Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Our reinstated long XOP / short GDX pair trade hit its rolling 10% stop intraday yesterday, forcing us to crystalize 32% gains in just over a month. While our original thesis for this pair trade that was outlined in the April 27th Weekly Report has not changed, we adhere to the risk management tool we put in place and act on our profit-taking stop. We will be looking to reopen this trade later in the summer at a better entry point, especially if as we highlighted on Monday’s Weekly Report the rise in (geo)political risks serve as a catalyst for a much need broad equity market breather. Bottom Line: Crystallize 32% gains in the long XOP / short GDX pair trade, but stay tuned. ​​​​​​​

Our reinstated long S&P oil & gas exploration & production (E&P)/short global gold miners pair trade is up again near the 20% mark. This parabolic rise compels us to re-institute a 10% rolling stop in order to protect gains. Importantly, neither the macro backdrop nor relative profit fundamentals have changed. A rising number of states and countries are setting the groundwork to reopen their economies. This should absorb some of the excess oil supply and help to further steepen the yield curve. Taken together, this will cement the handoff from liquidity to growth and thus further propel the pair trade (see chart). In addition, the Fed’s determination to quash volatility was another reason underpinning this intra-commodity pair trade. The lower the VIX falls, the higher the share price ratio goes. Bottom Line: Institute a 10% rolling stop in the reinstated long S&P oil & E&P/short global gold miners pair trade, today. For a full discussion on the rationale behind the trade, please refer to the following Weekly Report.  

Yesterday our 10% rolling stop got triggered on the long S&P oil & gas exploration & production (E&P)/short global gold miners pair trade. We are compelled to reinstate this intra-commodity pair trade, despite the explosive one week return, as neither the macro backdrop nor relative profit fundamentals changed. Importantly, the Fed’s determination to quash volatility is a powerful source of further gains in the relative share price ratio as the oil/gold ratio should regain its footing (volatility shown inverted, bottom panel). In addition, more and more states and a rising number of countries are setting the groundwork to reopen their economies. This should absorb some of the excess oil supply and also push real yields higher, both of which are a boon for relative share prices.  Bottom Line: While we locked in gains of 10% in a mere week on the long S&P E&P/short global gold miners pair trade, we are compelled to reinstate this intra-commodity pair trade. When it hits the 20% return mark anew, it will trigger a 10% rolling stop as a way to protect profits for our portfolio. For additional details please refer to the April 27th Weekly Report.  

Highlights WTI futures contracts delivering into Cushing, Oklahoma, in June could trade or go off the board below $0.00/bbl next month, just as the May contracts did this month, when they changed hands at a low of -$40.32/bbl last week.  Oil storage at this critical hub is approaching its practical limit of 80% full, raising the odds of sub-zero pricing (Chart of the Week). Pricing pressures will accelerate the rate of oil-supply destruction in the US, particularly in the prolific shale-oil basins.  We are revising our estimate of US production losses upward to 1.6mm b/d this year, and to 2.3mm b/d from January 2020 to December 2021. Retail speculation – in the US via ETFs and long-only index exposure, and in China via bank wealth-management products – is compounding WTI price volatility. The CME Group, which operates the NYMEX WTI futures and options markets, will be forced to address storage constraints in Cushing, and will have to better manage retail-spec positioning: These factors increase the probability of negative pricing and exacerbate price volatility as contracts go off the board. Feature The stunning -$40.32/bbl print for May 2020 WTI futures last week marks the first time this global oil benchmark has traded below $0.00/bbl. Negative prices are nothing new to non-storable commodities. In electricity markets, for example, wholesale prices go negative to force generation offline to balance supply and demand so that markets clear.1 Negative pricing also is seen in natural gas markets. It is occurring in the Permian basin with greater frequency, due to insufficient pipeline take-away capacity for all of the associated gas being produced there as oil output in the basin soars. This leaves no alternative to producers but to either shut in oil production or flare the associated gas. Indeed, forward natgas prices at the Waha Hub in Pecos County, Texas, recently have traded below zero for prolonged periods, owing to the surge in Permian oil production (Chart 2).2 Chart of the WeekCushing Approaches Crude Storage Limit Chart 2Lack Of Storage Pushes Natgas Prices Below Zero   Markets once again were reminded WTI futures are far more than electronic blips on computer screens: They are binding legal contracts to physically deliver light-sweet West Texas Intermediate (WTI) crude oil into the Cushing, Oklahoma, pipeline and storage hub. The stunning -$40.32/bbl print for May 2020 WTI futures last week marks the first time this global oil benchmark has traded below $0.00/bbl since the 1983 introduction of the NYMEX crude oil futures (Chart 3). Markets once again were reminded WTI futures are far more than electronic blips on computer screens: They are binding legal contracts to physically deliver light-sweet West Texas Intermediate (WTI) crude oil into the Cushing, Oklahoma, pipeline and storage hub. Going off the board long requires contract holders to take delivery into a pipeline or storage facility; going off short requires contract holders to make delivery. Chart 3WTI June Futures Could Go Below $0.00/bbl Owing to structural flaws in the delivery mechanism for WTI futures, and what appears to be a lapse in monitoring positions in the spot-month contract as May 2020 WTI was going off the board last week, the likelihood June 2020 WTI contracts pricing below $0.00/bbl is high. These flaws must be addressed by the CME Group’s NYMEX division and federal regulators, given the WTI futures contract’s importance to the global physical market and the capital at risk. Implications Of Negative WTI Prices Storage at Cushing is, for all intents and purposes, full. Cushing accounts for ~ 15% of the total 653mm barrels of US crude oil storage, which was only at 60% of capacity in mid-April, based on the US EIA’s reckoning. However, Cushing is the delivery point of the physically settled WTI futures contracts traded on the NYMEX. With close to 80% of capacity filled – ~ 58mm barrels of the total capacity of ~ 76mm barrels – the operational limit of storage has been reached at Cushing. This is amply seen in the June-vs-July intermonth spread between futures, which, earlier this week, settled at more than $5/bbl – i.e., more than 10x the then-elevated 50 cents/bbl/month being charged to store oil in Cushing in March (Chart 4). Intermonth spreads are used as proxies for the cost of storage for physically delivered contract that actually can be stored, like oil. If physical surpluses cannot be moved out of regions where storage is full – and pipelines also are full – prices are forced lower and lower until enough production is shut in to allow storage to drain and inventories to return to normal levels. This is happening now in Oklahoma and the prolific Texas shale basins, and other shale basins in the US where horizontal rigs are being laid down and drilling crews are being laid off (Chart 5). Chart 4Intermonth-Spread Blow Out Indicates Full Cushing Storage Chart 5Texas Horizontal Rig Counts Collapse We are revising our estimate of US production losses upward for this year, and to 2.3mm b/d from January 2020 to December 2021. In our most recent modeling of US shale-oil production, we expect these pricing pressures to accelerate the rate of oil-supply destruction, particularly in the prolific shale-oil basins. In fact, we are revising our estimate of US production losses upward for this year, and to 2.3mm b/d from January 2020 to December 2021 (Chart 6). Depending on how long WTI prices stay depressed in the key producing basins, this supply destruction could be even more pronounced. The same is true of global storage: Kpler, the oil-storage tracker, last week estimated global onshore inventories were 85% full.3 Until sufficient supply destruction occurs to offset the COVID-19-induced demand destruction, inventories cannot draw. Floating storage also is surging, as the crude and product forward curves fall deeper into contango, and incentivize holding stocks on the water (Chart 7). Chart 6Lower Prices Will Push US Oil Output Lower Chart 7Floating Storage Volumes Surge Price will go low enough – negative if needs be – to clear surplus supply to rebalance markets. Storage acts as a shock absorber for physical commodities like crude oil – when there is more supply than demand, the physical surplus is moved to storage until it is needed, and vice versa when there is a physical deficit. When inventories fill in Cushing – arguably the most important crude-oil delivery hub in the world, given WTI is the most liquid crude oil futures contract in the world – it is as if there is no storage at all there. At this point, market for WTI behaves a lot like electricity, which cannot be stored (at least at utility scale), or natgas at Waha, where storage and pipeline takeaway capacity are in very short supply. In such circumstances, price will go low enough – negative if needs be – to clear surplus supply to rebalance markets. This appears to be what spooked markets last week when WTI futures for May delivery traded as low as -$40.32/bbl. Retail Specs Push WTI Volatility Higher Speculators perform a vital and necessary function in futures markets – they willingly accept risk hedgers want to shed. Natural longs – i.e., producers – do not want to sell when prices are low, which is when natural shorts want to buy. Likewise, natural shorts – i.e., consumers – don’t want to buy when prices are high, which is when natural longs want to sell. Speculators provide the liquidity that allows producers and consumers to hedge. When prices are relatively high, they can provide a bid to oil producers looking to hedge production – they may be short-term traders or have a view prices are going higher, or they may be getting out of short positions they put on earlier. When prices are low, speculators provide offers – selling futures because they are short-term traders, or have a view prices are going lower, or they are getting out of long positions. Speculators trade on information and typically never stand for delivery of futures like WTI, which means they typically are out of prompt-month contracts before they are getting ready to go off the board. At that point, only physical-market participants – producers, consumers and physical traders – are left in the market balancing their physical books. When speculators find themselves trading WTI futures as they are getting ready to go to delivery, something in their risk-management systems has gone terribly wrong. Not only do they not trade the physical oil, but they don’t know who to call to take them out of their risk. Something also has gone terribly wrong at the regulatory level: At the CME, which, as the operator of the NYMEX oil trading markets, and at the US Commodity Futures Trading Commission (CFTC) in Washington, D.C. The CME is the self-regulatory organization responsible for ensuring its rules are followed and markets trade in an orderly fashion, and, at the federal level, the CFTC exercises oversight and enforces laws and regulations. It appears Bank of China (BOC), the fourth largest bank in China and the world, has found itself holding long positions in WTI futures delivering in May on the last two days of trading last week. These contracts supported wealth-management products – known as “bao” or treasure – the state-owned bank offered its retail clients.4 Other banks in China also offer such products, but it appears BOC was the only one that did not roll out of its delivery exposure in a timely manner.5 The exposure BOC was trying to trade out of was not huge by normal standards, but after settling its open May futures at -$37.63/bbl, BOC clients apparently lost close to $1.3 billion.6 How the CME or the CFTC allowed a commercial bank with no capability to take delivery of WTI in Cushing against a long NYMEX WTI futures contract as it was going off the board is a mystery. Markets will have to wait for a detailed post-mortem to determine what exactly happened, and how. Retail Piles Into WTI Exposure The experience of BOC – and, most likely, the shock of such deeply negative WTI prices realized upon settlement of these contracts – and a change in US regulations on spot-month position limits for futures used by commodity-pool operators prompted a wholesale exodus from spot-month WTI futures – the June 2020-delivery WTI futures that deliver in Cushing – this week. As a result, the commodity-pool operator running the United States Oil Fund (USO) ETF and S&P Dow Jones, which designs and markets long-only commodity index products for investors – e.g., the S&P GSCI index – rolled their June WTI futures into July and later months in an effort to avoid holding length in the June contract out of fear these futures could trade negative.7 USO is geared to retail investors, and inflows are negatively correlated with front-month WTI futures prices – when prices tank retail investors pile into the ETF (Chart 8). This can dramatically increase the number of futures the fund has to buy to provide its product to retail investors. Chart 8Retail Piles Into WTI Futures Exposure Markets were exceptionally volatile early in the week as these fire sales were being executed. The $3.6 billion USO ETF, in particular, apparently was ordered to spread its spot-month exposure (June WTI) across the forward curve by the CME over the first three days of this week. This action was taken to keep the USO ETF from exceeding new position-limit levels in the spot-month contract, which go into effect May 1, and state no entity can have more than 25% of total open interest in the WTI spot contract.8 Markets were exceptionally volatile early in the week as these fire sales were being executed. This rolling out of June WTI exposures should reduce – but not eliminate – the selling pressure on front-month WTI futures contracts by providers of retail and institutional commodity exposure as June goes off the board next month. However, if storage at Cushing remains at tank tops, the rolling by these ETFs that source futures liquidity to hedge their exposures could again push spot prices below $0.00/bbl as the June WTI futures go off the board May 19.9 That said, it is difficult to ascertain exactly what exposure retail investors are getting now when they buy the USO ETF – its WTI futures now span contracts into next year, based on news reports. This could prompt investors to jettison positions, setting up another round of fire sales in WTI futures. Markets also will expect a post-mortem explaining how the CME and CFTC allowed this retail-focused fund could exceed position limits in spot-month WTI futures contracts so significantly at any point in time, let alone when Cushing infrastructure is so extraordinarily taxed. WTI Futures Contract Flaws Contribute To Volatility The CME has failed to find a way to ensure those holding futures that are going off the board are bona fide hedgers capable of making and taking delivery, as the BOC experience showed. The CME Group has not acquitted itself well in the termination of May 2020 futures trading. And, as researchers at the Oxford Institute for Energy Studies note, the past couple of weeks have exposed deep flaws in the WTI futures contracts’ physical-delivery mechanisms, which have been persistent.10 The lack of sufficient storage at Cushing to accommodate the volume of trading in WTI futures is not a new problem. In 2009, the Kingdom of Saudi Arabia changed its pricing benchmark for US sales to the Argus Sour Crude Index for its crudes sold into the US Gulf, because the WTI contract detached from fundamentals then owing to infrastructure constraints at Cushing. The CME has failed to find a way to ensure those holding futures that are going off the board are bona fide hedgers capable of making and taking delivery, as the BOC experience showed. In addition, the CME has shown it has no institutionalized automatic delivery procedures that kick in when Cushing storage is full – e.g., making and taking delivery, say, in the US Gulf using a WTI contract loaded for export, as the OIES researchers observe. Lastly, as of April 22, the CME is using an options-pricing model based on the original theory on random walks developed by the great Louis Bachelier in 1900, which assumes prices are normally distributed and can go below zero, vs. its previous methodology using Fischer Black’s commodity option pricing model, which assumes prices are log-normally distributed and have a lower boundary of zero.11 We’ll be exploring this in further research.   Robert P. Ryan Chief Commodity & Energy Strategist rryan@bcaresearch.com     Commodities Round-Up Energy: Overweight Exports from OPEC countries increased by more than 2mm b/d in April – led by Saudi Arabia and UAE – according to Petro-Logistics – a seaborne oil trade analytics company. This is flooding global markets while global demand is expected to drop to its lowest level since 2Q03 this month. Separately, we are revising up our Canadian oil sands shut-in estimates to ~ 800k b/d in 2Q20 from ~ 500k b/d, as US demand for Canadian oil will be hit more severely than we previously anticipated and local storage is filling rapidly. Rystad Energy now expects Canadian capex to fall 41% y/y in 2020. This will have a lasting impact on the industry’s production capacity. Base Metals: Neutral The LMEX rose 3% since the start of April – led by nickel and copper prices moving up by ~ 6%. Base metals – chiefly aluminum and copper – are poised to rebound in 2Q20 if China’s economy continues to improve and is not hit by a second wave of COVID-19 infections. According to BCA’s China Investment Strategy, the country’s fiscal response is now expected to reach 10% of its GDP this year. This will support further upside in base metals prices (Chart 9). Precious Metals: Neutral Despite the record fiscal and monetary stimulus deployed globally, consumer and market-based inflation expectations remain low, as markets focus on the deflationary effects of the COVID-19 shock and the uncertainty about the speed of the recovery (Chart 10). The low realized inflation post-GFC stimulus could influence investors’ expectations down. We see inflation risks as materially higher which will warrant larger protection in a diversified portfolio over the coming year. Inflation expectations will normalize later this year and next, boosting inflation hedges. Nominal bonds’ protection will remain expensive as rates in major DM countries are expected to stay low for a prolonged period. Chart 9 Chart 10       Footnotes 1     Please see Bajwa, Maheen and Joseph Cavicchi, “Growing Evidence of Increased Frequency of Negative Electricity Prices in U.S. Wholesale Electricity Markets.” IAEE Energy Forum, 4th Quarter 2017. 2     Please see U.S. Gas Prices Turn Negative at Texas Waha Hub published by the Pipeline & Gas Journal March 3, 2020. The article notes, “The first swing to negative spot prices in almost seven months occurred due to pipeline constraints and as mild weather cut heating demand. Prices in the forward market have been trading below zero for weeks on expectations there will not be enough pipelines to transport record amounts of gas from the region’s shale oil fields. That gas that comes from oil wells, called associated gas in the industry, helped propel U.S. gas output to record highs, driving prices to their lowest in years as production outpaces demand for the fuel. Analysts expect gas prices in 2020 to fall to their lowest since 1999.” 3    Please see Oil prices sink as world runs low on storage capacity amid frail demand published by reuters.com April 28, 2020. The IEA estimates total onshore storage globally at close to 7 billion barrels, according to the Center for Strategic & International Studies in Washington, D.C. Please see The Oil Inventory Challenge published by the CSIS April 20, 2020, which notes the US has ~ 1.3 billion barrels of storage, while China has an estimated 1.5 billion barrels. Of that ~ 7 billion barrels of nameplate capacity, ~ 80%, or ~ 5.6 billion barrels, represents the operational limit. 4    Please see The world's 100 largest banks published by S&P Global Market Intelligence April 5, 2019. 5    Please see China's ICBC closes commodity-linked products to new investment published by reuters.com April 27, 2020. 6    Please see Bank of China says main investors to settle crude oil product at -$37 published by reuters.com on April 22, 2020. 7     Please see Futures contract moves endangering WTI prices again published by worldoil.com April 28, 2020. 8    Please see USO ETF pushes oil futures exposure out to June 2021 published by etfstrategy.com April 27, 2020. Earlier this month, the USO ETF has accounted for close to 30% of June WTI futures. Please see Biggest Oil ETF Shakes Up Structure published by etf.com April 17, 2020. 9    The USO ETF is not the only fund sourcing futures liquidity to provide retail exposure to WTI, but it is by far the largest. Please see Oil ETF roils already volatile crude markets published April 27, 2020, by investmentnews.com. 10   Please see Oil Benchmarks Under Stress published by OIES April 28, 2020. 11    Please see Davis, Mark, and Alison Etheridge. Louis Bachelier's Theory of Speculation: The Origins of Modern Finance. Princeton University Press, 2006; and Black, Fischer, “The Pricing of Commodity Contracts,” Journal of Financial Economics, Vol. 3, (1976), pp. 167-79, reprinted with permission in Interrelations Among Futures, Option, and Futures Option Markets (1992), the Board of Trade of the City of Chicago publisher.     Investment Views and Themes Recommendations Strategic Recommendations Tactical Trades Trade Recommendation Performance In 2020 Q1 Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed In 2020 Summary of Closed Trades

Highlights Portfolio Strategy We remain comfortable with a 3,000 SPX fair value estimate backed up by our DDM, forward ERP and sensitivity analyses. The path of least resistance remains higher for the SPX on a 9-12 month cyclical time horizon. The oil price collapse is eliciting a massive supply response that should help rebalance the oil markets, and coupled with glimmers of hope on reopening the economy, it should put a floor under oil prices. CB are injecting unprecedented amounts of liquidity in the markets and at some point this will lead to a growth revival which is negative for gold prices. Taken together, and given all-time lows in relative valuations and technicals, we are compelled to go long US oil & gas exploration & production stocks at the expense of global gold miners. We are putting the S&P managed health care index on downgrade alert to reflect the risk that rising unemployment poses to health care enrollment. Falling interest rates also weigh on industry profitability at a time when relative valuations are perky and technicals are overbought. Recent Changes Initiate a long S&P oil & gas exploration & production/short global gold miners pair trade, today. Table 1 Feature Equities marked time last week, despite the passage of a fresh mini fiscal 2.0 package and efforts to restart the economy in parts of the globe. In contrast, news that President Trump may delay reopening the economy along with negative crude oil prices weighed heavily on the S&P 500. Nevertheless, energy equities fared very well, defying the oil market carnage and impressively relative energy share prices have led the SPX trough (Chart 1). We remain constructive on the broad equity market on a cyclical 9-12 month time horizon. Following up from last week’s SPX dividend discount model (DDM) update, we complement our research with two additional ways of approximating the SPX fair value: EPS and multiple sensitivity analysis and a forward equity risk premium (ERP) analysis. While at the nadir the stock market priced in a collapse in EPS close to $104 for the current year (please refer to our analysis here1), in 2021 EPS can return to their long-term trend line near $162. At first sight this spike in EPS seems unrealistic. However, here are two salient points: Chart 1Energy As A Leading Indicator First, hard-hit COVID-19 subsectors are a small fraction of SPX profits and market capitalization. In other words, the S&P 500 is a market cap weighted index and has already filtered out hotels, cruises, restaurants, homebuilders, autos, auto parts, airlines, and even energy as they comprise a small part of the SPX. Second, historical precedents show an explosive year-over-year growth increase in EPS from recessionary troughs. In fact, the steeper the collapse the more violent the rebound. Hence, our recovery EPS estimate is more or less in line with empirical evidence (Chart 2). Chart 2Violently Oscillating EPS For comparison purposes, the Street is still penciling in EPS near $135 and $170 for 2020 and 2021, respectively. Table 2 shows our sensitivity analysis and an SPX ending value of just above 2,900 using $162 EPS and an 18x forward multiple as our base case. This multiple is slightly below the historical time trend using IBES data dating back to 1979, and represents our fair value PE estimate (please see page 17 of our April 6, 2020 webcast2 available here). Table 2SPX EPS & Multiple Sensitivity With regard to the forward ERP analysis, our starting point is an equilibrium ERP of 440 basis points (bps). The way we derived this number was using the last decade’s average observed forward ERP (middle panel, Chart 3). We used to think equilibrium ERP was closer to 200bps. However, if the Fed’s extraordinary – and unorthodox – measures since the onset of the GFC did not manage to bring down the ERP (middle panel, Chart 3), then in the current recession with uncertainty on the rise, it only makes sense to model a higher than previously thought equilibrium ERP (middle panel, Chart 4). Chart 3The Forward Equity Risk Premium… Chart 4…Will Recede And, just to put the forward ERP in perspective, keep in mind that it jumped from 350bps to just below 600bps year-to-date (Chart 4)! A doubling in the 10-year US treasury yield to 120bps is another assumption we are making along with using our trend EPS estimate of $162 for calendar 2021. Backing out price results in a roughly 2,900 SPX fair value estimate (Table 3). Table 3Forward Equity Risk Premium Analysis We remain comfortable with a 3,000 SPX fair value estimate backed up by our DDM, forward ERP and sensitivity analyses. Despite the much needed current consolidation phase, the path of least resistance is higher for the SPX on a 9-12 month cyclical time horizon. This week we are putting a health care subgroup on downgrade alert and initiating a high-octane intra-commodity market-neutral pair trade to benefit from the looming handoff of liquidity to growth. Time To Buy “Black Gold” At The Expense Of Gold Bullion We have been long and wrong on the S&P energy sector and its subcomponents, as neither we nor our Commodity & Energy Strategists anticipated -$40/bbl WTI crude oil futures prices. Nevertheless, as the energy sector is drifting into oblivion within the SPX – it is now the second smallest GICS1 sector with a 2.77% market cap weight slightly higher than materials – we think that WTI May contract reaching -$40/bbl marked the recessionary trough. Similar to the early-2018 “volmageddon” incident when a volatility exchanged trade product blew up and got dismantled and marked that cyclical peak in the VIX, the recent near collapse of USO and shuttering of another oil related levered exchange traded product serve as the anecdotes that likely mark the low in oil prices. True, negative WTI futures prices are no longer taboo and the CME prepared for them by reprograming its systems to handle negative futures prices, thus they can happen again. With regard to the significance of anecdotes in market tops and bottoms, another interesting one that comes to mind is from our early days at BCA in May of 2008 where we worked for the Global Investment Strategy team as a senior analyst. Back then, we vividly remember a Goldman Sachs analyst slapping a $150/bbl target on crude oil,3 and only days later in unprecedented hubris Gazprom’s CEO upped the ante with an apocalyptic $250/bbl prediction.4 This prompted us to create our first mania chart at BCA with crude oil prices on June 20, 2008 (please see chart 16 from that report available here5), which proved timely as oil prices peaked less than a month later at $147/bbl. Today, we are compelled to perform the opposite exercise and run a regression of previous equity sector market crashes on the S&P oil & gas exploration & production index (E&P, that most closely resembles WTI crude oil prices) in order to gauge a recovery profile. Chart 5 suggests that if the anecdotes are accurate in calling the trough in oil prices, then E&P stocks should enjoy a steep price appreciation trajectory in the coming two years. Beyond the overweights we continue to hold in the S&P energy sector and all the subgroups we cover, we believe that there is an exploitable trading opportunity to go long S&P E&P/short global gold miners (Chart 6). Chart 5Heed The US Equity Strategy’s Crash Index Message This high-octane trade is extremely volatile, but the recent carnage in the oil markets offers a great entry point for investors that can stomach heightened volatility, with an enticing risk/reward tradeoff. The gold/oil ratio (GOR) is trading at 112 as we went to press and we think that it will have to settle down. The Fed is doing its utmost to dampen volatility, and historically, suppressed volatility has been synonymous with a falling GOR (Chart 7). As a result, our pair trade will have to at least climb back to its recent breakdown point, representing a near 34% return (top panel, Chart 6). Chart 6Buy E&P Stocks At The Expense Of Gold Miners From a macro perspective the time to buy oil equities at the expense of gold miners is when there is a handoff from liquidity to growth (bottom panel, Chart 6). While we are still in the liquidity injection phase we deem the Fed and other Central Banks (CB) are committed to do “whatever it takes” to sustain the proper functioning of the markets. Therefore, at some point likely in the back half of the year when the economy slowly reopens, all these CB programs will bear fruit and growth will recover violently (middle panel, Chart 6), especially given our long-held view that the US will avoid a Great Depression. Chart 7VIX Says Sell The GOR With regard to balancing the oil market, nothing like price to change behavior. In more detail, the recent collapse in oil prices will work like magic to bring some semblance of normality back to the crude oil market, as it will naturally cause a shut in of production; there is no doubt about it. Not only has the supply response commenced, but it is also accelerating to the downside as the plunging rig count depicts (Chart 8). This will lead to some longer-term bullish oil price ramifications. As a reminder, while demand drives prices in the short-term, supply dictates the oil price direction in the long-term. Chart 8Oil Price Collapse Induced Supply Response Turning over to gold and gold miners, all this liquidity is forcing investors to chase bullion and related equities higher. Tack on that every CB the world over is trying to debase their currency, and factors are falling into place for sustainable flows into gold and gold mining equities. However, there are high odds that all this money sloshing around will eventually generate growth especially in the western hemisphere that is slowly contemplating of restarting its economic engines. As a result, real yields will rise which in turn is negative for gold and gold miners (Chart 9). Finally, relative valuations and technicals could not be more depressed, which is contrarily positive (Chart 10). Chart 9Liquidity To Growth Handoff Beneficiary Netting it all out, the oil price collapse is eliciting a massive supply response that should help rebalance the oil markets, and coupled with glimmers of hope on reopening the economy, it should put a floor under oil prices. CB are injecting unprecedented amounts of liquidity in the markets and at some point this will lead to a growth revival which is negative for gold prices. Taken together, and given all-time lows in relative valuations and technicals, we are compelled to go long US oil & gas exploration & production equities at the expense of global gold miners. Chart 10As Bad As It Gets Bottom Line: Initiate a long US oil & gas exploration & production/short global gold miners pair trade today. The ticker symbols for the stocks in these indexes are: BLBG: BLBG: S5OILP – COP, EOG, HES, COG, MRO, NBL, CXO, APA, PXD, DVN, FANG, (or XOP:US exchange traded fund) and GDX:US exchange traded fund, respectively. Put HMOs On Downgrade Alert We upgraded the S&P managed health care index last April, the Monday after Bernie Sanders re-introduced his “Medicare For All” bill.6 Our thesis was that the drubbing in this sector was a massive overreaction and we, along with our Geopolitical Strategists, thought that he would have low chances of clinching the Democratic Presidential candidacy and threatening to render HMOs obsolete. A year later, this thesis has panned out and the S&P managed care index is up 30% versus the S&P 500. Nevertheless we do not want to overstay our welcome and are putting it on our downgrade watch list and instituting a 5% rolling stop in order to protect gains in our portfolio (top panel, Chart 11). Relative share prices have broken out to fresh all-time highs, not only courtesy of a more moderate Democratic Presidential candidate, but also because a significant boost to margins and profits is looming. The delayed effect of fewer elective procedures (i.e. hip and knee replacements and even non-life threatening bypass surgeries) owing to the coronavirus pandemic will result in a sizable, yet temporary, margin expansion phase (second panel, Chart 11). Tack on, still roughly 20% health care insurance CPI and the outlook for HMO margins and profits further improves (bottom panel, Chart 11). Nevertheless, there are some negative offsets. Over the past 5 weeks unemployment insurance claims have soared to 26.5mn, erasing all the employment gains of the past decade, thus private insurance enrollment will take a sizable hit (top panel, Chart 12). Chart 11The Good… Chart 12…And The Bad Moreover on the income side, the premia that HMOs take in are typically invested in the risk free asset and given the two month fall from 1.5% to around 0.6% in the 10-year Treasury yield, managed health care earnings will also, at the margin, suffer a setback (bottom panel, Chart 12). True, the HMOs earnings juggernaut has been one of a kind over the past decade underpinning relative share prices (top panel, Chart 13). However, we reckon a lot of the good news and very little if any of the bad news is priced in extremely optimistic relative profit expectation going out five years (middle panel, Chart 13). Keep in mind that the bulk of the M&A activity is behind this industry as the dust has now settled from the previous two year frenzied pace of inter and intra industry combinations (top panel, Chart 14). Chart 13Lots Of Good News Is Already Priced In Chart 14Preparing Not To Overstay Our Welcome Finally, relative technicals are in overbought territory close to one standard deviation above the historical mean and relative valuations are also becoming a tad too lofty for our liking (middle & bottom panel, Chart 14). Adding it all up, we are putting the S&P managed health care index on downgrade alert to reflect the risk that rising unemployment poses to health care enrollment. Falling interest rates also weigh on industry profitability at a time when relative valuations are perky and technicals are overbought. Bottom Line: Stay overweight the S&P managed health care index, but it is now on our downgrade watch list. We are also instituting a rolling 5% stop as a portfolio management tool in order to protect profits. Stay tuned. The ticker symbols for the stocks in this index are: BLBG: S5MANH-UNH, ANTM, HUM, CNC.   Anastasios Avgeriou US Equity Strategist anastasios@bcaresearch.com     Footnotes 1     Please see BCA US Equity Strategy Weekly Report, “What Is Priced In?” dated March 30, 2020, available at uses.bcaresearch.com. 2     https://www.icastpro.ca/events/bca/2020/04/06/us-equity-market-what-the-future-holds/play/16925 3    https://www.nytimes.com/2008/05/21/business/21oil.html 4    https://www.reuters.com/article/gazprom-ceo/russias-gazprom-sees-higher-gas-prices-ceo-idUSL1148506420080611 5    Please see BCA Global Investment Strategy Weekly Report, “Strategy Outlook - PART 1 - Third Quarter 2008” dated June 20, 2008, available at gis.bcaresearch.com. 6    Please see BCA US Equity Strategy Weekly Report, “Show Me The Profits” dated April 15, 2019, available at uses.bcaresearch.com.   Current Recommendations Current Trades Strategic (10-Year) Trade Recommendations Size And Style Views June 3, 2019 Stay neutral cyclicals over defensives (downgrade alert)  January 22, 2018 Favor value over growth May 10, 2018 Favor large over small caps (Stop 10%) June 11, 2018 Long the BCA Millennial basket  The ticker symbols are: (AAPL, AMZN, UBER, HD, LEN, MSFT, NFLX, SPOT, TSLA, V).

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.

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%)

Last Thursday we were stopped out from our tactical S&P semi equipment underweight position as it hit our -7% stop loss (bottom panel). We are obeying the stop loss and are returning this index to a neutral weighting as better than expected profits from both ASML and TSMC lifted all chip-related equities. In marked contrast, our long global gold miners/short S&P oil & gas exploration & production trade initiated just last week has gone parabolic, spiking to 17% (top panel). While our thesis has not changed in this high beta tactical pair trade, from a risk management perspective, we are moving our stop loss from -10% to +12% in order to protect profits. Bottom Line: Stick with the counter-cyclical long global gold miners/short S&P oil & gas exploration & production trade via the long GDX:US/short XOP:US exchange traded funds. For additional details on the rationale behind this trade, please refer to last Monday’s Weekly Report.  

Oil price volatility will remain elevated, as markets transition from a pronounced demand slowdown in 1H19, which is apparent in actual consumption data, to stronger growth. We expect global fiscal and monetary accommodation will arrest and reverse this slowdown in 2H19, and spur oil demand growth in 2020. Consistent with BCA’s Geopolitical Strategy, we are not expecting a resolution to the Sino – U.S. trade war that boosts demand; however, we could see a limited deal by 2H20 that partially addresses tariff barriers and boosts trade in the short run.1 In line with the EIA’s and IEA’s weaker 1H19 oil-consumption assessments, we now expect global demand to grow 1.25mm b/d this year, and 1.50mm b/d next year. These expectations are down 100k b/d and 50k b/d, respectively, from our June estimates. Chart of the WeekOPEC 2.0’s Storage Strategy Continues To Drive Production Supply – demand factors combine to push our 2019 Brent forecast to $70/bbl from $73/bbl last month. We are holding our 2020 Brent forecast at $75/bbl. On the supply side, we continue to expect OPEC 2.0’s production strategy to be driven by its primary goal – reducing global oil inventories – which means it will maintain production discipline this year and possibly into 1Q20 (Chart of the Week). We also expect capital discipline in the U.S. to restrain shale-oil production. Lastly, news flows around U.S. – Iran tensions continue to oscillate between hopeful resolution and a hardening of positions, which fuels price volatility. At the end of the day, we expect any increase in Iranian exports resulting from an easing of U.S.-GCC-Iran tensions to be accommodated by OPEC 2.0, as it was prior to the re-imposition of U.S. export sanctions.2 These supply – demand factors combine to push our 2019 Brent forecast to $70/bbl from $73/bbl last month. We are holding our 2020 Brent forecast at $75/bbl. We continue to expect WTI to trade $7/bbl below Brent this year, and $5/bbl lower next year (Chart 2). Chart 2Demand Slowdown In 1H19 Pushes Brent Forecast Lower Highlights Energy: Overweight. Given our expectation for tighter markets, we are getting long 1Q20 Brent vs. short 1Q21 Brent at tonight’s close, expecting steeper backwardation in the benchmark forward curve as global inventories draw in 2H19. Base Metals: Neutral. At $52.50/MT, Fastmarkets MB’s spot copper TC/RC Asia – Pacific index remains depressed, suggesting smelters will have to continue to discount their services due to tight physical supplies. Expecting tighter markets, we are getting long Dec19 $3.00/lb COMEX call spreads, vs. short Dec19 $3.30/lb COMEX calls at tonight’s close. Precious Metals: Neutral. Gold prices are largely being driven by U.S. real interest rates and the broad trade weighted USD, which we will explore in detail next week in a Special Report written with our colleagues in BCA’s Foreign Exchange Strategy. Given our expectation for Fed accommodation this year, we remain long gold. Ags/Softs: Underweight. The USDA lifted expected ending stocks for corn in its latest WASDE released last week. The department expects supply growth to outstrip use, which will raise stocks 335mm bushels to 2.0 billion. Feature Last week, we had the good fortune to visit U.S. clients in “The Great State,” otherwise known as Texas. It was a fortuitous swing through the Promised Land, because we had the opportunity to gain insight on a wide range of topics impacting commodity markets, particularly oil and gold, which are responding to many of the same factors driving markets for risky assets generally. Demand for industrial commodities in particular should pick up this year and next. More than a few of our discussions centered on global aggregate demand for real and financial assets. Prior to the Osaka G20 meeting last month, it looked like the odds of a global recession were increasing. Markets were contending with tightening financial conditions in the wake of the Fed’s December 2018 rate hike, the fourth such hike last year; escalating Sino - U.S. trade tensions, which were depressing capex and demand for industrial commodities; and slowing growth generally ex U.S. (Chart 3). Positioning as if the Fed was too late in reversing the policies that led to tighter financial conditions in 2H18 and earlier this year, and in a manner consistent with a deepening of the Sino - U.S. trade war was not unreasonable. That said, a client at one of the Lone Star state's larger investment managers observed that the powerful rallies in markets for risky assets following Fed accommodative signaling beginning earlier this year strongly suggest the markets’ verdict — at least for the moment — is the Fed acted in time to arrest the risk of a global recession this year. Chart 3Global Growth Slowdown Likely Drove Policy Responses Chart 4BCA's GIA Index Signaling Industrial Commodity Rebound Added to this is the fact that the U.S. central bank is being supported by other systematically important central banks (specifically the PBOC, BOJ, and ECB), and that fiscal stimulus is being deployed globally. Against this backdrop, it is difficult to remain bearish re global aggregate demand going forward, which is to say demand for industrial commodities in particular should pick up this year and next. Indeed, this is starting to show up in our Global Industrial Activity (GIA) Index, which is heavily weighted toward EM industrial commodity demand (Chart 4).3 Oil Demand Will Roar Back In 2H19 Our updated 2019 demand estimates align with the EIA’s and IEA’s depressed 1H19 oil-consumption assessments: We now expect global consumption to grow 1.25mm b/d this year, down 100k b/d vs. our previous estimate. Next year, however, we expect demand to be up 1.50mm b/d in the wake of global stimulus, which is only 50k b/d below our June estimate.4 The IEA’s assessment of 1H19 demand weakness is particularly striking. In its latest forecast, the agency noted that in 2Q19, they show a global surplus of 500k b/d (i.e., supply exceeded demand), where previously they expected a 500k b/d deficit. This million-barrel swing – if it is confirmed when data are later revised with more accurate reporting – suggests the global economy did come close to entering recession earlier this year. We are not as bearish as the IEA, but we do incorporate the severity of the trend they highlight in our forecast. We expect 1H19 global demand grew 520k b/d y/y. In 2H19, like the IEA, we expect demand to come roaring back. We expect consumption to grow at a rate of slightly over 2mm b/d, whereas the IEA’s expecting a 1.8mm b/d rate (Table 1). We believe this momentum will be maintained into 1H20, with growth expected to come in at just over 1.8mm b/d, followed by a more subdued 1.35mm b/d growth rate in 2H20.5 Table 1BCA Global Oil Supply - Demand Balances (MMb/d, Base Case Balances) It is important to note here that monetary stimulus hits the economy after “long and variable lags,” in the phrasing of Nobel laureate Milton Freidman. Therefore, we will be closely monitoring our demand estimates for signs the coordinated stimulus being deployed by central banks globally actually is translating into higher industrial commodity demand.6 It also is worthwhile pointing out there is a non-trivial risk – i.e., greater than Russian-roulette odds of 1:6 – the Sino – U.S. trade war metastasizes into a global trade war as positions on both sides harden. This could usher in a new Cold War, and see global supply chains broken and reconstituted within trading blocks. The transition to such a realignment of global trade no doubt would be volatile, but, at the end of the day likely would support commodity demand as supply chains are re-built. OPEC 2.0 Remains Sensitive To EM Demand On the supply side, we continue to expect OPEC 2.0’s production strategy to be driven by its primary goal – i.e., reducing global oil inventories. This means the coalition will continue to exercise production restraint: We expect OPEC 2.0 to reduce output by 540k b/d this year per this strategy. In addition to its inventory goals, we believe OPEC 2.0 also does not want to see Brent price go through $85/bbl. This is because many EM states removed fuel subsidies following the oil-price collapse of 2014 – 2016, and the demand-destruction effects of higher prices would be realized in fairly short order above $85/bbl.7 We view this as a binding constraint – prices above the $80 - $85/bbl range will destroy EM demand, which makes them counterproductive for OPEC 2.0. As a result, next year, we expect the producer coalition to gradually raise output by 800k b/d over the January – August 2020 period, to restrain prices below $80/bbl (Chart 5). It is worthwhile mentioning, since it came up repeatedly in conversations during our Texas swing, we do not share the view OPEC 2.0’s production restraint allows U.S. shale producers to increase production and steal market share from OPEC 2.0. This restraint does play a pivotal role in our balances estimates, and is part of the equation propelling prices higher in our modeling. It is a necessary condition for U.S. shale output to grow, but it is not sufficient. U.S. shale oil is filling a market need for light-sweet crude and condensate, and is attracting investment to meet this need. It does compete with light-sweet OPEC production ex Persian Gulf, but investment in these provinces has proven to be difficult to sustain and commit to over the long haul for a variety of reasons, many of which spring from the lack of rule of law, corruption, and hostile operating environments. Shale oil production, in addition to presenting an opportunity to tap into an abundant resource, allows E&Ps to operate in a low-risk political and geological environment, where contracts are enforced by a disinterested judiciary. In terms of its importance, these factors cannot be overestimated. More importantly, the medium and heavier crudes produced and marketed by KSA and Russia are not in direct competition with U.S. shale oil, which means OPEC 2.0’s leadership is not directly fighting for market share with this output. However, there are constraints to shale-oil production, coming mostly from capital markets. We are modeling slower U.S. onshore production growth this year and next, arising from capital constraints on shale-oil producers. Our recent Special Report on the financial performance of E&P companies and the Majors highlighted the importance they attach to prioritizing investors’ interests, which is clearly visible in the financial metrics of these companies.8 Chart 5OPEC 2.0 Will Raise Supply In 2020 To Keep Brent Prices Below /bbl Chart 6Capital Discipline Will Reduce U.S. Onshore Output In 2020 Consistent with our investor-driven framework for modeling U.S. output, we reduced our expectation for U.S. onshore supply growth by 160k b/d for next year (Chart 6). As a result, we now expect U.S. onshore production to grow by 1.2mm b/d to ~ 10.0mm b/d this year and by 900k b/d to ~ 10.8mm b/d next year – mostly from shales. We expect U.S. offshore production to increase 170k b/d this year and 130k b/d next year, to 1.9mm b/d in 2019 and 2.0mm b/d in 2020. Expect Tighter Balances, Steeper Backwardation The fundamental supply – demand expectations above combine to push our 2019 Brent forecast to $70/bbl from $73/bbl last month. We are holding our 2020 Brent forecast at $75/bbl. We continue to expect WTI to trade $7/bbl below Brent this year, and $5/bbl lower next year (Chart 7). As can be seen in the Chart of the Week, our balances estimates indicate inventory draws will resume this year, which will lead to a steeper backwardation in benchmark crude streams (Chart 8). Given this expectation, we are getting long 1Q20 Brent vs. short 1Q21 Brent at tonight’s close, expecting steeper backwardation in the benchmark forward curve as global inventories draw in 2H19. Bottom Line: Oil price volatility will remain elevated, as markets transition from the profound demand slowdown reported for 1H19 to a higher-growth footing (Chart 9). We expect Brent crude to average $70 and $75/bbl this year and next, with WTI trading $7 and $5/bbl lower, respectively. On the back of our expectation balances will tighten, we are getting long 1Q20 Brent vs. short 1Q21 Brent at tonight’s close. Chart 7Balances Will Tighten In 2H19, Following 1H19 Weakness Chart 8Backwardations Will Steepen, As Inventories Draw Chart 9Volatility Will Remain Elevated We are not sounding an all-clear on aggregate demand in the wake of the fiscal and monetary stimulus being deployed globally. The odds the Sino – U.S. trade war expands to encompass global markets are not trivial (we make them greater than 1:6 in our estimation), and this could keep demand and demand expectations uncertain for an indefinite period. Evidence of this will be visible in the options markets, which will price to higher implied volatilities for a longer period of time.   Robert P. Ryan, Chief Commodity & Energy Strategist rryan@bcaresearch.com Hugo Bélanger, Senior Analyst Commodity & Energy Strategy HugoB@bcaresearch.com   Footnotes 1      Please see The Polybius Solution published by BCA Research’s Geopolitical Strategy July 5, 2019. It is available at gps.bcaresearch.com. 2      OPEC 2.0 is the producer coalition led by the Kingdom of Saudi Arabia (KSA) and Russia. It was founded in 2016 to manage oil production, so as to reduce global inventory levels, which were bloated by a market-share war launched by the original OPEC cartel in 2014. In the political-economy framework driving our analysis, OPEC 2.0 treats U.S. and Chinese policy as exogenous factors, and maintains sufficient flexibility to respond to whatever these states do. We develop our paradigm for this in The New Political Economy Of Oil, published by BCA Research’s Commodity & Energy Strategy February 21, 2019. It is available at ces.bcaresearch.com. 3      Please see “Oil, Copper Demand Worries Are Overdone,” where we introduce and discuss the GIA index, published February 14, 2019, in BCA Research’s Commodity & Energy Strategy. It is available at ces.bcaresearch.com. 4      The EIA has lowered its growth estimates for oil consumption six consecutive times this year, with the publication of this month’s forecast. This is the third time we’ve lowered our forecast. 5      Global oil demand is extremely difficult to estimate. It is an estimate subject to large revisions, as we discussed last year: From 2010 to 2016, “On average, the EIA has increased net demand (increases in estimated demand in excess of the increase in estimated supply) by about 470,000 b/d, with the lowest retroactive increase of net demand being 260,000 b/d (2012).” Copies of this research are available upon request. 6      Please see The Lag in Effect of Monetary Policy, by Milton Friedman (1961). Journal of Political Economy, University of Chicago Press, vol. 69, pages 447-466. 7      Please see With the Benefit of Hindsight: The Impact of the 2014-16 Oil Price Collapse, published January 13, 2018, by the World Bank for a discussion of subsidy removal by EM states. 8      Please see Shale-Oil E&Ps Turning A Corner?, published June 13, and U.S. Shales, GOM Production Reinforce Our Robust Production Forecasts, published July 11, 2019. These are available at ces.bcaresearch.com. Investment Views and Themes Recommendations Strategic Recommendations Tactical Trades TRADE RECOMMENDATION PERFORMANCE IN 2019 Q2 Commodity Prices and Plays Reference Table Trades Closed in 2019 Summary of Closed Trades