Energy

La diferencia de precio a la que el crudo pesado y ácido canadiense cotiza frente al referente norteamericano WTI se verá empujada a -$20/bbl hasta 1T20, ya que las limitaciones de transporte siguen ralentizando la salida del barril marginal desde Alberta. El aumento de la demanda de combustibles destilados de bajo azufre a medida que las normas mundiales de combustible marítimo se endurecen bajo las regulaciones IMO 2020 el próximo año también contribuirá a debilitar los precios del crudo canadiense. Durante los próximos tres a cinco años, la política interna determinará si la industria petrolera canadiense podrá atraer la inversión necesaria para crecer. Y eso dependerá de cómo se resuelva la incertidumbre en torno a la expansión de oleoductos. Permitir que la capacidad de los oleoductos se expanda para que más crudo pueda enviarse al sur podría conducir a un repunte significativo en las valoraciones de capital de los productores canadienses. Los costos de equilibrio de la industria ahora están a ambos lados de $50/bbl para crudo pesado entregado en Cushing, OK. A medida que la producción de crudo ligero y dulce en las lutitas de EE. UU. aumenta, la demanda por el crudo relativamente escaso y más pesado probablemente se recupere, redundando en beneficio de los productores canadienses. Aspectos destacados Energía: Sobreponderar. Las operaciones en la instalación de procesamiento de crudo Abqaiq y en el yacimiento petrolero Khurais de Saudi Aramco se restablecieron en gran medida a finales de septiembre, en línea con la orientación de la dirección. La capacidad en el Reino es de 11.3mm b/d, mientras que la producción funciona en 9.9mm b/d. Abqaiq y Khurais fueron atacados por drones y misiles de crucero, una operación que EE. UU. y Arabia Saudita creen fue orquestada por Irán. El domingo, el príncipe heredero Mohammad bin Salman, hablando en 60 Minutes de CBS News, estuvo de acuerdo con la caracterización del secretario de Estado estadounidense Mike Pompeo del ataque como un acto de guerra por parte de Irán, y advirtió: “Si el mundo no toma una acción fuerte y firme para disuadir a Irán, veremos más escaladas que amenazarán intereses mundiales. Los suministros de petróleo se verán interrumpidos y los precios del petróleo subirán a números inimaginablemente altos que no hemos visto en nuestras vidas.” En la entrevista con Norah O’Donnell, añadió una declaración de que el Reino prefiere “una solución política y pacífica” para resolver sus problemas con Irán. El príncipe heredero, con un tono conciliador, dijo que el presidente Donald Trump y el Reino buscan la paz, pero que “los iraníes no quieren sentarse en la mesa.”1 Metales básicos: Neutral. La producción de acero de China aumentó 9.3% interanual en agosto a 87.3k MT, según la World Steel Association (WSA). Esto representó el 56% de la producción global, según datos de la WSA. La producción china alcanzó un récord de 89.1k MT en mayo. Metales preciosos: Neutral. Los precios de los metales preciosos colapsaron cuando el amplio USD ponderado por el comercio se disparó a principios de esta semana. Los precios del platino cayeron 5.5% desde el cierre del viernes hasta el martes, mientras que el oro y la plata bajaron 1.3% y 2%, respectivamente. Agrícolas/Productos blandos: Infraponderar. Los precios del maíz y la soja se dispararon a principios de la semana tras un informe alcista del USDA sobre existencias. El maíz de diciembre subió 5.7%, mientras que la soja subió 4.1%. Artículo principal La demanda de crudo pesado canadiense está funcionando con fuerza en Asia, como se ve en el aumento de las exportaciones a través del Golfo de EE. UU. durante el periodo de mayo a mediados de septiembre. Según el análisis de ClipperData, se enviaron 16mm de barriles de crudo canadiense en ese periodo, más del doble del volumen total enviado a Asia en 2018.2 La demanda canadiense se está viendo impulsada por el colapso de la industria petrolera de Venezuela, que ha eliminado alrededor de 1.5mm b/d de crudo pesado del mercado desde 2016. Si bien las exportaciones canadienses a los mercados asiáticos están en auge, este aumento de la demanda insinúa una oportunidad aún mayor si se expande la capacidad de oleoductos de norte a sur. Las exportaciones acumuladas de crudo canadiense a EE. UU. en lo que va del año suben ~ 2.5% interanual a un promedio de 3.5mm b/d, según la EIA de EE. UU. Este crecimiento está limitado por la capacidad de exportación que se expande lentamente.3 Restricciones de salida del petróleo canadiense De 2010 a 2017, la producción de petróleo del oeste de Canadá creció un impresionante 6.5% anual, llevando la infraestructura de oleoductos y almacenamiento a una utilización máxima (Gráfico de la semana). El desarrollo de la infraestructura de apoyo no produjo la capacidad de salida requerida, encerrando la producción de betún dentro de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB). En consecuencia, los inventarios de crudo de Alberta crecieron por encima de niveles normales y el descuento del Western Canadian Select (WCS) respecto a Cushing WTI se disparó, alcanzando -$50/bbl en 3T18. Si bien esto incentivó los envíos de crudo por ferrocarril (CBR), los precios recibidos por los productores albertense cayeron por debajo de $20/bbl, un nivel significativamente inferior a los niveles de equilibrio necesarios para sostener la inversión. Gráfico de la semana El aumento de la producción de crudo pesado ... La producción de crudo pesado se dispara ... La producción de crudo pesado se dispara ... Ante múltiples retrasos en los desarrollos de oleoductos, la entonces primera ministra Rachel Notley anunció en diciembre que el gobierno provincial impondría restricciones obligatorias de producción de petróleo de ~ 325k b/d a partir de enero de 2019. Además, su gobierno aseguró contratos para arrendar 4,400 vagones de ferrocarril – ~ 120k b/d para mediados de 2020 – con Canadian National (CN) y Canadian Pacific (CP) para mover crudo fuera de la WCSB. La intervención del gobierno de Alberta distorsionó rápidamente el mecanismo de precios del mercado. Inicialmente, la reducción de producción ordenada por el gobierno tuvo el impacto deseado. El componente de transporte del descuento WCS-WTI comenzó a reducirse, y los inventarios de crudo de Alberta empezaron a disminuir (Gráfico 2). Gráfico 2 ... Pero la infraestructura se retrasa ... Pero la infraestructura se queda rezagada ... Pero la infraestructura se queda rezagada Sin embargo, la intervención del gobierno de Alberta distorsionó rápidamente el mecanismo de precios del mercado. Para ser rentable, mover petróleo por ferrocarril requiere un descuento WCS-WTI que se sitúe en algún punto entre -$12/bbl y -$22/bbl además de un descuento por calidad, y posiblemente más alto cuando se necesitan inversiones adicionales en trenes y tripulaciones (Gráfico 3). En enero de 2019, el descuento de transporte sobrepasó su equilibrio – estrechándose a -$2.90/bbl por debajo del componente de calidad – lo que debilitó los volúmenes de crudo por ferrocarril y condujo a una acumulación de inventarios. Gráfico 3 La política del gobierno provincial distorsiona la dinámica de precios del crudo pesado Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense El gran acto de equilibrio Para abordar estos desequilibrios, el gobierno provincial comenzó a flexibilizar gradualmente las restricciones de producción (Gráfico 4). Pero esto es un trabajo en progreso: en última instancia, su objetivo es encontrar el equilibrio correcto entre los niveles de producción y el diferencial WCS-WTI – es decir, el incentivo de precio necesario para que el mercado mueva más crudo por ferrocarril (CBR). Los siguientes proyectos siguen avanzando por parte de los desarrolladores. Sin embargo, no se espera capacidad de salida adicional significativa antes de 2S20 (Gráfico 5): Gráfico 4 La política sigue siendo un trabajo en progreso Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Gráfico 5 Los mercados intentan corregir el déficit de salida Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Reemplazo de la Línea 3 de Enbridge. Este oleoducto forma parte del sistema Enbridge Mainline. Este proyecto restaurará la capacidad original del oleoducto Línea 3 existente a 760k b/d desde 390k b/d. El reemplazo va desde Hardisty, AB, hasta Superior, WI en EE. UU. Desde su anuncio inicial en 2014, el proyecto ha enfrentado múltiples vientos en contra, más recientemente, un retraso en los permisos del Estado de Minnesota respecto al impacto de un posible derrame cerca del Lago Superior. La compañía sigue esperando que el proyecto se complete en 2S20. Las porciones canadienses y de Wisconsin ya están completadas. Keystone XL de TC Energy. Este es el mayor de los proyectos propuestos. Aumentará la capacidad de exportación canadiense a EE. UU. en 830k b/d. El proyecto fue propuesto por primera vez en 2008, y correrá de Hardisty, AB a Steele City, NE. Recientemente, la Corte Suprema de Nebraska aprobó la ruta de Keystone XL, levantando uno de los últimos retos legales pendientes – y probablemente el más importante – que enfrentaba la construcción del oleoducto. Esto es un desarrollo positivo para los productores canadienses de petróleo. No obstante, el proyecto aún enfrenta una demanda federal en Montana presentada por grupos ambientalistas que bloquea el nuevo permiso del presidente Trump, el cual dio luz verde al proyecto. Se programó una vista para el 9 de octubre; esto es una victoria crucial para TC Energy.4 Tomar una Decisión Final de Inversión (DFI) antes de fin de año hace posible una finalización para finales de 2022. Expansión federalmente propiedad de Trans Mountain. La solicitud inicial se presentó en 2013 y se proyecta que agregará 590k b/d de capacidad desde Edmonton, AB, hasta Burnaby, B.C. El oleoducto fue comprado por $4.5 mil millones el año pasado por el gobierno federal. A principios de este mes, un juez del Tribunal Federal de Apelaciones rechazó seis de los 12 desafíos legales a la expansión, desestimando reclamaciones centradas en cuestiones medioambientales. La construcción continuará; el gobierno espera que la expansión esté operativa a mediados de 2022. Expansión de capacidad en oleoductos existentes. Esperamos que se produzcan algunos aumentos marginales de capacidad en oleoductos existentes entre 3T19 y 3T20. Enbridge comunicó que podría añadir hasta 450k b/d sin construir nuevos oleoductos para 2022. En este momento, creemos que ~150k b/d se añadirán gradualmente antes de finales del próximo año. Además, Enbridge mencionó que podría aumentar la capacidad en su línea Express en ~60k b/d antes de finales de 2020. Por último, Plains Midstream Canada anunció capacidad adicional en su línea Rangeland en ambas direcciones, Norte y Sur.5 Esto ayudará a los productores canadienses que esperan el reemplazo de la Línea 3 en 2S20. Los retrasos en poner en línea nueva capacidad de salida obligaron al nuevo gobierno provincial Conservador dirigido por Jason Kenney, que llegó al poder en abril de 2019, a extender el programa de recortes hasta diciembre de 2020. Esperamos que este acto de equilibrio continúe durante los próximos 12 meses.6 Perspectiva a corto y medio plazo Esperamos que las necesidades de CBR superen 450k b/d para equilibrar el mercado En nuestro informe del 7 de marzo de 2019, argumentamos que el componente de transporte del diferencial WCS-WTI necesitaba aumentar en ~ $10/bbl para apoyar volúmenes incrementales de crudo por ferrocarril. De marzo a julio, el descuento de transporte aumentó solo $4.80/bbl hasta ~$12/bbl – el límite inferior de nuestro rango estimado de precio ferroviario – y se derrumbó poco después. Esto no logró catalizar volúmenes ferroviarios suficientes para despejar el exceso del mercado. Las estimaciones preliminares de los volúmenes de CBR basadas en datos de CN y CP muestran que se mantuvieron en gran medida planos en agosto y septiembre (Gráfico 6). Gráfico 6 Los envíos por ferrocarril se estancan Envíos de crudo por ferrocarril se estancan Envíos de crudo por ferrocarril se estancan A medida que el gobierno continúa relajar los recortes de producción – alcanzando 100k b/d en octubre – seguimos creyendo que el descuento de transporte necesita subir desde los niveles actuales. Los movimientos recientes en el descuento, promediando $10.3/bbl desde principios de mes, respaldan nuestra visión, y esperamos que esto continúe hasta que alcance ~$15/bbl. Esperamos que las necesidades de CBR superen 450k b/d para equilibrar el mercado hasta que el reemplazo de la Línea 3 se complete, en algún momento de 2S20 (Gráfico 7). También esperamos que el descuento por calidad del crudo WCS comience a aumentar a medida que se acerque IMO 2020. En lo que va del año, el descuento por calidad se ha mantenido relativamente estrecho, debido a la escasez global de oferta de crudo pesado y ácido (Gráfico 8).7 A partir de enero de 2020, la demanda de crudo pesado se moderará a medida que los transportistas se adapten a la nueva regulación de combustible marítimo, compensando parte del efecto de la oferta limitada. Proyectamos que esto añadirá $5/bbl al diferencial WCS-WTI. Gráfico 7 Se requiere capacidad adicional de CBR Se requiere capacidad CBR adicional Se requiere capacidad CBR adicional Gráfico 8 El mercado de crudo pesado sigue apretado El mercado del crudo pesado sigue ajustado. El mercado del crudo pesado sigue ajustado. Combinados, el descuento por calidad y el de transporte deberían empujar el diferencial WCS-WTI hacia -$20/bbl durante los próximos 6 meses, lo que, creemos, perjudicará los flujos de caja de los productores canadienses. Esperamos que la oferta de la WCSB se mantenga plana interanual en 2019. El próximo año, se espera que la producción crezca 4%, y en 2021 otro 1.2% interanual. Perspectiva de producción a largo plazo La inversión en el sector petrolero canadiense nunca se recuperó verdaderamente del colapso de los precios del petróleo de 2014, a pesar del repunte de los precios del crudo (Gráfico 9). El gasto de capital total de Canadá excluyendo petróleo y gas ha estado aumentando desde 2016, reduciendo la participación del gasto de capital en extracción de petróleo y gas al 14% desde el 27% en 2014 (Gráfico 10). Esto se refleja en nuestra previsión de producción a más largo plazo: Esperamos que la producción de la WCSB promedie 5.1mm b/d en 2022 frente a 5.3mm b/d que pronostica la Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP). El conjunto finito de fondos disponibles para el sector petrolero y gasífero canadiense compite con el desarrollo de las lutitas en EE. UU. Un entorno regulatorio y fiscal favorable, ciclos de inversión más cortos y retornos iniciales más rápidos atraen la mayor parte de los fondos asignados al desarrollo de petróleo y gas hacia EE. UU. en detrimento de Canadá (Gráfico 11).8 Más recientemente, la divergencia en los flujos de inversión se centra en el acceso al mercado Gráfico 9 La inversión en petróleo canadiense se queda atrás Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Gráfico 10 El sector de petróleo y gas de Canadá pierde peso Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Gráfico 11 EE. UU. percibido como alternativa de inversión favorable Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen Las empresas extranjeras están abandonando el sector petrolero canadiense, desinvirtiendo más de $30 mil millones desde 2017.9 La intervención del gobierno para limitar la producción llevó a las empresas a posponer nuevos proyectos en Alberta. El conteo de plataformas en Canadá sigue siendo débil y no muestra señales de recuperarse (Gráfico 12).10 No obstante, el sector debería ofrecer una oportunidad para los inversores en los próximos años. Una vez que se resuelva la incertidumbre en torno a la finalización de los oleoductos, creemos que podría producirse un repunte significativo en el rendimiento de las acciones de los productores canadienses (Gráfico 13). La mejora tecnológica ha reducido los costos de equilibrio de las arenas petrolíferas a algún punto entre $45/bbl-$55/bbl para petróleo entregado en Cushing.11 Además, las bajas tasas de declinación del suministro de las arenas petrolíferas lo convierten en una fuente de suministro más estable y predecible en comparación con la producción de lutitas. Gráfico 12 Las reducciones de capex reducen el conteo de plataformas Reducciones del CAPEX reducen el número de plataformas Reducciones del CAPEX reducen el número de plataformas Gráfico 13 Los precios de las acciones energéticas podrían recuperarse Los precios de las acciones del sector energético podrían recuperarse Los precios de las acciones del sector energético podrían recuperarse La próxima nueva capacidad de oleoducto que permitirá entregar más crudo pesado canadiense a las complejas refinerías de la Costa del Golfo de EE. UU. revivirá el sentimiento hacia los proyectos de arenas petrolíferas canadienses. Canadá está posicionado de manera juiciosa para ser el claro ganador en la guerra por cuota de mercado librada por los países productores de crudo pesado para asegurar capacidad en las refinerías del Golfo de EE. UU. El crudo canadiense ya domina las importaciones de PADD 2, y ha ido aumentando su participación en las importaciones de PADD 3 (Gráfico 14). La escasez mencionada de crudo pesado presenta una excelente oportunidad para que Canadá capture espacio adicional en las refinerías de PADD 3. El colapso de Venezuela y los recientes ataques a infraestructura petrolera crítica en el Reino de Arabia Saudita (KSA) resaltan el atractivo del crudo pesado canadiense para las refinerías de EE. UU. Gráfico 14 Fuerte demanda estadounidense por el petróleo de Canadá Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Probablemente se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Impacto de las próximas elecciones federales canadienses Canadá se está preparando para unas elecciones federales el 21 de octubre. El consenso sostiene que el Partido Liberal del primer ministro Justin Trudeau permanecerá en el poder con un gobierno minoritario, o posiblemente en coalición con el Nuevo Partido Democrático (NDP) de izquierda y/o el Partido Verde. Nuestros estrategas geopolíticos creen que las probabilidades de que Trudeau mantenga una mayoría de partido único son mucho más altas que el consenso (que ronda el 25%), dado que se presenta con el respaldo de una economía bastante fuerte, un acuerdo comercial renegociado con Estados Unidos y un entorno sociopolítico estable (Gráfico 15). Gráfico 15 El riesgo político canadiense está contenido y debería mantenerse así El riesgo político canadiense está atenuado y debería permanecer así. El riesgo político canadiense está atenuado y debería permanecer así. Aunque la popularidad de Trudeau ha disminuido, su índice de aprobación todavía lo sitúa en el rango superior de los primeros ministros canadienses y no enfrenta un rival carismático. Tiene una base firme en ambos bastiones tradicionales del poder político, Ontario y Quebec, y las proyecciones de escaños muestran a los liberales liderando en ambas provincias. Los partidos pequeños no están en buenas cifras en las encuestas; el NDP está rindiendo mal en Quebec y es poco probable que le quite muchos votos a los liberales. Todavía podrían haber sorpresas, pero es indicativo que los liberales permanezcan al frente a pesar de los escándalos y controversias de último minuto que los amenazan. Las elecciones canadienses deberían producir un resultado de statu quo que no cambie las perspectivas del sector energético. Para el sector energético, el resultado más positivo es una mayoría conservadora; de lo contrario, una mayoría liberal renovada es el statu quo y por tanto el resultado menos negativo. Trudeau es criticado por los conservadores y en Alberta por comprometer los intereses energéticos de Canadá, aunque su apoyo al oleoducto Trans Mountain lo pone en desacuerdo con los partidos de izquierda. El peor escenario para el sector energético sería si Trudeau se viera obligado a depender de estos partidos en el parlamento – y esto es una posibilidad real aunque no nuestro caso base. Conclusión: Las elecciones canadienses deberían producir un resultado de statu quo que no cambie las perspectivas del sector energético – sin embargo, conllevan un riesgo no trivial de forzar a los liberales a integrarse en una coalición con partidos de izquierda cuyas posturas son negativas para el mercado del sector energético. Si se evita este resultado, espere que el mercado celebre a corto plazo, aunque los efectos a largo plazo de un segundo mandato de Trudeau no son positivos en el frente energético.   Hugo Bélanger, Analista Senior Estrategia de Commodities y Energía HugoB@bcaresearch.com     Notas a pie de página 1      Véase Mohammad bin Salman niega haber ordenado el asesinato de Khashoggi, pero dice que asume la responsabilidad, que se emitió el domingo 29 de septiembre de 2019 en CBS News. En un desarrollo relacionado la semana pasada, Arabia Saudita anunció un alto el fuego limitado con el Movimiento Houthi respaldado por Irán en Yemen, con el que ha estado en guerra desde 2015; véase Saudi Arabia agrees to limited ceasefire in Yemen, publicado por Arabian Business el 28 de septiembre de 2019. 2      Véase Las exportaciones de petróleo pesado de Canadá a Asia desde EE. UU. se disparan: datos, comerciantes publicado el 27 de septiembre de 2019 por reuters.com. 3      La expansión del oleoducto de 100k b/d de Enbridge Inc. programada para estar operativa en diciembre aumentará marginalmente los envíos canadienses hacia el sur. Enbridge es el operador dominante de oleoductos en el oeste de Canadá. Está intentando que los transportistas firmen contratos a largo plazo – frente a los contratos mensuales existentes – durante su actual temporada de subastas para el espacio en oleoducto. Su regulador “tiene preocupaciones respecto a la equidad del proceso de temporada abierta de Enbridge y la percepción de abuso del poder de mercado de Enbridge.” Véase El regulador canadiense ordena a Enbridge detener el plan de reforma del oleoducto debido a la 'percepción de abuso' publicado por reuters.com el 27 de septiembre de 2019. 4      Véase La corte confirma la ruta alternativa del oleoducto Keystone XL a través de Nebraska, publicado el 23 de agosto de 2019 por reuters.com. 5      Véase “Canadian Oil Sands Supply Costs and Developments Projects (2019-2039),” publicado por el Canadian Energy Research Institute (CERI), julio de 2019. 6      El nuevo gobierno hizo cambios pequeños adicionales a la política previa. Por ejemplo, dará a los productores un aviso de 2 meses sobre cualquier cambio en los límites, aumentó el límite base a 20k b/d desde 10k b/d y permite al ministro de Energía usar discreción para fijar los límites de producción tras fusiones y adquisiciones. Véase la sección límite de producción de petróleo del sitio web del gobierno de Alberta. 7           Como se discutió en nuestro informe de marzo de 2019, nuestra expectativa de alta adhesión a los recortes de producción acordados por los países de OPEC 2.0, que principalmente exportan crudos pesados y ácidos; mayores de lo esperado descensos en la producción venezolana de crudo pesado; y sanciones sobre los volúmenes de exportación de petróleo iraní limitan la oferta de crudo pesado disponible para los consumidores. 8              En junio de 2019, el gobierno canadiense aprobó el Proyecto de Ley C-69, llamado “La modernización de la Junta Nacional de Energía y la Agencia Canadiense de Evaluación Ambiental.” Esta ley cambia el proceso federal de evaluación ambiental. Los críticos argumentaron que esto repelería a los inversores energéticos y limitaría la aprobación de proyectos de oleoductos. Adicionalmente, el Senado canadiense aprobó el Proyecto de Ley C-48 – que pretende prohibir grandes petroleros en las aguas al norte de la costa de B.C. Esta ley dificulta que Alberta envíe su petróleo vía instalaciones de exportación del norte de B.C. Las empresas ahora están probando el envío de betún semisólido en lugar de en forma líquida para evitar cumplir con la nueva legislación. Véase El crudo de las arenas petrolíferas navega desde B.C., eludiendo la prohibición federal, publicado por el Edmonton Journal el 26 de septiembre de 2019. 9           Véase La diáspora de $30 mil millones: Las empresas petroleras extranjeras siguen abandonando el sector energético de Canadá publicado por el Financial Post el 22 de agosto de 2019. 10             El conteo de plataformas no captura completamente la producción de petróleo canadiense. La producción de betún a partir de minería representa ~30% de la producción total. Sin embargo, creemos que el conteo de plataformas sigue siendo un buen proxy del capex en el sector. 11             Véase “Canadian Oil Sands Supply Costs and Developments Projects (2019-2039),” publicado por el Canadian Energy Research Institute (CERI), julio de 2019. Visiones y temas de inversión Recomendaciones Recomendaciones estratégicas Operaciones tácticas RENDIMIENTO DE RECOMENDACIONES DE OPERACIONES EN 2019 3T Es probable que se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Es probable que se amplíen los diferenciales del crudo canadiense Tabla de referencia de precios de commodities y jugadas Operaciones cerradas en 2019 Resumen de operaciones cerradas Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen. Diferenciales del crudo canadiense probablemente se amplíen.

Aspectos destacados El crecimiento europeo y global se recuperará en el cuarto trimestre, pero la recuperación carecerá de longevidad. Bonos: Espere que los rendimientos de los bonos suban modestamente, especialmente aquellos rendimientos que están profundamente en territorio negativo. Mantener infraponderación de los bunds alemanes en una cartera de bonos europea o global. Monedas: Las monedas con rendimiento cero/negativo tienen más por ganar, y nuestra preferencia sigue siendo el yen. Renta variable: una lucha entre crecimiento y valoración dejará al índice amplio de renta variable en un canal lateral. Pero con el rendimiento más alto, prefiera acciones frente a bonos. Sectores de renta variable: Las apuestas cíclicas fuera de China rendirán más que las apuestas en China. Continúe sobreponderando bancos frente a recursos y/o industriales. Regiones de renta variable: Continúe sobreponderando el Eurostoxx 50 frente al Shanghai Composite y/o el Nikkei 225. Artículo La comodidad y la incomodidad no son absolutas, son relativas. Mete tu mano en agua fría, y si se siente cómoda o incómoda depende de dónde venga tu mano. Si tu mano venía de la temperatura ambiente, el agua fría se sentirá incómoda. ¡Pero si tu mano venía de un cubo de hielo, el agua fría se sentirá como una bendición! El mismo principio se aplica a cómo nosotros, y los mercados financieros, percibimos el crecimiento económico a corto plazo. Después de una fuerte expansión, una tasa de crecimiento moderada del 1 por ciento se siente incómoda. Pero después de una contracción económica, un crecimiento del 1 por ciento se siente muy agradable. Esto conduce a dos puntos importantes: A corto plazo, el mercado se preocupa menos por la tasa de crecimiento per se, y más por si la tasa de crecimiento se está acelerando o desacelerando. Cuando se trata de los impulsores del crecimiento a corto plazo – los rendimientos de los bonos, el crédito y el precio del petróleo – debemos centrarnos no en sus cambios, sino en sus impulsos, es decir, los cambios en sus cambios. Esto se debe a que son los impulsos de los rendimientos de los bonos, del crédito y del precio del petróleo los que impulsan las aceleraciones y desaceleraciones del crecimiento económico, a menudo con un tiempo de adelanto útil de unos meses. El Gráfico de la semana combinado con Gráfico I-1–Gráfico I-4 no deberían dejarle ninguna duda. En la zona del euro, Estados Unidos y China, los impulsos del rendimiento interno de los bonos a 6 meses han precedido a sus impulsos de crédito domésticos a 6 meses con una precisión casi perfecta. Gráfico de la semana El crecimiento del crédito se recuperará en el cuarto trimestre, luego se desvanecerá El crecimiento del crédito se recuperará en el cuarto trimestre y luego se desvanecerá. El crecimiento del crédito se recuperará en el cuarto trimestre y luego se desvanecerá. Gráfico I-2 El impulso del rendimiento de los bonos en la zona del euro precede a su impulso de crédito El impulso del rendimiento de los bonos de la zona del euro anticipa su impulso crediticio El impulso del rendimiento de los bonos de la zona del euro anticipa su impulso crediticio Gráfico I-3 El impulso del rendimiento de los bonos en EE. UU. precede a su impulso de crédito El impulso del rendimiento de los bonos de EE. UU. anticipa su impulso crediticio El impulso del rendimiento de los bonos de EE. UU. anticipa su impulso crediticio Gráfico I-4 El impulso del rendimiento de los bonos en China precede a su impulso de crédito El impulso de la rentabilidad de los bonos en China adelanta al impulso del crédito El impulso de la rentabilidad de los bonos en China adelanta al impulso del crédito Basado en esta precisión casi perfecta, los impulsos de crédito en la zona del euro y en EE. UU. deberían rebotar brevemente en el cuarto trimestre. Pero espere mucha menos recuperación, si la hay, en China. Mientras que los rendimientos de los bonos se han desplomado en la zona del euro y en EE. UU., resultando en impulsos de crédito favorables, se han movido mucho menos en China. De hecho, el impulso del rendimiento de los bonos a 6 meses de China se ha estado moviendo más hacia territorio de viento en contra en los últimos meses (Gráfico I-5). Gráfico I-5 Los impulsos del rendimiento de los bonos fueron vientos de cola en la zona del euro y EE. UU., pero no en China Los impulsos de los rendimientos de los bonos fueron vientos a favor en la zona del euro y en EE. UU., pero no en China Los impulsos de los rendimientos de los bonos fueron vientos a favor en la zona del euro y en EE. UU., pero no en China Se desprende que una recuperación del crecimiento del crédito en el cuarto trimestre tendrá su origen en Europa y EE. UU. más que en China. Desde una perspectiva táctica, esto favorecerá las apuestas cíclicas fuera de China frente a las apuestas en China. Pero al entrar en la primera parte de 2020, espere que los impulsos de crédito se desvanezcan en todas las principales economías, a menos que los rendimientos de los bonos caigan ahora de forma muy pronunciada en todas partes. Invertir por impulso Mucha gente aún encuentra confuso que sean los impulsos – y no los cambios – de los rendimientos de los bonos, del crédito y del precio del petróleo los que impulsan las aceleraciones y desaceleraciones del crecimiento económico. Para resolver esta confusión, aclaremos el punto. Los impulsos de crédito en la zona del euro y en EE. UU. deberían rebotar brevemente en el cuarto trimestre.  Un descenso en el rendimiento de los bonos provocará nuevos préstamos. Por ejemplo, una determinada caída en el rendimiento de los bonos de EE. UU., digamos 0,5 por ciento, provocará un determinado aumento en el número de solicitudes de hipoteca (Gráfico I-6). El nuevo endeudamiento añadirá demanda, es decir, generará crecimiento. Pero en el periodo siguiente, una nueva caída del rendimiento de los bonos de 0,5 por ciento generará el mismo nuevo endeudamiento adicional y la misma tasa de crecimiento. El punto crucial es que, si la caída en el rendimiento de los bonos es la misma, el crecimiento no se acelerará. Gráfico I-6 Una determinada caída en el rendimiento de los bonos desencadena un determinado aumento en el nuevo endeudamiento Una caída determinada en la rentabilidad del bono provoca un aumento determinado en el nuevo endeudamiento. Una caída determinada en la rentabilidad del bono provoca un aumento determinado en el nuevo endeudamiento. El crecimiento se acelerará sólo si la primera caída del 0,5 por ciento en el rendimiento de los bonos es seguida por una caída mayor, digamos del 0,6 por ciento, es decir, un impulso de viento a favor. Contrariamente e intuitivamente, el crecimiento desacelerará si la primera caída del 0,5 por ciento es seguida por una caída menor, digamos del 0,4 por ciento, es decir, un impulso de viento en contra. No culpe a los automóviles de la recesión alemana Gráfico I-7 La producción de automóviles alemana se recuperó en el tercer trimestre La Producción Alemana De Automóviles Se Recuperó En El Tercer Trimestre La Producción Alemana De Automóviles Se Recuperó En El Tercer Trimestre Si la economía alemana se contrae en el tercer trimestre y entra así en una recesión técnica, la respuesta instintiva será culpar a los problemas de la industria del automóvil. Pero la evidencia no respalda esa historia. La producción de automóviles nuevos en Alemania se recuperó en el tercer trimestre (Gráfico I-7). Surge la pregunta: si no son los automóviles, ¿cuál es el verdadero culpable de la desaceleración? La respuesta probable es que Alemania sufrió recientemente un fuerte viento en contra debido al impulso del precio del petróleo. Alemania tiene uno de los volúmenes de tráfico por carretera por unidad de PIB más altos del mundo, solo por detrás de EE. UU. (Tabla I-1). Una posible explicación de la alta intensidad de tráfico de Alemania es que, al igual que EE. UU., Alemania es una economía descentralizada con múltiples ‘hubs and spokes’ que requieren mucho cruce de tráfico. Pero a diferencia de EE. UU., el transporte alemán depende en gran medida de las importaciones de petróleo, que tienden a ser no sustituibles y de demanda altamente inelástica al precio. A medida que el valor de las importaciones alemanas de petróleo aumenta al mismo ritmo que el precio del petróleo, las exportaciones netas de Alemania disminuyen, lastrando el crecimiento. Tabla I-1 Alemania tiene una intensidad de tráfico por carretera muy alta El crecimiento repuntará en el cuarto trimestre, pero se debilitará en 2020. El crecimiento repuntará en el cuarto trimestre, pero se debilitará en 2020.   La conclusión es que el impulso del precio del petróleo tiene una gran influencia en las aceleraciones y desaceleraciones del crecimiento a corto plazo de Alemania. El periodo de seis meses que terminó alrededor de junio de 2019 constituyó un severo impulso en contra. Esto se debe a que un aumento del 30 por ciento en el precio del petróleo en ese periodo siguió a una caída del 40 por ciento en el periodo de seis meses anterior, lo que equivale a un impulso en contra del 70 por ciento.1  Alemania tiene uno de los volúmenes de tráfico por carretera por unidad de PIB más altos del mundo. Teniendo en cuenta los retrasos típicos de unos meses, este severo impulso en contra fue un contribuyente importante a la reciente desaceleración de Alemania. Las oscilaciones en el impulso a 6 meses del precio del petróleo han explicado las oscilaciones en el crecimiento económico a 6 meses de Alemania con una precisión inquietante (Gráfico I-8). La buena noticia es que el severo impulso en contra del precio del petróleo se ha aliviado, permitiendo una recuperación del crecimiento económico alemán durante el cuarto trimestre. Gráfico I-8 El impulso del precio del petróleo explica las oscilaciones del crecimiento alemán El impulso del precio del petróleo explica las oscilaciones del crecimiento alemán El impulso del precio del petróleo explica las oscilaciones del crecimiento alemán No obstante, una supuesta recuperación podría anularse por una carta inesperada: el ‘impulso de riesgo geopolítico’. Para ser claros, esto no es un impulso en el sentido técnico, pero es un concepto similar: ¿están aumentando o disminuyendo el número de posibles eventos extremos? Para el cuarto trimestre, nuestra respuesta subjetiva es que están disminuyendo. En Europa, la formación de una nueva coalición de gobierno en Italia ha eliminado la política italiana como un posible evento extremo por el momento. Mientras tanto, asumimos que la ley Benn-Burt en el Reino Unido ha sido redactada lo suficientemente bien como para eliminar un posible Brexit sin acuerdo el 31 de octubre. En otros lugares, la guerra comercial EE. UU./China y las tensiones en Oriente Medio probablemente permanecerán en estasis durante el cuarto trimestre.  Cómo posicionarse para el cuarto trimestre Tras un decepcionante tercer trimestre para el crecimiento global y europeo, esperamos una recuperación en el cuarto trimestre. Pero, por el momento, no tenemos convicción de que el impulso de la recuperación lo lleve profundamente en 2020. Posiciónese para el cuarto trimestre de la siguiente manera:  Espere una recuperación en el cuarto trimestre. Bonos: Espere que los rendimientos de los bonos suban modestamente, especialmente aquellos rendimientos que están profundamente en territorio negativo. Mantener infraponderación de los bunds alemanes en una cartera de bonos europea o global. Monedas: Las monedas con rendimiento cero/negativo tienen más por ganar, y nuestra preferencia sigue siendo el yen. Con una desenlace del Brexit, la libra podría ser la que más se mueva y nuestra intuición es al alza. Pero esperamos más claridad antes de apretar el gatillo. Renta variable: una lucha entre crecimiento y valoración dejará al índice amplio de renta variable en el rango lateral en el que ha existido durante los últimos dos años (Gráfico I-9). Pero con un rendimiento mayor que los bonos, las acciones son la clase de activo preferida en este feo concurso. Sectores de renta variable: Las apuestas cíclicas fuera de China rendirán más que las apuestas en China. Continúe sobreponderando bancos frente a recursos y/o industriales. Regiones de renta variable: Continúe sobreponderando el Eurostoxx 50 frente al Shanghai Composite y/o el Nikkei 225 (Gráfico I-10). Gráfico I-9 Las acciones globales no han avanzado en dos años Las acciones globales no han ido a ninguna parte en dos años. Las acciones globales no han ido a ninguna parte en dos años. Gráfico I-10 Mantener sobreponderación en Europa ##br## frente a China Mantener la sobreponderación: Europa frente a China Mantener la sobreponderación: Europa frente a China   Sistema de trading fractal* El reciente repunte en el precio del níquel se debe a temores sobre la interrupción del suministro, concretamente a una prohibición de exportación indonesia. Sin embargo, la amplitud del rally parece técnicamente estirada. Lo expresaríamos como un par-operación frente al oro: largo en oro / corto en níquel. Gráfico I-11 Níquel VS. Oro Níquel VS. Oro Níquel VS. Oro Fije un objetivo de beneficio del 11 por ciento con una pérdida por parada simétrica. Para cualquier inversión, el seguimiento excesivo de tendencias y el pensamiento de grupo pueden alcanzar un punto natural de inestabilidad, en el cual la tendencia establecida es muy probable que se rompa con o sin un catalizador externo. Una señal de alerta temprana es que la dimensión fractal de la inversión se aproxima a su límite inferior natural. De forma alentadora, este desencadenante ha identificado de forma consistente movimientos contrarios a la tendencia de diversas magnitudes en todas las clases de activos. Las reglas del modelo de trading fractal posteriores al 9 de junio de 2016 son: Cuando la dimensión fractal se aproxima al límite inferior tras una inversión que ha estado en una tendencia establecida, es un posible desencadenante para una reversión de la tendencia provocada por la liquidez. Por lo tanto, abra una posición contraria a la tendencia. El objetivo de beneficio es una reversión de un tercio del movimiento precedente de 13 semanas. Aplique una pérdida por parada simétrica. Cierre la posición en el objetivo de beneficio o en la pérdida por parada. De lo contrario, cierre la posición después de 13 semanas. Use el múltiplo de tamaño de posición para controlar el riesgo. El tamaño de la posición será menor para posiciones más arriesgadas. * Para más detalles, por favor consulte el European Investment Strategy Special Report “Fractals, Liquidity & A Trading Model,” del 11 de diciembre de 2014, disponible en eis.bcaresearch.com. Dhaval Joshi, Director de Estrategia de Inversión Europea dhaval@bcaresearch.com Notas al pie 1 Los pasos de 6 meses en el precio del crudo WTI fueron $74.15, $45.21 y $58.24. El primer cambio equivalió a una disminución del 40 por ciento y el segundo cambio equivalió a un aumento del 30 por ciento. Así que el impulso a 6 meses fue del 70 por ciento. Modelo de trading fractal Recomendaciones cíclicas Recomendaciones estructurales Operaciones fractales cerradas Operaciones Operaciones cerradas Rendimiento de activos Divisa y bono Sector de renta variable Renta variable por país Indicadores Rendimientos de bonos Gráfico II-1 Indicadores a vigilar - Rendimientos de bonos Indicadores a vigilar - Rendimientos de los bonos Indicadores a vigilar - Rendimientos de los bonos Gráfico II-2 Indicadores a vigilar - Rendimientos de bonos Indicadores a vigilar - Rendimientos de los bonos Indicadores a vigilar - Rendimientos de los bonos Gráfico II-3 Indicadores a vigilar - Rendimientos de bonos Indicadores a Vigilar - Rendimientos de los Bonos Indicadores a Vigilar - Rendimientos de los Bonos Gráfico II-4 Indicadores a vigilar - Rendimientos de bonos Indicadores a Vigilar - Rendimientos de los Bonos Indicadores a Vigilar - Rendimientos de los Bonos   Tipo de interés Gráfico II-5 Indicadores a vigilar - Expectativas de tipos de interés Indicadores a vigilar - Expectativas de las tasas de interés Indicadores a vigilar - Expectativas de las tasas de interés Gráfico II-6 Indicadores a vigilar - Expectativas de tipos de interés Indicadores a Vigilar - Expectativas de Tasas de Interés Indicadores a Vigilar - Expectativas de Tasas de Interés Gráfico II-7 Indicadores a vigilar - Expectativas de tipos de interés Indicadores a vigilar - Expectativas sobre las tasas de interés Indicadores a vigilar - Expectativas sobre las tasas de interés Gráfico II-8 Indicadores a vigilar - Expectativas de tipos de interés Indicadores a vigilar - Expectativas de tasas de interés Indicadores a vigilar - Expectativas de tasas de interés  

Informe especial

In late-summer 2010, we published a Special Report overviewing long-term U.S. equity sector relative performance during deflationary periods. Since then, inflation – core PCE deflator to be more specific – only briefly flirted with the Federal Reserve’s 2% target in mid-2018, while long-term inflation expectations never managed to re-anchor higher. Worrisomely, there are now budding signs that inflation will weaken in the coming quarters rather than rear its ugly head. Pundits – us included – are still waiting for inflationary pressures to finally pass-through. Worrisomely, there are now budding signs that inflation will weaken in the coming quarters rather than rear its ugly head (Chart 1). The late-2018 tightening in financial conditions will exert downward pressure on year-over-year CPI growth, albeit with a slight lag (top panel, Chart 1). More broadly, the ongoing deceleration in the U.S. economy, as evidenced by the sharp decline in the ISM manufacturing PMI (and most of its subcomponents), represents a serious headwind for inflation (second panel, Chart 1). Given weak global growth, the appreciating U.S. dollar – a countercyclical currency – will also weigh on inflation going forward (not shown). Further, we don’t view the recent perky inflation prints as sustainable. In fact, core goods CPI – which accounts for 25% of core CPI and has been the main driver lately – is expected to roll over and contract over the next 18 months (third panel, Chart 1). Chart 1Still Looking For Inflation? U.S. Equity Strategy’s corporate pricing power proxy has also sharply sunk corroborating that the path of least resistance is lower for core inflation (bottom panel, Chart 1). In other words, if Marty McFly could ride the DeLorean to travel back in time once more, he would certainly approve of deflation/disinflation being a major equity theme at BCA, and would even ask us to delve deeper into our prior analysis. That is precisely what we do in this Special Report. We acknowledge the current disinflationary trend and provide more details on the historical relative performance of the different equity sectors in such periods. We introduce a simple trading rule based on these deflationary episodes, which we define as two or more consecutive quarters of negative corporate sector price deflator growth (Chart 2). We treat single quarters of positive growth within broader deflationary trends as outliers, which translate into the occasional quarterly rebounds within the shaded areas. Chart 2Deflationary Periods The next pages provide some more color on the sectors historical relative performance. Notably, we add a brief overview of the annualized returns realized by heeding the signals from two consecutive quarters of negative corporate sector price deflator growth. Since 1960, there have been 27 such signals, with a median duration of 15 months and the shortest one being six months. As such, we feel comfortable using 6-, 12- and 24-month horizons to go long (short) the sectors we identified did well during deflationary (inflationary) periods, whenever signaled. Table 1 summarizes the results of this empirical exercise. Table 1 Sector Relative Performance And Deflation (From 1960 To Present) Our hypothesis during disinflationary periods is that defensives outshine cyclicals. The results for the GICS11 relative sector performance are consistent with our hypothesis. Specifically, following our deflationary signal, defensives are up 1.4% on a 6-month horizon, while cyclicals are down 2.5%. We also note an inflection point around the 12-month mark as cyclicals start to recover their losses moving from -2.5% to just -0.21%, while defensives are giving up their gains moving from 1.38% to 0.76%. This finding is consistent with the median deflation period duration of 15 months, as highlighted earlier. Similarly, if we look 24 months out, we observe that cyclicals are outperforming the market by 0.5% (largely driven by tech), and defensives are lagging the market by -1.2% (dragged by telecom and utilities) signaling that the market has recovered. Diagram 1Performance Time Line Importantly, we are currently in a deflationary environment as defined by our two-quarter signal that commenced mid-2018, and U.S. Equity Strategy has been actively reducing cyclical exposure over the past six months and highlighting that investors should be cautious on the prospects of the broad equity market. Turning back to Table 1, we also see some divergences in the GICS1 sector performance vs. some of our expectations. Utilities should outperform during disinflation periods, owing to two factors: (1) steady cash flow growth, (2) falling interest rates boost the allure of high yielding competing assets. Another notable outlier is the S&P consumer discretionary index. Specifically, the roughly 2% underperformance in the six months following our deflationary signal took us by surprise, as discretionary spending should at the margin get a boost from declining interest rates. To conclude, we also present a time line that summarizes results from Table 1 as well as the sector specific comments. Importantly, the time line is a road map that should be only used “as a rule of thumb” guide to navigate a deflationary environment. Keep in mind, that even though the median duration for a deflationary period is 15 months, it can still last anywhere from just under a year to over four years. As always, context is key. Finally, stay tuned for an update on our traditional U.S. equity sector profit margin outlook report that is due in the upcoming months. What follows are additional details of our analysis on a per sector basis, along with charts on sector specific pricing power and revenue turnover.     Jeremie Peloso, Research Analyst JeremieP@bcaresearch.com   Arseniy Urazov, Research Associate ArseniyU@bcaresearch.com   Consumer Staples (Overweight) The S&P consumer staples index performs well during deflationary periods. Likely explanatory variables are the safe haven status of this index along with an ongoing industry consolidation. Our sector pricing power proxy reveals that staples have not experienced a contraction in pricing power since 2003. While relative share prices are staging a recovery, they are still one standard deviation below the historical time trend. Further gains are likely given impressive returns on a 6-, 12-, and 24-month time horizon following our deflationary signal. We remain overweight the S&P consumer staples index. Energy (Overweight) Among the cyclical sectors, S&P energy is the second largest underperformer, declining 3.4% on average in relative terms in the six months following our deflationary signal. The underperformance is also evident in our PP proxy. Energy companies’ PP declines right as the economy enters deflation, which is consistent with our expectations, as oil plays a key role in virtually any inflation/deflation measure. One caveat at the current juncture is the recent oil price spike that may serve as a catalyst to unlock excellent value in bombed out energy equities. As a result of the drone attacks on Saudi Arabia’s production and refining facilities we expect geopolitical premia to get built into crude oil prices on a sustained basis. We are currently overweight the S&P energy index. Health Care (Overweight) During deflationary periods the S&P health care sector has outperformed the broad market, similar to its defensive sibling, the S&P consumer staples sector. On top of the safe haven nature of the health care industry, pricing power has never crossed below the zero line during the entire history of the data series. This remarkable feat also applies to the sector’s sales growth. We are currently overweight the S&P health care index. Industrials (Overweight) On the eve of deflation, industrials equities start wrestling with two opposing forces: cheapened raw materials versus slowing economic activity. In the end, economic softness wins the tug-of-war as this deep cyclical index underperforms the market on 6-, 12- and 24-month time horizon by -1.4%, -1.0% and -0.5%, respectively. The sector’s pricing power usually displays a sharp decline as we enter a deflationary zone weighing on industrials revenue prospects and thus relative performance. We are currently overweight the S&P industrials sector. Financials (Overweight) Being an early cyclical sector, it is not surprising that the S&P financials sector tends to underperform the broad market on 6-, 12- and 24-month horizon following our two-quarter deflation signal. The largest underperformance for financials comes late into the deflationary period. In fact, had we excluded utilities from our analysis, the S&P financials sector would have been the worst performing sector across the board on a 12- and 24-month time horizon. The heavyweight banks subgroup accounting for roughly 42% of the S&P financials market capitalization weight explains the underperformance. As a reminder banks underperform when the price of credit is falling owing to deflation/disinflation. Given that our fixed income strategists expect a selloff in the bond market, we remain overweight the S&P financials index. Technology (Neutral – Downgrade Alert) Back in 2010, we reiterated that tech equities were deflationary winners, a fact that has not changed since then. The frenetic pace of innovation in and of itself, has prepared the sector to cope with episodes of deflation. Within cyclicals, technology is by far the best performing sector in our Table 1, but the present-day geopolitical and trade tensions compel us to be neutral on the sector with a potential downgrade coming down the line via a software subgroup downgrade. Tech pricing power is resilient during deflationary episodes. However, tech sales growth, which appears to have peaked for the cycle, swings violently, warning of potential turbulence ahead if a down oscillation is looming. We are neutral the S&P technology sector, which is also on our downgrade watch list. Telecommunication Services (Neutral) Traditionally defensive telecom services stocks have been struggling recently, saddled with rising debt, fighting to remain relevant and avoid becoming a “dumb pipe”. The industry’s pricing power proxy also highlights the point as telecom companies never managed to regain their footing since the GFC. Another important point is that the index materially underperforms the market across all the time horizons we examined returning: -1.5%, -2.0% and -4.4%. Our hypothesis was that telecom carriers should outperform during deflationary periods owing to stable cash flow growth generation and a high dividend yield profile. But, empirical evidence shows the opposite. Likely, the four decades-long sustained underperformance of this now niche safe haven industry suggests that sector specific dynamics are at fault. We are currently neutral the S&P telecommunication services index. Materials (Underweight) Despite the massive demand from China and, more generally, from the EM complex for commodities over the past several years, the S&P materials sector never actually managed to break free from its structural downtrend. The sector is one of the major disinflationary losers as evident from the chart. Importantly, since the mid-70s, most of the periods when materials managed to outperform the broad market occurred outside the shaded areas and recessions. On average, materials sector pricing power also tends to decline sharply when global growth weakens, as is currently the case. And, with a slight delay, materials sector revenue growth will likely suffer a setback, warning that revenue growth has crested for the cycle. We reiterate our recent downgrade of the S&P materials sector to underweight. Consumer Discretionary (Underweight – Upgrade Alert) Contrary to our hypothesis, S&P consumer discretionary stocks underperform during disinflationary periods that weigh on interest rates. Likely decelerating economic activity trumps that fall in interest rates and consumers gravitate toward staple goods and services and away from discretionarfy purchases. Table 1 reveals that consumer discretionary stocks actually suffer the most early in a deflationary period (-2.0%), and then sharply recover 12 months out and turn marginally positive (0.1%). We are currently underweight the S&P consumer discretionary index, but have it on upgrade alert as a potential buying opportunity. Utilities (Underweight) As for the final sector of this Special Report, we had highlighted that the S&P utilities is a notable outlier in our analysis as it does not behave according to our expectations. Likely, some industry specific dynamics are at play as high-yielding safe haven utilities stocks severely underperform during deflationary periods. The sector returns -3.5%, -4.3%, and -4.5% versus the broad marekt on a 6-, 12, and 24-month time horizon, respectively. In theory, two factors should have pushed the relative share price higher: (1) steady cash flow growth and (2) falling interest rates, both of which boost the allure of high yielding competing assets. Neither one was sufficient to break away from the structural downtrend that has been haunting the sector over the years. We are currently underweight the S&P utilites index.   Footnotes 1    We are using GICS 2 Telecommunication Services index instead of the parent GICS 1 Communication Services index due to the lack of data as the index was only recently introduced.

Oil Risk Is Mispriced Oil Risk Is Mispriced Sobreponderación de alta convicción Los recientes ataques con drones a las instalaciones de procesamiento y producción de petróleo de Arabia Saudita han vuelto a centrar la atención de los inversores en la reevaluación de la prima de riesgo geopolítico en el mercado del petróleo crudo. Dado el riesgo aumentado de un futuro repunte del precio del petróleo que los servicios de BCA de Estrategia de Materias Primas y Energía y Estrategia Geopolítica descritos recientemente,1 mantenemos una posición de sobreponderación en el sector energético del S&P y reiteramos nuestra postura de sobreponderación de alta convicción. Esta interrupción del suministro de petróleo crudo se produce en un momento inoportuno, ya que los inventarios de crudo de EE. UU. se han venido agotando recientemente, lo que representa una fuente de apoyo para la relación de precios relativos de las acciones (suministro de crudo mostrado invertido, segundo panel). Además, la demanda fuera de la OCDE sigue expandiéndose. Es importante que el índice de difusión del Indicador Económico Líder Global de BCA se está acelerando, impulsado por los mercados emergentes, y señala que el reciente alivio de la política monetaria en las economías emergentes contendrá la demanda de petróleo de estas economías (tercer panel). Como resultado, las expectativas relativas de ventas del sector energético del S&P, que aún están deprimidas, deberían revertirse (panel inferior). Conclusión: Manténgase sobreponderado en el sector energético del S&P. Este sector profundamente cíclico también continúa en nuestra lista de sobreponderaciones de alta convicción. Consulte el siguiente Informe Semanal para más detalles.​​​​​​​   1      Consulte el Informe Especial de BCA Estrategia de Materias Primas y Energía y Estrategia Geopolítica, “Riesgo de política, la incertidumbre nubla el pronóstico del precio del petróleo” con fecha del 19 de septiembre de 2016, disponible en ces.bcaresearch.com.

Sobreponderar El petróleo crudo y E&P van de la mano El petróleo crudo y E&P van de la mano Las acciones de exploración y producción (E&P) de petróleo y gas del S&P han seguido de cerca los precios del crudo, pero recientemente se ha abierto una amplia brecha y estimamos que probablemente se reducirá a través de una fase de recuperación en las acciones (panel superior). Incluso los precios del gas natural han salido de la hibernación y han repuntado últimamente, y de forma similar sugieren que los precios relativos de las acciones están inusitadamente deprimidos al desviarse marcadamente de las materias primas subyacentes (panel secundario). Hay tanto pesimismo arraigado en el espacio de E&P, con las revisiones netas del BPA hundiéndose hasta niveles de "lo peor posible", que advierte que incluso un modesto aumento en los precios del petróleo puede servir como catalizador para elevar el perfil de este rincón poco apreciado del universo cíclico profundo (panel inferior). Conclusión: Continúe sobreponderando el índice S&P de exploración y producción de petróleo y gas. Por favor, consulte el siguiente Informe Semanal para más detalles. Los símbolos de cotización de las acciones de este índice son: S5OILP – COP, PXD, DVN, HES, APA, MRO, XEC, COG, CXO, EOG, FANG, NBL.

Destacados   Estrategia de cartera El fortalecimiento de las perspectivas de beneficios relativos, la mayor probabilidad de un repunte del precio del petróleo y unas primas de riesgo geopolítico más altas, las valoraciones hundidas y los indicadores técnicos extremadamente sobrevendidos indican que se justifica una posición de sobrepeso en el sector energético del S&P. La subida de la inflación de los precios del petróleo y del gas natural, la disminución de los diferenciales de high yield de la industria, una mayor disciplina en el gasto de capital y un valor relativo atractivo sugieren que conviene mantener sobrepeso en el índice S&P E&P. Cambios recientes No hay cambios en la cartera esta semana. Tabla 1 El factor del petróleo El factor del petróleo Análisis Las acciones se mantuvieron en rangos la semana pasada, digiriendo las secuelas de los ataques con drones a las instalaciones petroleras de Arabia Saudita y el repentino repunte del precio del petróleo, y el recorte de tipos del Fed, que en el margen fue más restrictivo (Gráfico 1). Aunque las noticias sobre la guerra comercial EE. UU./China quedaron en segundo plano, resulta inquietante que la mayor interrupción de la producción de petróleo en la memoria reciente acaparara la atención. Los precios del crudo se dispararon y la volatilidad del petróleo se elevó bruscamente, ya que los participantes del mercado no estaban descontando ninguna prima de riesgo geopolítico en los precios del crudo (Gráfico 1). Esto es una llamada de atención para los participantes del mercado y habrá ramificaciones a largo plazo si la prima de riesgo geopolítico, previamente latente, vuelve con fuerza en los mercados del petróleo, como esperamos. Gráfico 2 muestra que históricamente, un choque en el precio del petróleo coincide con una recesión en EE. UU. Dado que nuestro servicio Commodity & Energy Strategy (CES) no descartaría otra subida del precio del petróleo en los próximos meses, un casi doblamiento de la inflación petrolera sería probablemente la gota que colma el vaso y marcaría la casilla final para la recesión. Gráfico 1 Atención al pico de volatilidad del petróleo Atención al repunte de la volatilidad del petróleo Atención al repunte de la volatilidad del petróleo Gráfico 2 Duplicar los precios del petróleo es un mal presagio para las acciones La duplicación de los precios del petróleo es un mal presagio para las acciones La duplicación de los precios del petróleo es un mal presagio para las acciones Más exactamente, desde mediados de la década de 1970, un aumento interanual del precio del petróleo del 91% –usando datos mensuales de fin de periodo– es sinónimo de recesión, sin falsos positivos. Para que se cumpla ese requisito, el crudo WTI tendría que dispararse hasta aproximadamente $86/bbl para diciembre (panel superior, Gráfico 2). Aunque esto pueda parecer mucho, nuestro servicio CES ha empezado a asignar una probabilidad creciente a un salto considerable en el precio del petróleo en los próximos meses. En lo que respecta a las acciones, en los cinco choques petroleros anteriores el S&P 500 sufrió pérdidas significativas, y si la historia al menos rima, el SPX volvería a contraerse de forma pronunciada (panel medio, Gráfico 2). Aunque la economía estadounidense no está actualmente en recesión, es lo suficientemente frágil como para que un choque exógeno en el precio del petróleo la incline hacia la recesión. Como recordatorio, EE. UU. se beneficia de la “buena deflación”, es decir, precios del petróleo más bajos, y sufre con los picos de petróleo. Gráfico 3 representa esta correlación inversa. Importa volver a leer el artículo de James D. Hamilton “Historical Oil Shocks” del NBER.1 En este trabajo Hamilton documenta que «Todas menos una de las 11 recesiones de la posguerra estuvieron asociadas con un aumento del precio del petróleo, siendo la única excepción la recesión de 1960.» Hamilton luego argumenta que «La correlación entre los shocks petroleros y las recesiones económicas parece ser demasiado fuerte para ser solo una coincidencia… Esto no pretende afirmar que los aumentos del precio del petróleo fueran la causa única de la mayoría de las recesiones de la posguerra. En cambio, la conclusión indicada es que los shocks petroleros fueron un factor contribuyente en al menos algunas recesiones de la posguerra (énfasis nuestro)». Gráfico 3 El PIB y el petróleo están inversamente correlacionados El PIB y el petróleo están inversamente correlacionados. El PIB y el petróleo están inversamente correlacionados.  Esta semana actualizamos un sector cíclico profundo y uno de sus subcomponentes clave. Tabla 2 Crecimiento del PIB real (tasa anual) y contribución de los automóviles al crecimiento total del PIB en cinco episodios históricos El factor del petróleo El factor del petróleo Aunque solo el sector energético se beneficia del choque del precio del petróleo, el consumidor y la mayoría de los demás sectores de la economía deben lidiar con el aumento de los costos energéticos. Hamilton finalmente apunta algo clave sobre la producción de automóviles y su vínculo con la producción: «una de las respuestas clave observadas tras un aumento en los precios del petróleo es una disminución en el gasto en automóviles, particularmente en los vehículos más grandes fabricados en Estados Unidos». Él muestra esta relación en la Tabla 2 que hemos replicado.2 Gráfico 4 también muestra varias series económicas relacionadas con los automóviles, y el mensaje actual es sombrío. Está claro que, si un choque del precio del petróleo golpeara, la destrucción de la producción relacionada con vehículos de motor restaría a la producción total y aumentaría la probabilidad de recesión. Gráfico 4 ¿Qué pasa con los automóviles? ¿Qué pasa con los autos? ¿Qué pasa con los autos? En suma, el riesgo geopolítico se está descontando en los mercados del crudo y, si un repunte del petróleo llegara alrededor de $86/bbl, ese choque externo muy probablemente inclinaría la economía hacia la recesión, como ha ocurrido en todos los anteriores repuntes de la inflación petrolera desde los años setenta. Nos negaríamos a sucumbir a la tentación de escuchar a los expertos que, al igual que con la inversión inicial de la curva de rendimientos de diciembre de 2018, declararían que «esta vez es distinto». Como resultado de toda esta incertidumbre aumentada, seguimos siendo cautelosos respecto a las perspectivas del mercado de renta variable en general. Esta semana actualizamos un sector cíclico profundo y uno de sus subcomponentes clave. ¿Es el momento de brillar para el sector energético? Los recientes ataques con drones a las instalaciones de procesamiento y producción de petróleo en Arabia Saudita han vuelto a concentrar la atención de los inversores en la reevaluación de las primas de riesgo geopolítico en el mercado del crudo (panel superior, Gráfico 5). Dado el mayor riesgo de un futuro repunte del precio del petróleo que los servicios CES y Geopolitical Strategy de BCA expuestos recientemente, mantenemos sobrepeso en el sector energético del S&P y reiteramos nuestra posición de sobrepeso de alta convicción.   El aumento de los precios del petróleo también se filtrará hasta elevar las expectativas de inflación y dará un impulso adicional al atractivo del sector energético del S&P (paneles medio y inferior, Gráfico 5). Esta interrupción del suministro de crudo llega en un momento inoportuno, ya que las existencias de crudo de EE. UU. se han estado agotando recientemente; esto representa otra fuente de apoyo para la ratio relativa del precio de las acciones (suministro de crudo mostrado invertido, segundo panel, Gráfico 6). Gráfico 5 Se avecina una fase de recuperación para la energía Se avecina una fase de recuperación energética Se avecina una fase de recuperación energética Gráfico 6 La energía puede dispararse al alza La energía puede dispararse aún más La energía puede dispararse aún más En el frente de la demanda, la demanda fuera de la OCDE sigue en una trayectoria ascendente desde el inicio de su senda de recuperación tras la recesión manufacturera de 2015/2016. Importa que el índice de difusión del Indicador Económico Líder Global de BCA se está acelerando impulsado por los mercados emergentes y señala que las recientes medidas de relajación de la política monetaria en las economías de mercados emergentes pondrán un techo a la demanda de petróleo de EM (Gráfico 6). Como resultado, las expectativas de ventas relativas aún deprimidas del sector energético del S&P deberían girar al alza (tercer panel, Gráfico 6). Pasando a los estados financieros de este sector cíclico profundo ahora más especializado, no hay grandes señales de alarma. La deuda neta/EBITDA está cerca de 2x, a la par con el sector no financiero en general, y la cobertura de intereses está en un respetable 5x (Gráfico 7). El sector ha sido más estricto con las actividades favorables a los accionistas y la tasa de reparto de dividendos ha regresado a la media histórica (no mostrado). En más detalle, el sector energético del S&P presenta la mayor rentabilidad por dividendo en comparación con el resto de los sectores GICS1, 185 puntos básicos por encima del SPX, ofreciendo un refugio relativamente seguro para los inversores ávidos de rentabilidad en la era de tipos de interés globales deprimidos (panel inferior, Gráfico 7). De hecho, el sector energético del S&P está tan extremadamente infravalorado que sus 28 constituyentes combinados ahora valen tanto como una sola acción, Microsoft. En efecto, nuestro Indicador de Valoración relativa se ha desplomado y ahora está aproximadamente dos desviaciones estándar por debajo de la media histórica, un mínimo de tres décadas (segundo panel, Gráfico 8). Gráfico 7 Balance reparado con la mayor rentabilidad por dividendo entre los sectores GICS1 B/S Reparado Con El Rendimiento Por Dividendo Más Alto Del Sector GICS1 B/S Reparado Con El Rendimiento Por Dividendo Más Alto Del Sector GICS1 Gráfico 8 Sobrevendido y… Sobrevendido y… Sobrevendido y…   Los indicadores técnicos del sector energético también están completamente hundidos, con nuestro Indicador Técnico relativo en territorio profundamente sobrevendido. Tales niveles deprimidos han señalado reversiones previas y no nos sorprendería un rebote violento. La dinámica interna del sector energético revela un panorama igualmente extremo, con tanto el porcentaje de subgrupos cotizando por encima de la media móvil de 40 semanas como aquellos con una variación positiva a 52 semanas situados en el límite inferior de cero (cuarto y quinto paneles, Gráfico 8). Los analistas del sell-side son igualmente pesimistas, asignando una baja probabilidad a que los ingresos y beneficios del sector energético superen a los del mercado en general. Esto no es solo un fenómeno a corto plazo, sino que el sell-side también ha tirado la toalla en un horizonte temporal de 5 años (Gráfico 9). Todo este extremo pesimismo que oscurece al sector energético del S&P es, por el contrario, positivo. Un riesgo clave para nuestra postura de sobrepeso en el sector energético del S&P es el dólar estadounidense. Históricamente, cuanto más sube el billete verde, más caen los precios del petróleo y las acciones energéticas. Esta correlación inversa de varias décadas sigue intacta y si el dólar estadounidense aumentara materialmente desde los niveles actuales, pesaría fuertemente sobre los precios relativos de las acciones (panel superior, Gráfico 8). Los macro-modelos de crecimiento de beneficios relativos del U.S. Equity Strategy de BCA tienen un excelente historial en la previsión de tendencias de beneficios relativos, ya que capturan con precisión la mayoría de los impulsores clave de beneficios. Actualmente, los modelos de EPS relativos están experimentando una recuperación enérgica, lo cual contrasta marcadamente con la comunidad analista del sell-side excesivamente pesimista (segundo panel, Gráfico 9). Gráfico 9 …Subvalorado …Infravalorado …Infravalorado En resumen, el fortalecimiento de las perspectivas de beneficios relativos, la mayor probabilidad de un repunte del precio del petróleo y unas primas de riesgo geopolítico más altas, las valoraciones hundidas y los indicadores técnicos extremadamente sobrevendidos indican que se justifica una posición de sobrepeso en el sector energético del S&P. Conclusión: Mantener sobrepeso en el sector energético del S&P. Este sector cíclico profundo también permanece en nuestra lista de sobrepeso de alta convicción. Apostar más por las acciones de Exploración & Producción Las acciones de exploración y producción (E&P) de petróleo y gas del S&P han seguido de cerca los precios del crudo, pero recientemente se ha abierto una amplia brecha y calculamos que probablemente se estrechará vía una fase de recuperación en las primeras (panel superior, Gráfico 10). Incluso los precios del gas natural han salido del letargo y han recibido demanda últimamente, lo que sugiere de forma similar que los precios relativos de las acciones están inusitadamente deprimidos por desviarse marcadamente de los commodities subyacentes (segundo panel, Gráfico 10). Hay tanto pesimismo arraigado en el espacio E&P, con las revisiones netas de EPS hundiéndose hasta el nivel de “lo peor que hay”, que incluso una modesta subida de los precios del petróleo puede servir como catalizador para aumentar el perfil de este rincón poco apreciado del universo cíclico profundo (panel inferior, Gráfico 10). Aunque la tasa de impago en energía ha aumentado últimamente, el diferencial ajustado por opción del high yield del E&P no está disparándose al estilo de 2015/2016 ni lanza una señal de angustia. Si acaso, dado el reciente salto en los precios del petróleo y las perspectivas de un repunte, los tenedores de bonos de los productores independientes de petróleo deberían respirar más tranquilos (diferencial basura mostrado invertido, panel medio y panel inferior, Gráfico 11). Gráfico 10 Preparados para seguir al alza los precios del petróleo Listo para seguir la subida de los precios del petróleo Listo para seguir la subida de los precios del petróleo Sumando todo, el aumento de la inflación de los precios del petróleo y del gas natural, la disminución de los diferenciales de high yield de la industria, una mayor disciplina en el gasto de capital y un valor relativo atractivo sugieren que conviene mantener sobrepeso en el índice S&P E&P. En cuanto a métricas operativas, el flujo de caja libre se ha más que duplicado desde el mínimo de 2016 y ahora se ha estabilizado (segundo panel, Gráfico 12). Esta industria, muy intensiva en capital, se ha visto obligada a vivir dentro de sus medios y a ser más cuidadosa con los planes de expansión financiados por un aumento del endeudamiento. El uso del efectivo también ha sido objeto de escrutinio. El capex como porcentaje del flujo de caja total subió del 35% a más del 60% en el reciente pico cíclico y ahora se ha corregido al 47%, justo por encima de la media de dos décadas (Gráfico 12). Gráfico 11 Sin señales de advertencia Sin banderas amarillas Sin banderas amarillas Gráfico 12 La disciplina del efectivo debería empezar a dar frutos La disciplina del efectivo debería empezar a dar frutos La disciplina del efectivo debería empezar a dar frutos Al igual que en el espacio energético en general, las acciones E&P están valoradas de forma atractiva independientemente de la métrica de valoración elegida. Por ejemplo, la diferencia de rentabilidad por dividendo es de 150 bps frente al mercado en general, la relación precio/ventas relativa se ha corregido de 3x a par, y en base a EV/EBITDA las acciones E&P cotizan con un descuento del 35% respecto al mercado en general (Gráfico 13). No obstante, existe un riesgo para nuestra visión aún constructiva del índice E&P. Los precios del petróleo deben mantenerse por encima del rango $50-$55/bbl para que el espacio del petróleo de esquisto alcance el punto de equilibrio y sostenga la producción de crudo en los niveles máximos históricos recientes. Como recordatorio, un colapso del capex de la industria es sinónimo de desplomes en el precio del petróleo y grandes caídas relativas en los precios de las acciones (Gráfico 14). Gráfico 13 Valoraciones hundidas Valoraciones hundidas Valoraciones hundidas Gráfico 14 El colapso del capex es un gran riesgo El colapso del gasto de capital es un gran riesgo El colapso del gasto de capital es un gran riesgo Sumando todo, el aumento de la inflación de los precios del petróleo y del gas natural, la disminución de los diferenciales de high yield de la industria, una mayor disciplina en el gasto de capital y un valor relativo atractivo sugieren que conviene mantener sobrepeso en el índice S&P E&P. Conclusión: Continuar con sobrepeso en el índice S&P de exploración y producción de petróleo y gas. Los símbolos ticker de las acciones en este índice son: S5OILP – COP, PXD, DVN, HES, APA, MRO, XEC, COG, CXO, EOG, FANG, NBL.   Anastasios Avgeriou, Estratega de Renta Variable de EE. UU. anastasios@bcaresearch.com   Notas al pie 1      https://www.nber.org/papers/w16790 2      Ibíd. Recomendaciones actuales Operaciones actuales Perspectivas de tamaño y estilo Mantener neutral: cíclicos frente a defensivos   (alerta de rebaja) Favorecer el valor sobre el crecimiento Favorecer grandes capitalizaciones sobre pequeñas (Stop 10%)

Informe especial

Aspectos destacados El ataque a las instalaciones energéticas de Arabia Saudita volvió a poner las sacudidas de los precios del petróleo en el radar de los inversores: Los precios de referencia del crudo en Europa y EE. UU. se dispararon tras los ataques del 14 de septiembre contra instalaciones petroleras saudíes. Aunque el repunte inicial de los precios en gran medida se revirtió, el incidente demostró que la infraestructura petrolera es vulnerable: Las autoridades saudíes dicen que la producción se restablecerá antes de lo que los mercados temieron inicialmente, pero la producción de petróleo ahora está en juego ante actores malintencionados. La probabilidad de sacudidas de precios impulsadas por la oferta ha aumentado. ¿Qué tan vulnerable es la economía de EE. UU. a una sacudida del precio del petróleo?: Mucho menos que en el momento del embargo petrolero de 1973-74. EE. UU. es el mayor productor de petróleo del mundo y está en camino de convertirse en exportador neto. Los precios más altos del petróleo ahora equivalen a mucho más que un impuesto sobre los hogares y las empresas estadounidenses. Artículo destacado El sábado 14 de septiembre, la planta de procesamiento de crudo de Abqaiq en Arabia Saudita y su campo petrolero Khurais fueron atacados desde el aire y provocaron múltiples explosiones. Fuerzas yemeníes reivindicaron la responsabilidad, en represalia por la participación de Arabia Saudita en su prolongada guerra civil, aunque los gobiernos saudí y estadounidense afirmaron que Irán era el responsable. Como han escrito nuestros colegas de Estrategia de Materias Primas y Energía y Estrategia Geopolítica, la implicación de Irán hace que la situación sea más delicada.1 No está claro dónde podrían acabar las rondas crecientes de provocaciones entre EE. UU. e Irán, pero los impactos geopolíticos, energéticos y económicos podrían ser bastante serios. Hay muchas piezas en movimiento, y no vamos a repetir aquí el análisis de nuestros colegas. Desde la perspectiva de Estrategia de Inversión en EE. UU., la conclusión más importante es que la infraestructura petrolera del Medio Oriente es más vulnerable a actores estatales y no estatales malintencionados de lo que los mercados habían percibido previamente. Es extraordinario que la instalación de procesamiento de petróleo más importante del mundo pudiera ser tan fácilmente y con tanta precisión atacada, aunque cualquiera que haya empezado a volar después del 11 de septiembre probablemente se sorprendería al saber que antes los pasajeros embarcaban en aviones sin que nadie prestara mayor atención al contenido de su equipaje. Independientemente de la rapidez con que las operaciones de Abqaiq se restablezcan por completo, la infraestructura petrolera de Oriente Medio ha quedado expuesta como un objetivo blando. El impacto económico neto de los precios más altos del petróleo es la suma total de una amplia gama de impactos brutos subsidiarios. Por lo tanto, el mercado petrolero global es más vulnerable a las sacudidas por interrupciones no planificadas de la oferta de lo que se suponía anteriormente, y debería comenzar a descontar una prima por terrorismo. La exposición de cualquier economía a las sacudidas de los precios del petróleo es una consideración más importante que antes del ataque a las operaciones de Aramco. En este Reporte Especial, examinamos la susceptibilidad de la economía de EE. UU. a una sacudida en el precio del petróleo. La buena noticia es que encontramos que EE. UU. es considerablemente menos vulnerable a una sacudida del precio del petróleo que en la época del embargo árabe; el “impuesto” neto derivado de los precios más altos del petróleo es bastante menor que entonces, y ya no se paga exclusivamente a entidades extranjeras. Seis canales de impacto económico Contamos seis canales principales a través de los cuales los precios del petróleo impactan la economía de EE. UU.: consumo, gastos de capital, beneficios corporativos, balanza comercial, empleo y condiciones financieras (Figura 1). Los precios más altos del petróleo son inequívocamente negativos para el consumo, porque reducen el ingreso discrecional de los hogares. Deberían ser netamente positivos para los gastos de capital, porque la exploración y producción de petróleo es una actividad intensiva en capital que probablemente compensaría las reducciones incrementales en la inversión de las empresas del resto de la economía. Aumentan directamente los costos de insumos para la amplia gama de bienes que incorporan derivados del petróleo, y para los bienes y servicios que usan el petróleo como combustible, aunque los beneficios reducidos de otras empresas se verán compensados en parte por los mayores beneficios de los productores de petróleo nacionales. Mientras EE. UU. siga siendo un importador neto de petróleo, actuarán para ensanchar el déficit comercial; una vez que se convierta en exportador neto, posiblemente dentro de los próximos años, lo reducirán. Su impacto neto sobre el empleo y las condiciones financieras es mixto. Figura 1 Precios del petróleo y la economía El Impacto del Petróleo en la Economía de EE. UU. El Impacto del Petróleo en la Economía de EE. UU. Consumo El consumo es el eje de la narrativa de la sacudida petrolera/recesión, como lo ejemplificó el embargo petrolero de 1973-74. Durante la guerra de octubre de 1973 entre Israel y una coalición de estados árabes, los miembros de la OPEP, enfurecidos por el apoyo estadounidense a Israel, dejaron de exportar petróleo a EE. UU. y redujeron drásticamente la producción. Aunque el embargo duró sólo seis meses, los precios del petróleo se triplicaron. La inflación se disparó, la confianza del consumidor sufrió enormemente en medio de imágenes omnipresentes de colas para la gasolina, y una fuerte recesión y un castigador mercado bajista de acciones asediaron la economía de EE. UU. Gráfico 1 Las crisis petroleras de los años 70 ... Las crisis petroleras de los años 70 ... Las crisis petroleras de los años 70 ... El derrocamiento del monarca prooccidental de Irán en 1979 generó una segunda sacudida de los precios del petróleo (Gráfico 1). EE. UU. pronto entró en la primera fase de la doble recesión de Volcker, y la idea de que las sacudidas de los precios del petróleo causan recesiones se arraigó en el currículo introductorio de macroeconomía. Llenar el tanque consume hoy una proporción mucho menor del presupuesto de los hogares que en los años 70, por lo que el gasto de los hogares no es ni de lejos tan vulnerable como entonces (Gráfico 2). La energía no es más cara en relación con la canasta del PCE de lo que lo era a finales de los años 70 (Gráfico 3), lo que permite que las ganancias en eficiencia de combustible se traduzcan directamente en mayor ingreso discrecional (Gráfico 4). La tasa de ahorro de los hogares es también más baja (Gráfico 5), allanando el camino para que los consumidores gasten más de su ingreso discrecional.2 Gráfico 2 ... Se comió una gran porción de la cartera de los consumidores ... Se llevó un gran mordisco de los bolsillos de los consumidores ... Se llevó un gran mordisco de los bolsillos de los consumidores Gráfico 3 En relación con otros precios al consumidor, el petróleo cuesta lo mismo que después de la segunda sacudida En relación con otros precios al consumidor, el petróleo cuesta lo que costaba después del segundo shock En relación con otros precios al consumidor, el petróleo cuesta lo que costaba después del segundo shock Gráfico 4 El rendimiento de los modelos nuevos se ha duplicado El kilometraje del nuevo modelo se ha duplicado El kilometraje del nuevo modelo se ha duplicado Gráfico 5 Los consumidores están más dispuestos a gastar que en los años 70 ... Los consumidores están más dispuestos a gastar que en los años setenta... Los consumidores están más dispuestos a gastar que en los años setenta... Conclusión: El consumo se verá socavado por precios más altos del petróleo, pero no ni de lejos en la medida en que ocurrió en la década de 1970, cuando los costos de combustible consumían una mayor proporción del ingreso discrecional. Beneficios corporativos Los mayores costos de insumos alimentaron el ciclo salario-precio en los años 70, pero las bajas expectativas de inflación y los sindicatos dóciles han prácticamente eliminado las presiones inflacionarias por aumento de costos hoy en día. Gráfico 6 ... Y la producción económica depende mucho menos del petróleo ... Y la producción económica es mucho menos dependiente del petróleo ... Y la producción económica es mucho menos dependiente del petróleo El impacto negativo de los precios más altos del petróleo sobre los costos de insumos es tan claro como su impacto sobre el consumo. Los mayores costos de insumos contribuyeron a desencadenar las recesiones de los años 70 y 80, reduciendo los beneficios corporativos y exacerbando las presiones inflacionarias por aumento de costos cuando los empleados exigían salarios más altos para mantenerse al día con el aumento de los precios. Esa dinámica aún aplica, pero su fuerza se ha visto considerablemente atenuada, ya que las expectativas de inflación moderadas y la disminución del poder de negociación colectiva de los sindicatos han prácticamente eliminado las presiones inflacionarias por aumento de costos. El continuo cambio de la manufactura hacia los servicios también limita el impacto de los mayores costos de insumos; la intensidad petrolera de la economía de EE. UU. es poco más de un tercio de lo que era en el momento del embargo (Gráfico 6). El creciente autosuministro energético evita que parte de los mayores costos de insumos escape de la economía doméstica. Sigue siendo válido pensar en los precios más altos de la energía como un impuesto sobre las empresas y los consumidores, pero al menos parte de los ingresos de ese impuesto ahora corresponde a agentes estadounidenses. Los perforadores de esquisto, las compañías de oleoductos, los proveedores y trabajadores, y los estados y localidades donde residen, comparten todos los beneficios. Eso limita la carga sobre los beneficios corporativos nacionales y los efectos de segundo orden sobre la inversión fija, el empleo, el consumo y la solvencia crediticia. Gastos de capital y los otros canales El papel cada vez mayor de la producción energética dentro de la economía de EE. UU. se hizo evidente cuando los precios del crudo se desplomaron de 107 a 26 dólares por barril entre junio de 2014 y febrero de 2016. Según el molde de dependencia de petróleo extranjero de los años 70, los hogares habrían recibido un gran impulso de ingreso discrecional, mientras que los márgenes corporativos habrían aumentado considerablemente. Es probable que el empleo y la inversión hubieran seguido, y el consiguiente aumento del consumo habría retroalimentado aún más la inversión. Unos términos de intercambio mejorados para EE. UU. habrían mejorado los estándares de vida, y la balanza comercial se habría reducido. La economía de EE. UU. ya no mantiene una relación unidireccional con los movimientos del precio del petróleo. Esos felices resultados de crecimiento no se materializaron en la última caída del petróleo. El crecimiento del consumo fue robusto durante los seis trimestres hasta el 2T16, pero la inversión fija no residencial vaciló a lo largo de 2015 y hasta 2016 (Gráfico 7), sin superar su nivel de 4T14 (en términos reales) de forma definitiva hasta 3T16. Los precios del petróleo en picada no tuvieron un efecto aparente sobre el déficit comercial, que continuó creciendo a un ritmo sostenido (Gráfico 8). Gráfico 7 El crecimiento del consumo se disparó durante la caída del petróleo, pero el crecimiento del capex se hundió El crecimiento del consumo se disparó durante el colapso petrolero, pero el crecimiento del capex se desplomó El crecimiento del consumo se disparó durante el colapso petrolero, pero el crecimiento del capex se desplomó Gráfico 8 La caída del petróleo no afectó al déficit comercial, ... La crisis petrolera no afectó al déficit comercial, ... La crisis petrolera no afectó al déficit comercial, ... Las condiciones financieras se tensaron a medida que los diferenciales de crédito de alto rendimiento se ampliaron, impulsados por quiebras y morosidades en la industria petrolera (Gráfico 9, panel superior). El capex en el sector petrolero se evaporó a medida que prestamistas e inversores de capital abandonaron el sector. Eso ocurriría en cualquier desplome del petróleo, pero se extendió a la economía en general porque las operaciones de esquisto llegaron a representar cerca de una sexta parte de la emisión de bonos de alto rendimiento (Gráfico 9, panel inferior). El resultado neto fue reducir la oferta de fondos prestables para entidades no petroleras, al tiempo que aumentaba su costo, provocando un fuerte endurecimiento de las condiciones financieras. Gráfico 9 ... Pero endureció las condiciones financieras ... Pero endureció las condiciones financieras ... Pero endureció las condiciones financieras El empleo sufrió en el margen, ya que cinco años de constantes aumentos de puestos de trabajo en petróleo y gas de 2010 a 2014 se eliminaron solo en 2016. El empleo relacionado con el petróleo no representa una proporción significativa del empleo total, pero ha sido un impulsor crítico del nuevo empleo manufacturero desde la crisis (Gráfico 10). La conclusión es que la incapacidad de la economía para responder más positivamente al largo y pronunciado descenso de los precios del petróleo de 2014-16 mostró que ya no tiene una relación unidireccional con los precios del petróleo. Donde unos precios mucho más bajos habrían sido anteriormente una bendición sin paliativos para la economía, ahora producen una serie de efectos compensatorios. Gráfico 10 Se busca ayuda en la zona de esquisto Se busca personal en la zona de esquisto Se busca personal en la zona de esquisto Implicaciones para la inversión Modelar el impacto cuantitativo de un determinado aumento de los precios del petróleo sobre cualquier factor está fuera del alcance de este informe, y no faltan estudios publicados que han intentado hacerlo. Investigaciones citadas recientemente por el presidente de la Fed de Dallas, Kaplan, sugieren que un aumento del 10 por ciento en el precio real del petróleo debido a una sacudida del precio del petróleo impulsada por la oferta conduciría a una caída de aproximadamente 10 a 30 puntos básicos en el crecimiento real del PIB.3 En un sentido general, estamos de acuerdo tanto con la dirección como con la magnitud de la conclusión de esos estudios. Los precios más altos del petróleo serían un lastre para la economía de EE. UU., pero cada vez más moderado a medida que aumenta la producción nacional de petróleo y el país se acerca a una verdadera independencia energética. Figura 1 muestra que el modesto impacto negativo neto en la economía es la agregación de varios impactos brutos individuales, lo que implica que las principales conclusiones de inversión están a un nivel más profundo que el macroeconómico general. Cuando las flechas confligen dentro de cualquiera de los canales individuales en la figura, puede haber una oportunidad para que los inversores emparejen exposiciones. La necesidad de proteger la infraestructura petrolera vital podría reforzar las acciones de defensa, que durante mucho tiempo han sido favoritas de nuestros servicios de Estrategia de Renta Variable de EE. UU. y Estrategia Geopolítica. Las aerolíneas estadounidenses, que (con una excepción) desprecian la idea de cubrir sus costos de combustible, podrían ser un candidato atractivo para posiciones cortas/infraponderadas a emparejar con una sobreponderación en defensa. Desde una perspectiva macro, la mayor potencialidad de sacudidas en los precios del petróleo aumenta el atractivo de los TIPS en relación con los bonos del Tesoro nominales. Mientras una sacudida de la oferta de petróleo actúe como un viento en contra para el crecimiento de EE. UU., los inversores que busquen añadir cierta protección contra la inflación a sus carteras deberían centrarse en TIPS de vencimiento más corto. Una sacudida de la oferta empuja la inflación hacia arriba en el corto plazo, pero la lastra a largo plazo, a medida que los inversores revisan a la baja sus expectativas de inflación a largo plazo al incorporar su efecto de debilitamiento del crecimiento a largo plazo.   Doug Peta, CFA Jefe de Estrategia de Inversión en EE. UU. dougp@bcaresearch.com Notas al pie 1 Consulte los Reportes Especiales de Estrategia de Materias Primas y Energía y Estrategia Geopolítica del 16 de septiembre de 2019 y del 19 de septiembre de 2019, “Ataques a infraestructura crítica en KSA plantean dudas sobre la respuesta de EE. UU.” y “Riesgo de política e incertidumbre nublan el pronóstico del precio del petróleo,” disponibles en www.bcaresearch.com. 2 El ingreso disponible es el ingreso después de impuestos. El ingreso discrecional es lo que queda del ingreso disponible después de restar los costos de las necesidades, como alimentos, alquiler, ropa, gasolina y servicios públicos. 3 Kaplan, Robert S., “A Perspective on Oil,” 19 de junio de 2018. Descargado el 16 de septiembre de 2019 de https://www.dallasfed.org/-/media/Documents/news/speeches/kaplan/2018/rsk180619.pdf.