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Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

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Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

Contango ha celebrado que la familia Goff haya tomado las riendas de la empresa. Al CEO de la ha invitado a marcharse y han puesto a un hombre su confianza (que por cierto tiene 33 años). Me. Goff sacó a bolsa una empresa por 500 Mill. En 1994 y en 2007 fue comprada por 6500 millones.
Tal como ha llegado ha comprado 10% y han declarado bajar el sueldo del CEO un 50% para demostrar que están totalmente alianeados con los accionistas.

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Contango Oil & Gas Company Appoints Two Directors; Announces Senior Management Change
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August 15, 2018 09:00 ET | Source: Contango Oil & Gas
HOUSTON, Aug. 15, 2018 (GLOBE NEWSWIRE) -- Contango Oil & Gas Company (NYSE American: MCF) (“Contango” or the “Company”) today announced the appointment of two new directors, John C. Goff and Wilkie S. Colyer, Jr., and also announced that Allan D. Keel, President and Chief Executive Officer and a director, is leaving the Company to pursue other business interests. Mr. Colyer has been appointed Interim President and Chief Executive Officer effective immediately. At the request of the Board of Directors, Mr. Joseph J. Romano, Chairman of the Board of Contango, intends to take a more active role in the executive management and oversight of the Company in order to assist Mr. Colyer.

Mr. Goff is a private investor based in Fort Worth, Texas and co-founder and Chairman of Crescent Real Estate Holdings, a privately held real estate organization. Through family and investment entities controlled by him, Mr. Goff recently acquired approximately 18.3% of the outstanding Contango common stock. Mr. Colyer has been with Goff Capital, the family office of John C. Goff, for over ten years, where he has been responsible for the firms’ energy investments.

Mr. Romano commented, “We are thrilled that John Goff has made a strategic investment in Contango and become our largest shareholder. Over the last couple months, our directors have had multiple discussions with John and Wilkie regarding their investment in Contango. We were impressed by their ideas for the future of Contango and their willingness to step up and fully engage in finding solutions for current issues, improving processes and outcomes and developing new goals for this Company to increase its value to its shareholders. Wilkie brings significant expertise to the position of Interim President and CEO having been involved in numerous successful energy related investments with John.”

“On behalf of the Board we would like to thank Allan Keel for his years of service and efforts to guide the Company through a difficult period in our industry.”

Mr. Colyer stated, “This Company was founded on the belief that low costs, profitability, alignment of incentives, and a contrarian mindset forge the path to superior shareholder returns. The Company has an attractive set of assets with significant potential, but we need a lower cost structure that is aligned with our asset base. To that end, my first order of business is to recommend a 50% reduction in the CEO’s salary to show all stakeholders that we are serious about change. I have also made a substantial investment personally in the common shares of the Company, which aligns my interests with all shareholders. I’m excited about this opportunity and ready to get to work.”

Mr. Goff stated, “We have followed the Contango story for some time and believe this is a very attractive platform for long term growth. I am very confident in Wilkie’s ability to take decisive action in the short term and help craft and execute a successful long-term strategy.”

Mr. Keel has resigned from his positions as President and Chief Executive Officer and as a director of the Company effective immediately. Mr. Keel had held his positions with Contango since its merger with Crimson Exploration Inc. in October 2013.

About Wilkie Colyer

Wilkie S. Colyer, Jr, joined Goff Capital, the family office of John Goff, in 2007. Most recently, he served as Principal for Goff Capital, Inc. and Senior Vice President, Investments of Goff Focused Strategies LLC, an exempt reporting advisor with the SEC and the State of Texas. Mr. Colyer, age 33, has been responsible for the firms’ energy investing and has held a material role in public and private investments in sectors including financial services and real estate, among others. Mr. Colyer currently serves on the Board of Directors of two publicly held oil and gas producers in which Mr. Goff holds a significant interest, Resolute Energy Corporation and Mid-Con Energy Partners, LP. Mr. Colyer received a Bachelor of Arts in Economics from the University of Texas at Austin. Mr. Colyer holds the Chartered Financial Analyst (“CFA”) designation and is a member of the CFA Society of Dallas-Fort Worth.

About John Goff

John C. Goff is a private investor based in Fort Worth, Texas. Mr. Goff, age 62, joined the late financier and well-known fund manager Richard Rainwater in 1987, investing in public securities, private equity and distressed debt in a variety of industries, including oil and gas, health care, insurance and banking. Mr. Goff co-founded Crescent Real Estate with Mr. Rainwater in the early 1990s, designing the strategy and orchestrating the acquisitions leading to its initial public offering (NYSE) in May 1994. Under Mr. Goff’s leadership as Vice Chairman and CEO, Crescent grew from approximately $500 million at its IPO to $6.5 billion upon its sale to Morgan Stanley in August 2007. In November 2009, Mr. Goff reacquired Crescent in partnership with Barclays Capital, and in December 2017 he purchased Barclays’ interest to become the principal owner of Crescent Real Estate and its subsidiaries. Mr. Goff also owns Canyon Ranch, the world’s recognized leader in healthy living and luxury spa vacations.

Mr. Goff is a graduate of The University of Texas at Austin and is a member of the McCombs Business School Hall of Fame. He was named EY Entrepreneur of the Year for the Southwest Region in real estate and construction, and was inducted to the North Texas Commercial Association of Realtors and Real Estate Professionals Hall of Fame.

About the Company

Contango Oil & Gas Company is a Houston, Texas based, independent energy company whose business is to maximize production from its shallow offshore Gulf of Mexico properties and onshore properties in Texas and Wyoming, and to use that cash flow to explore, develop, exploit, produce and acquire crude oil and natural gas properties in the Texas and Rocky Mountain regions of the United States. Additional information is available on the Company’s website at http://www.contango.com.

Contacts
Contango Oil & Gas Company

E. Joseph Grady
(713) 236-7400
Senior Vice President
and Chief Financial Officer

Sergio Castro
(713) 236-7400
Vice President and Treasurer

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#17346

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

En cuanto se solucione las tensiones por la guerra comercial con china, azvalor se dispara y cobas se pone en positivo. En fin de año vemos los resultados. Lo de un crash yo lo descartaría por valoraciones (salvo las FANGS). Llevamos una parada técnica de 8 meses y antes de que todo explote la economía se recalentará, vendrá la inflación y los índices americanos subirán mucho para luego caer de forma brutal. Todo apunta al 2020 o 2021. 

#17347

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

Gracias. Yo también estaba con el movil. Ya he conseguido conectar el portatil.

 

No, The Oil Bull Thesis no ha terminado

17 de agosto de 2018 a las 9:30 a.m.•  USO

Resumen

  • Esta semana fue testigo del informe de almacenamiento de petróleo más bajista de EE. UU., Pero los inversores también deben observar los saldos globales y no solo los cambios de almacenamiento semanales en los EE. UU.
  • Las renovadas sanciones iraníes condujeron a un cambio en la manera en que Arabia reorientó sus exportaciones de crudo a los Estados Unidos. Desde la Q1, estimamos que se agregaron ~ 25 mil barriles al almacenamiento de crudo.
  • Pero las exportaciones de crudo de los EE. UU. Son un gran factor de cambio en los cambios de equilibrio ahora, y para que las exportaciones sean altas, el mercado mundial de petróleo debe ser ajustado.
  • Ahora estamos empezando a ver señales de que el exceso físico que se inició en junio se revirtió, y como resultado, se producirán mayores exportaciones de crudo en los Estados Unidos.
  • Al final, los factores clave que impulsarán la tendencia en los precios del petróleo se reducen al modelo de oferta y demanda. Nuestro modelo continúa mostrando un déficit y los saldos del cuarto trimestre son alcistas a -1+ mb / d

Mike Pompeo, un duro crítico del Acuerdo Nuclear de Irán, ahora estaría en condiciones de aconsejar al presidente Trump que retire a los EE. UU. Del JCPOA. Tras el nombramiento de Pompeo, John Bolton, otro duro crítico del JCPOA, se unió al Consejo de Seguridad Nacional. Inmediatamente, el mercado del petróleo tuvo que contemplar el riesgo de nuevas sanciones contra Irán.

Curiosamente, la contratación de John Bolton se produjo después de que el príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed Bin Salman o conocido como MBS,  visitara la Casa Blanca .

Antes de la reunión de marzo, los inventarios de crudo de EE. UU. Se veían así:

 

 

En lo que se suponía que sería un trimestre de construcción estacional, el almacenamiento de crudo en Estados Unidos era básicamente plano. Celebramos esto como un signo de fundamentos muy alcistas. Pero una parte importante de eso vino de Arabia reduciendo las exportaciones de crudo a los Estados Unidos:

 

 

Y sobre una base interanual, puede ver la magnitud que tuvieron las importaciones más bajas en el almacenamiento de crudo de los EE. UU .:

 

 

Pero la trayectoria alcista del almacenamiento de crudo en Estados Unidos comenzó a cambiar materialmente al inicio de la Q2. Las importaciones de crudo de EE. UU. Comenzaron a repuntar más alto de lo que proyectamos y nos llevaron a  estimar constantemente el exceso de extracción de crudo . Y creemos que esta es una crítica muy justa y válida del trabajo que hemos realizado en 2018.

Entonces, ¿qué cambió?

En mayo, sabemos que el presidente Trump sacó a los Estados Unidos del Acuerdo Nuclear de Irán y restablecerá las sanciones contra Irán. Y luego de la visita de MBS en marzo, las exportaciones de crudo de Arabia comenzaron a subir a los EE. UU .:

 

 

Si observa el cuadro anterior, puede ver claramente que las exportaciones de crudo de Arabia Saudita a los EE. UU. Ahora están sólidamente por encima del nivel del año pasado. Lo que también es interesante notar es que las importaciones de crudo de Arabia Saudita llegaron a 1,2 millones de barriles la semana pasada, o el nivel más alto desde mayo de 2017, cuando Arabia se comprometió a mantener las exportaciones de crudo de Estados Unidos por debajo de los 700.000 barriles diarios. línea negra punteada).

¿Cuánta diferencia hicieron las exportaciones de crudo saudita a los Estados Unidos?

 

 

Como se puede ver en el cuadro anterior, antes de que MBS se reuniera con Trump en marzo,  hubo un esfuerzo claro y deliberado por parte de los saudíes para mantener bajas las exportaciones a los EE .  UU . Pero luego de la reunión, Arabia Saudita ya no mantuvo deliberadamente las exportaciones a los niveles bajos de los EE. UU .:

 

 

Estimamos que desde el final de Q1, el cambio en las exportaciones de Arabia Saudita a los Estados Unidos obtuvo una acumulación total de almacenamiento de crudo de ~ 25 millones de barriles por día.

 

Pero incluso considerando que las exportaciones de Arabia Saudita a los Estados Unidos han estado subiendo, el almacenamiento de crudo en Estados Unidos en su conjunto no está en una situación tan mala.

 

 

 

 

Esto se debe al hecho de que las exportaciones de crudo de los Estados Unidos han sido una nueva variable oscilante en el cálculo de la balanza.

2. Comprender las variables que influyen en determinar hacia dónde se dirige el almacenamiento de crudo de los EE. UU. Y por qué las exportaciones de crudo de EE. UU. Son la variable del factor de variación.

A comienzos de año, supusimos erróneamente que las mayores exportaciones de crudo de los EE. UU. Eran el resultado de un "efecto tirón" de los mercados mundiales del petróleo. Lo que queremos decir con eso es que si el mercado global del petróleo es escaso, entonces el rendimiento superior en Brent-WTI "sacará" crudo de los EE. UU. A través de mayores exportaciones de crudo de Estados Unidos.

Eso está mal . Y como hemos aprendido de varios operadores de petróleo veteranos en las últimas semanas, las exportaciones de crudo de los Estados Unidos tienen un "efecto de empuje" en los mercados mundiales del petróleo.

¿A qué nos referimos con eso?

Imagine que hay dos cubos de agua en un balancín. Un balde de agua está etiquetado como balance global del mercado petrolero, y el otro balde de agua está etiquetado como balance del mercado petrolero de los Estados Unidos.

En la balanza del mercado del petróleo de EE. UU., El cubo se está llenando bastante rápido porque la producción de petróleo de los EE. UU. Es ~ 1,52 mb / d más alta yoy. Esto significa que si la demanda de EE. UU. No puede aumentar en la misma proporción (en este caso, el rendimiento de la refinería), debe reducir la cantidad que se está llenando (por ejemplo, importaciones de crudo) o expulsarla, y en este caso, las exportaciones de crudo de EE.UU. .

En el cuadro a continuación, Open Square Capital publicó esta excelente tabla en su informe semanal de almacenamiento de petróleo que detalla el delta que estamos viendo yoy:

 

 

Fuente:  Open Square Capital

Como se observará en el gráfico anterior, las importaciones de crudo de los EE. UU. Aumentaron en una cantidad similar en el rendimiento de la refinería, pero el aumento excesivo de la producción de petróleo se está cumpliendo a través de mayores exportaciones de crudo de los Estados Unidos, aunque no en su totalidad.

Podríamos entrar en una discusión larga y detallada sobre la diferencia de gravedad API del tipo de crudo producido por el shale de EE. UU. Y los utilizados por las refinerías de EE. UU., Pero nos saltearemos los tecnicismos por ahora. Lo que debe sacarse de esto es que dada la producción de petróleo de los Estados Unidos ha aumentado en 1,52 millones de b / d, las exportaciones de crudo de los Estados Unidos deberán aumentar en la misma cantidad o más para reducir los saldos de almacenamiento de crudo de los Estados Unidos.

Esto hace que las exportaciones de crudo de los EE. UU. Se conviertan en el verdadero factor determinante para determinar la cantidad de saldos de almacenamiento de crudo de los Estados Unidos en el futuro.

Ahora volviendo a los dos baldes de agua en una analogía de balancín. Ahora sabemos que para que el balance del mercado petrolero de EE. UU. No se acumule demasiado rápido, la clave es liberar el crudo a través de las exportaciones de crudo de Estados Unidos.  Pero debido a que este es un efecto de impulso fuera del mercado, solo se permitirá si el balance global del mercado del petróleo (cangilón) lo permite.

Esto es muy importante de entender porque si los mercados mundiales de petróleo ya están bien abastecidos por crudo liviano dulce, la capacidad de aumentar las exportaciones de crudo estadounidenses no estará allí.

Entonces, ¿cómo determinamos si hay un mercado para las exportaciones de crudo de los Estados Unidos?

 

 

 

Una buena medida para usar es el diferencial Brent-WTI, pero esta métrica sola no captura lo que está sucediendo en el balance global del mercado petrolero.

Para la mayoría de los inversionistas, los datos de almacenamiento de petróleo de EE. UU. Son los más fáciles de acceder y más transparentes, por lo que obtener la información para comprender cuándo aumentarán las exportaciones de crudo de EE. UU. Puede ser más difícil de obtener. Pero, como muestra el gráfico, cuando se amplía el diferencial Brent-WTI, generalmente es una buena ilustración de lo que vendrá para las exportaciones de crudo de los EE. UU.

3. La estructura del mercado petrolero desde el momento de almacenamiento flotante, las exportaciones y las importaciones, y lo que eso significa avanzar.

Ha habido un cambio bastante dramático en la estructura de los mercados del petróleo, con las exportaciones de crudo de los Estados Unidos que ahora influyen en los flujos normales que solían dominar el comercio del petróleo. Ahora sabemos que las exportaciones de crudo de los EE. UU. Son una función de "empuje", por lo que solo cuando las balanzas del mercado mundial del petróleo sean ajustadas, las exportaciones de crudo de los Estados Unidos podrán mantenerse de manera sostenible.

Podemos medir la rigidez de los mercados de dos maneras distintas:

  1. Un indicador implícito de oferta y demanda global y,
  2. Almacenamiento flotante global.

Medir la oferta y demanda global

Para medir la oferta y la demanda global, hemos creado un cuadro en el que se tiene en cuenta la demanda mundial implícita de petróleo en un promedio de 3 meses y se combina con el suministro mundial de petróleo en un promedio de 3 meses:

 

 

Cuando el suministro global implícito de petróleo (que en este caso son las exportaciones mundiales de crudo) es más alto que la demanda mundial implícita de petróleo (que en este caso son las importaciones mundiales de crudo), entonces sabemos que habrá un superávit.

 

 

Si bien el cuadro anterior no es perfecto, creemos que la trayectoria de la tendencia nos da un buen indicador de la dirección de los mercados petroleros. (Tenga en cuenta que este cuadro no tiene en cuenta la estacionalidad, que es muy importante para comprender los reflujos y los flujos de los cambios de almacenamiento).

En esencia, lo que podemos ver en esta tabla de balance implícito es que en los últimos meses, los mercados mundiales de petróleo se convirtieron en un superávit. Esto es interesante de notar porque coincidió con 1) una menor propagación Brent-WTI, 2) acumulación global de almacenamiento de petróleo flotante, y todos fueron causados ​​debido a A)  un desajuste de tiempo de exportación dentro de la OPEP y B)  redujo las importaciones de crudo de China . (Más sobre esto en un momento)

Almacenamiento flotante

 

 

Y cuando ocurre una dislocación en el mercado físico, los barriles sin vender se reflejarían a través de almacenamiento flotante.

En el cuadro anterior, dividimos el almacenamiento flotante global en cuatro categorías (de 7 días a más de 30 días). La mayoría de los analistas consideran que el ancho real del almacenamiento flotante es la categoría de más de 30 días, y puede ver en el gráfico inferior derecho que el almacenamiento de más de 30 días aumentó de un mínimo a principios de mayo a un máximo a principios de julio. (Nota: cómo los depósitos flotantes globales ya están disminuyendo).

 

Escribimos un artículo titulado: "  Falta de coincidencia en el tiempo de exportación empuja los precios a corto plazo ", donde específicamente dijimos que los esfuerzos de Arabia Saudita, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos para aumentar las exportaciones de crudo en junio causaron una abundancia excesiva de exceso de oferta a corto plazo que haría necesita ser absorbido

 

 

Y desde entonces, notamos que el desajuste de exportaciones que vimos en junio se había revertido por completo en julio. Como resultado, ya estamos viendo que los flujos disminuyen a nivel mundial, y la disminución en el almacenamiento de aceite flotante también está reflejando esto.

Pero lo que también es importante en este momento es dónde se almacenan los depósitos flotantes:

 

 

El reciente comentario de los medios sobre los meses de presencia del Brent en contango está relacionado con los cargamentos no vendidos que estamos viendo en el Mar del Norte. Debido a que las exportaciones de crudo de Estados Unidos se elevaron en junio, el Mar del Norte tiene que digerir el aumento.

Entonces, ¿cómo disminuirá el almacenamiento flotante del Mar del Norte?

  • Brent-Dubai extiende incentivos estrechos para que las refinerías europeas operen crudo dulce ligero O
  • Aumenta la compra de crudo de China.

En nuestra opinión, la forma más fácil para que disminuya el almacenamiento flotante del Mar del Norte es si las importaciones de crudo de China comienzan a aumentar nuevamente. En este caso, los datos sugieren que las importaciones de crudo de China en junio fueron inferiores en un 10% interanual, pero desde entonces se han recuperado por encima de los 8 millones de barriles por día en agosto:

 

 

El aumento en las importaciones de crudo de China también contribuirá en gran medida a absorber los demás barriles en exceso en el mercado, y de ahí que ahora estemos empezando a ver que el exceso físico comienza a disiparse.

Pero incluso con el aumento en las importaciones de crudo de China, una gran parte de lo que impulsó las importaciones de crudo de China en los últimos dos años, las refinerías de teteras han estado ausentes en gran medida:

 

 

Sabemos por los informes de los medios a principios de junio que las refinerías de teteras en China enfrentaban impuestos más altos, y el salto en los márgenes de crudo golpeó a donde la capacidad operativa cayó por debajo de ~ 60%. Una serie de problemas relacionados con el mantenimiento en junio también redujo el rendimiento, pero esta cifra se ha recuperado desde entonces.

Por lo tanto, creemos que esto es en gran medida una cuestión transitoria, ya que los diferenciales mundiales de crack están comenzando a subir, y con los márgenes de rebote, deberíamos comenzar a ver un repunte en las compras de crudo.

Además, sabemos que las bajas importaciones de crudo en China resultaron en la reducción de inventarios de crudo, por lo que las importaciones inferiores a lo normal solo pueden mantenerse durante tanto tiempo (  ver el excelente tweet de Pierre Andurand ).

Dando sentido a todo

Sabemos que hay mucho de lo que hemos cubierto aquí, por lo que probablemente sea conveniente recapitular las cosas que hemos dicho.

1). El balance de almacenamiento de petróleo de EE. UU. Comenzó a bajista al inicio de Q2 desde A) Arabia Saudita no empujó las exportaciones a los EE. UU. Más bajo y B) Las exportaciones de crudo de EE. UU. Han comenzado a disminuir gracias a un superávit en los mercados petroleros globales.

 

 

 

2). Ahora sabemos que las exportaciones de crudo de los EE. UU. Son un mecanismo impulsor determinado por la capacidad de los mercados petroleros mundiales para absorber el exceso de volumen. A saber, los barriles fluyen de oeste a este. Si Europa muestra un excedente de crudo liviano dulce, entonces las exportaciones de crudo de Estados Unidos serán más bajas, lo que aumentará los niveles de almacenamiento de crudo en Estados Unidos.

 

 

3). Para que los equilibrios de Europa sean estrechos, necesitamos que la demanda de importaciones de crudo de Oriente sea alta, y en este caso, China. O necesitamos que los diferenciales de Brent-Dubai se reduzcan, lo que incentivaría a las refinerías europeas a ejecutar crudo liviano dulce.

 

 

4). Las menores importaciones de crudo en China también coincidieron con un desajuste en el momento de la exportación dentro de la OPEP. El aumento de suministros hizo que el almacenamiento flotante global fuera más alto, lo que llevará tiempo para equilibrarse. Brent tiempo se extendió sufrió como resultado.

 

 

Estas cuatro cosas están donde estamos hoy en el mercado petrolero. Todo comenzó con los cambios de personal que llevaron a los Estados Unidos a retirar el Acuerdo Nuclear de Irán. Desde entonces, Arabia Saudita ha aumentado las exportaciones de crudo a los EE. UU. Aumentando la percepción de que los mercados petroleros mundiales ya no están en déficit (cuando en realidad todavía lo es).

En junio, luego de enfrentar la presión política del presidente Trump, Arabia Saudita y sus aliados del CCG aumentaron las exportaciones de crudo en 1 millón de barriles por día, justo cuando China disminuyó las importaciones, lo que resultó en un almacenamiento flotante global y un exceso de petróleo físico temporal.

Esto, junto con las interrupciones Syncrude de Canadá, llevaron a los diferenciales Brent-WTI a estrechar, lo que hizo que las exportaciones de crudo de EE. UU. Bajaran desde junio, lo que resultó en cambios de almacenamiento de crudo muy bajista.

Pero estos vientos en contra bajistas ya se están revirtiendo, como hemos dicho antes, y esta es la razón por la cual la tesis del petróleo alcista no ha terminado.

4. Cómo pensamos acerca de la tesis petrolera y cuáles son los objetivos a tener en cuenta.

Como dijimos anteriormente, no creemos que la tesis petrolera haya terminado. Por el contrario, creemos que los inversores que ahora están demasiado concentrados en los datos de petróleo de EE. UU. Se verán sacudidos a medida que el equilibrio global comience a estrecharse.

A saber, sabemos que el evento bajista que causó que el mercado del petróleo se convirtiera en un superávit temporal vino como resultado de la rampa de exportación preventiva de los 3 grandes, mientras que las exportaciones de crudo de Irán y Venezuela no disminuyeron significativamente todavía. En julio, ya vimos el desajuste de las exportaciones al revés, y hasta el momento agosto muestra que los niveles generales permanecen constantes.

 

 

Como resultado, el desequilibrio que vimos en junio está comenzando a disiparse, ya que estamos viendo disminuciones generales en el almacenamiento flotante global (gráfico anterior). Y específicamente, en estas regiones:

 

 

Además, de acuerdo con nuestro gráfico global implícito de demanda y oferta de petróleo, sabemos que el déficit aumentará en agosto y posiblemente persista hasta fines de año:

 

 

 

El punto de datos fundamentales a tener en cuenta en este caso es saber que, si tenemos razón o no, se propaga el tiempo Brent, que puedes  encontrar aquí .

Por el momento, lo que estamos presenciando en el mercado del petróleo es que a medida que se disipa el excedente físico global, tomará tiempo para que los diferenciales de tiempo del Brent aumenten en backwardation. El mercado físico tendrá que ajustarse considerablemente antes de que los diferenciales se muevan más alto, y un buen indicador de eso será cuando desaparezca el almacenamiento flotante del Mar del Norte.

  • Los márgenes de tiempo más altos atraerán más entrada de fondos, lo que aumentará los precios planos de Brent.
  • Un Brent más alto aumentará la dispersión de Brent-WTI.
  • Un mayor margen Brent-WTI permitirá que el mercado de EE. UU. Empuje más crudo estadounidense a través de mayores exportaciones de crudo de Estados Unidos.
  • Esto generará mayores márgenes de tiempo de WTI, lo que atraerá más entrada de fondos, lo que aumentará los precios planos de WTI.

(Nota: en cuanto a por qué un backwardation más empinado aumenta los flujos de fondos,  lea esto).

En general, estos son los impulsores de los precios del petróleo a corto plazo.

Pero la tesis petrolera a más largo plazo dependerá de nuestro análisis de la oferta y la demanda, y por el momento, esto sigue siendo muy alcista.

 

Debido a la falta de coincidencia de tiempo de exportación que ocurrió en junio, los saldos del Q3 pasaron de -0.75 mb / d a -0.383 mb / d. Pero debido a nuestro saldo alcista de almacenamiento Q4 2018 de -1.1 mb / d, todavía esperamos que el mercado mundial de petróleo muestre un déficit de ~ (0.5) mb / d. También hemos reducido nuestras previsiones de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para reflejar los posibles vientos en contra de los problemas actuales de la moneda europea. Puedes ver eso en nuestro pronóstico de crecimiento de la demanda de petróleo de ~ 1.4 mb / d para 2019 y 2020.

 

Pero incluso bajo una perspectiva de menor demanda de petróleo, esto aún se traduciría en un déficit de existencias comerciales aún mayor de la OCDE al promedio de 5 años.

 

 

Fuente: IEA

Conclusión : Estar excesivamente concentrado en los cambios en el almacenamiento de petróleo de los EE. UU. De forma onerosa no toma en cuenta el panorama general de lo que está sucediendo en los mercados petroleros mundiales. Si bien hay algunas debilidades a corto plazo que han hecho que los informes sean bajistas, es importante que los inversionistas presten atención al panorama general. Los balances de almacenamiento global más estrictos "impulsarán" las exportaciones de crudo de Estados Unidos al alza, lo que luego se traducirá en mayores sorteos, pero eso solo se logrará si el balance global del mercado petrolero muestra un déficit. Y de acuerdo con nuestro modelo de oferta y demanda de petróleo, este sigue siendo el caso.

5. Cómo consideramos la inversión y el margen de seguridad en la tesis petrolera.

Finalmente, todo esto se relaciona con la forma en que participamos en nuestra tesis petrolera alcista.

Al invertir, quiere asegurarse de que las probabilidades estén en desventaja a su favor. Siempre habrá áreas en las que analicemos erróneamente ciertas variables como lo que sucedió con los saldos de almacenamiento de petróleo de Estados Unidos este año ( o más cómicamente cómo subestimamos el crecimiento de esquisto estadounidense el año pasado, jaja ), pero debido a que nuestras suposiciones de oferta y demanda global incorporaron un margen inherente de seguridad, los inventarios mundiales de petróleo son menores a la fecha y el Brent se ha mantenido por encima de los $ 70 / bbl.

 

La clave es descubrir dónde 1) tenemos un margen de seguridad en esta tesis petrolera alcista y 2) posicionarnos en acciones de energía donde hay una desconexión entre el valor intrínseco y el precio de mercado.

Tome para uno la guerra comercial actual que se está apoderando del mercado hoy. ¿Qué sucede cuando se produce una desaceleración de la demanda global de petróleo impulsada por el mercado emergente, ¿qué significa eso debido a nuestro pronóstico de saldo?

Asumiendo que (nuestro ya reducido) crecimiento de la demanda mundial de petróleo se desacelera de 1.4 millones b / d a solo 1 millón b / d, el balance global muestra un mercado de petróleo equilibrado. ¿Dónde dejaría eso los precios del petróleo? $ 65? $ 60?

Entonces, la pregunta que tenemos que hacer es: ¿harán nuestras inversiones dinero incluso si los precios del petróleo son, por ejemplo, de $ 60 y no de $ 80 / bbl?

Esta es la razón por la cual en nuestro análisis de stock de energía, aplicamos diferentes escenarios para evaluar si nuestras inversiones se retrasarán. Un buen ejemplo es California Resources (  CRC ) cuando  materialmente aumentamos la posición alrededor de $ 7 el año pasado . Tenemos que descubrir las suposiciones del mercado integrado para cuando el CRC se cotiza a $ 7, y evaluar cuál es la probabilidad de que esas suposiciones del mercado se conviertan en realidad. En el caso de nuestro análisis del año pasado, el mercado implicaba que el Brent nunca estaría por encima de $ 60 / bbl por un período de tiempo prolongado, y como resultado, el riesgo / recompensa estaba muy sesgado a favor de ir a largo.

Pero ahora, con el precio de las acciones en torno a $ 29, tenemos que hacer la misma pregunta. ¿Qué implica el mercado?

Suponiendo un escenario de desaceleración del crecimiento de la demanda de petróleo y donde Brent promedia a $ 60 / bbl en lugar de los $ 70 / bbl de hoy, CRC tendría que disminuir el gasto de capital para solo sostener la producción en lugar de aumentar la producción. La producción promedio anual sería ~ 135k boe / dy con un gasto de capital de alrededor de $ 450 millones, pronosticamos que CRC aún generaría un flujo de efectivo libre de $ 120 millones.

Con 6x EV / EBITDA, las acciones de CRC operarían en torno a ~ $ 34 por acción. Esto nos indica que el mercado ya está integrando el escenario de desaceleración de la demanda en el precio de la acción.

¿Pero qué tan probable es el escenario de desaceleración del crecimiento de la demanda de petróleo en los mercados emergentes? Y en un escenario donde el mercado petrolero está equilibrado (debido a la reducción en el crecimiento de la demanda), ¿Brent volverá a los $ 60 / bbl?

Obviamente, estas son preguntas más difíciles de responder, aquí es donde tenemos que aplicar un elemento de un margen de seguridad en nuestro análisis de balance de petróleo. Suponiendo que ocurra una desaceleración global de la demanda de petróleo, tenemos dos supuestos principales que consideraríamos demasiado conservadores:

  • América del Norte proporcionará un crecimiento de +2 millones b / d interanual en 2018 y +1,7 millones b / d interanual en 2019. Sabemos que la producción de esquisto de los Estados Unidos se limitará hasta el 3T 2019 en base a las limitaciones de la capacidad de transporte pérmico. Publicamos  un informe aquí que estima que el crecimiento de la producción de Pérmico será de solo ~ 500k b / d hasta el final de 2019. El uso de una estimación de 1.7 millones de b / d para 2019 nos da un espacio de amortiguación de casi 700k b / da 1 millón de b / d. Entonces, incluso si estamos fuera de nuestras otras variables, la capacidad para llevar Pérmico limitado será un buen margen de variable de seguridad.
  • Producción de la OPEP con Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Iraq y Kuwait aumentando la producción mientras compensa las pérdidas de producción de países como Irán, Venezuela, Angola y Argelia. Suponemos que Arabia aumentaría la producción a 10.8 mb / d, que es considerablemente más alta que los 10.3 mb / d que acaba de informar para julio. Este análisis también supone que la capacidad adicional como porcentaje global de la demanda de petróleo llega al nivel más bajo en la historia.

 

Combinándolo, conservamos conservativamente ~ 1 millón de b / d de suministro adicional en caso de que estemos equivocados en cualquiera de nuestras otras estimaciones. Combinando esto con nuestro crecimiento de la demanda de petróleo que ya es más bajo que antes (tomando en cuenta cualquier factor de riesgo potencial) de 1.7 mb / d a 1.4 mb / d, creemos que hay una buena cantidad de margen de maniobra para que nuestra tesis petrolera alcista se desarrolle .

E incluso en el caso de que estemos equivocados en el balance de nuestro mercado petrolero, el mercado ya ha incluido el precio más bajo del petróleo en la valoración actual. Esto hace que si realmente estamos en lo cierto en nuestro pronóstico conservador del modelo de oferta y demanda de petróleo, haya un potencial de potencial importante.

Conclusión

Invertir no es fácil. La inversión en energía definitivamente no es fácil. Pero es importante comprender los factores clave de la tesis petrolera junto con los factores que impulsarán los precios del petróleo a niveles más bajos o más altos.

La actual tesis sobre la desaceleración de la demanda de petróleo inducida por la guerra comercial tiene sus méritos, pero al igual que cualquier macroevento, todavía es demasiado pronto para determinar el impacto en el crecimiento de la demanda mundial de petróleo. Y considere que las importaciones mundiales de crudo para agosto están a punto de alcanzar el nivel más alto ... alguna vez, actualmente no compramos la tesis de desaceleración del crecimiento de la demanda mundial de petróleo.

 

 

Como dijimos en este informe, si los inversores se centran demasiado en los datos de almacenamiento de petróleo de los EE. UU., Entonces uno puede perder el bosque por los árboles. Es por eso que explicamos la importancia de cuándo comenzaron los informes bajistas de crudo de EIA y por qué, dependiendo de las perspectivas para las exportaciones de crudo de los Estados Unidos, los saldos de almacenamiento de crudo de los Estados Unidos dependerán en gran medida de ello.

Y para impulsar las exportaciones de crudo de los Estados Unidos, el mercado mundial del petróleo necesita estar lo suficientemente ajustado como para absorber los barriles. Ya estamos viendo que el exceso físico a corto plazo se está revirtiendo a través de menores exportaciones de la OPEP y mayores importaciones de crudo de China, pero el almacenamiento flotante global necesita disminuir más. Una vez que el exceso físico desaparece, los diferenciales de tiempo de Brent se moverán a una infraestructura de respaldo más empinada, lo que atraerá flujos de fondos que intenten capturar el rendimiento del rollo. El aumento en el flujo de fondos impulsará los precios planos del Brent al alza y ampliará el diferencial Brent-WTI. Esto eventualmente empujará al WTI más alto.

Si bien hay una simplificación excesiva en este análisis, como la importancia de la demanda del usuario final reflejada a través de los fuertes precios de los productos y los mayores diferenciales de crack, creemos que hemos capturado una gran parte de lo que impulsará los precios del petróleo en el corto plazo. Y para que funcionen las variables a más largo plazo, todo se reduce al modelo global de oferta y demanda de petróleo, que ilustramos anteriormente.

Todo esto se reduce inevitablemente a una simple pregunta: ¿es la demanda de petróleo más alta que la oferta? En caso afirmativo, los precios del petróleo seguirán aumentando.

Entonces, en medio de todo el caos que hemos visto esta semana, es importante dar un paso atrás y evaluar qué impulsa finalmente los fundamentos del mercado petrolero. Y en base a nuestro análisis de los factores que impulsan los precios, creemos que la tesis del petróleo alcista no ha terminado.

#17348

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

Una pregunta tanto para Cobas como azValor.

La penalización del primer año afecta solo a la probeta aportación o también para sucesivas aportaciones?

Freedom is driven by determination

#17349

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

yo también pienso que el crash vendrá sobre 2020 o 2021...ahora bien...hace años que van diciendo lo mismo y el crash no viene, no viene....nos vamos a 10 años de bull market...y hoy se ha publicado el dato que el paro juvenil en USA está en mínimos de hace 50 años (!!)...y Trump cuando vea que la economía flojea, es capaz de meterle otros tropecientos millones en QE....nos podemos ir también al 2022...

#17350

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

No sera que ya lo tiene hablado parames con el ceo y le va bien la ampliación? Me explico parames quiere comprar mas, pero no puede por lo del 10%. Pues con la ampliación baja el potencial por accion, pero puede tener el doble de acciones

#17351

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

A las aportaciones que tengan menos de un año, da igual si es la primera o la quinta.

#17352

Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

Afecta por fecha de aportación, con independencia de ser la primera o sucesivas. Es decir si abres el fondo en enero de 2017 puedes vender esa suscripción si penalización en enero de 2018, pero si has añadido en septiembre de 2017, podras vender la primera suscripción sin penalización pero la parte correspondiente a la suscripción de septiembre 2017 tendras que esperar a septiembre d 2018 o tendra comisión de rembolso esa última suscripción. No se si me he explicado bien.

Se habla de...