apagón ha retrasado un mayor agotamiento y ha hecho caer los precios.
Chartbook: Posiciones en petróleo y gas
Los fondos de cobertura y otros gestores de dinero vendieron el equivalente a 86 millones de barriles en los seis contratos de futuros y opciones más importantes relacionados con el petróleo durante los siete días que finalizaron el 6 de febrero.
Hubo fuertes ventas del NYMEX y del ICE WTI (-62 millones de barriles) y del Brent (-23 millones), ya que los gestores de fondos anticiparon un aumento significativo de la cantidad de crudo disponible.
Los fondos vendieron WTI al ritmo más rápido desde octubre de 2023 y antes de eso julio de 2021 a medida que se alejaba la perspectiva de una compresión.
La posición combinada en WTI se redujo a un mínimo de tres semanas de 55 millones de barriles (4º percentil para todas las semanas desde 2013) frente a los 117 millones de barriles (16º percentil) de la semana anterior.
Los gestores de fondos llevaban intentando volver a ser alcistas con el WTI desde mediados de enero ante la perspectiva de un agotamiento sostenido de los inventarios y un crecimiento renovado de la industria manufacturera estadounidense.
Pero la avería de Whiting ha retrasado ese escenario al menos varias semanas.
COMBUSTIBLES REFINADOS
Los gestores de fondos fueron grandes compradores de gasóleo europeo (+17 millones de barriles) aunque vendieron gasóleo estadounidense (-7 millones) y gasolina (-11 millones).
Los fondos se han vuelto progresivamente menos bajistas respecto al gasóleo ante los indicios de que la recesión industrial europea está llegando a su fin y la interrupción del comercio este-oeste por los ataques a la navegación en el Mar Rojo.
La posición larga neta en futuros y opciones de gasóleo aumentó a 50 millones de barriles (percentil 57) frente al millón (percentil 9) del 12 de diciembre.
Las posiciones largas alcistas superaron a las cortas bajistas en una proporción de 2,24:1 (percentil 32) frente a 1,02:1 (percentil 9) ocho semanas antes.
Curiosamente, la interrupción de la producción de combustible en Whiting no provocó nuevas compras de futuros estadounidenses de gasolina y gasóleo.
En su lugar, los gestores de fondos realizaron beneficios en posiciones largas alcistas anteriores tras un periodo en el que los inversores se habían mostrado alcistas sobre las perspectivas de los combustibles estadounidenses.
GAS NATURAL ESTADOUNIDENSE
Los inversores de cartera se desesperaron ante un pronto reequilibrio del mercado del gas estadounidense al volver el tiempo templado y aumentar aún más los excedentes de gas.
Los fondos de cobertura y otros gestores de dinero vendieron el equivalente a 401.000 millones de pies cúbicos (bcf) en los dos principales contratos de futuros y opciones vinculados al precio del gas en el Henry Hub de Luisiana.
Los fondos han sido vendedores netos durante tres semanas consecutivas reduciendo su posición en un total de 1.296 bcf desde el 16 de enero.
En consecuencia, los gestores de fondos mantuvieron una posición corta neta de 885 bcf (10º percentil para todas las semanas desde 2010) frente a una larga neta de 410 bcf (42º percentil) tres semanas antes.
Esta es la tercera vez desde mediados de 2023 que los gestores de fondos intentan construir una posición alcista sólo para verse obligados a retroceder ya que los inventarios se mantuvieron por encima de la media.
Los inventarios de gas activo se situaban el 2 de febrero 239 bcf (+10% o +0,77 desviaciones estándar) por encima de la media estacional de 10 años, frente a un excedente de 64 bcf (+2% o +0,24 desviaciones estándar) al inicio de la temporada de calefacción el 1 de octubre.
Los futuros del primer mes han alcanzado una media de sólo 1,97 dólares por millón de unidades térmicas británicas en lo que va de febrero, la más baja desde hace más de tres décadas, una vez tenida en cuenta la inflación.
Los precios están enviando la señal más fuerte posible de que es necesario ralentizar la producción y fomentar un mayor consumo por parte de los productores de energía para eliminar el exceso de inventarios.
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John Kemp es analista de mercados de Reuters. Las opiniones expresadas son suyas. Siga sus comentarios en X https://twitter.com/JKempEnergy (Redacción de John Kemp; Edición de Susan Fenton)
