Lees las noticias el 20 de abril de 2020: el contrato de futuros del petróleo West Texas Intermediate (WTI) para entrega en mayo cerró la jornada en –37,63 dólares por barril.
El hecho no solo sorprendió al público general; incluso muchos analistas veteranos tuvieron que revisar sus modelos mentales.
La idea de que un productor pagara para que alguien se llevase su petróleo parecía absurda.
Sin embargo, durante varias horas de negociación esa fue exactamente la realidad del mercado.
Para comprender qué ocurrió realmente, es necesario recordar que el precio que colapsó no fue el del petróleo físico en general, sino el de un contrato específico de futuros negociado en la bolsa New York Mercantile Exchange (NYMEX).
Los contratos de futuros son instrumentos financieros que obligan a comprar o vender una materia prima en una fecha determinada a un precio previamente fijado.
En condiciones normales, la mayoría de los inversores financieros nunca llega a recibir el producto físico; simplemente cierran la posición antes del vencimiento.
El problema es que abril de 2020 no fue un momento normal para el mercado energético. La economía mundial estaba prácticamente paralizada por la pandemia de COVID-19, y el consumo de combustible se había desplomado de forma abrupta.
Nada se mueve
Aviones en tierra, carreteras vacías y actividad industrial reducida significaban que el petróleo seguía produciéndose mientras la demanda desaparecía.
Ese desequilibrio empezó a trasladarse rápidamente a la infraestructura física del mercado.
El punto de entrega de los contratos WTI se encuentra en Cushing, Oklahoma, uno de los mayores hubs de almacenamiento de crudo de Estados Unidos.
A medida que avanzaba la primavera, los tanques de almacenamiento se llenaban a una velocidad alarmante. La capacidad disponible comenzaba a agotarse justo cuando el contrato de futuros de mayo se acercaba a su fecha de expiración.
En los mercados de derivados, el vencimiento de un contrato introduce una obligación muy concreta: quien mantiene la posición larga debe aceptar la entrega física del petróleo.
Esto no suele ser un problema para refinerías o compañías energéticas, pero sí para fondos de inversión, traders financieros o ETFs que utilizan futuros simplemente para replicar el precio del crudo.
A medida que se acercaba el vencimiento, esos inversores comenzaron a liquidar sus posiciones para evitar recibir barriles que no podían almacenar. Lo que normalmente ocurre de forma ordenada se convirtió en una carrera desesperada por encontrar compradores.
Pero los potenciales compradores sabían algo que los vendedores también empezaban a sospechar: aceptar el contrato significaba asumir un problema logístico real, porque el almacenamiento disponible estaba prácticamente agotado.
La liquidez desapareció de forma abrupta. Cada intento de venta empujaba el precio un poco más abajo, mientras los compradores exigían descuentos cada vez mayores para asumir el riesgo de recibir petróleo físico.
La dinámica se volvió autorreforzante. Cuando el precio rompió el umbral de los diez dólares por barril, muchos participantes comenzaron a liquidar posiciones de forma automática para limitar pérdidas.
El mercado entró entonces en una espiral descendente que pocas veces se había visto en una materia prima de referencia mundial.
La situación alcanzó su punto más surrealista cuando el precio cruzó el cero. A partir de ese momento, vender el contrato implicaba literalmente pagar a otra parte para que aceptara el petróleo.
El mínimo intradía se situó en –40 dólares, antes de cerrar la jornada en –37,63. Técnicamente, el mercado estaba señalando que el coste de almacenar o gestionar ese barril superaba su valor inmediato.
Conviene subrayar que el fenómeno afectó principalmente al contrato que estaba a punto de expirar. Los contratos de meses posteriores continuaban cotizando en positivo, lo que reflejaba la expectativa de que la demanda se recuperaría con el tiempo.
Lo que esconde un gran contrato
El colapso fue, en gran medida, un problema de estructura del mercado de futuros combinado con limitaciones físicas de almacenamiento.
Uno de los efectos más visibles del episodio se produjo en el ETF United States Oil Fund (USO), un vehículo popular entre inversores minoristas que buscaban exposición al petróleo.
El fondo mantenía una gran cantidad de contratos cercanos al vencimiento, lo que amplificó las pérdidas y obligó a modificar su estrategia de inversión para evitar que la situación volviera a repetirse.
Más allá de lo anecdótico, el evento dejó una lección profunda para quienes analizan mercados de materias primas.
Los precios financieros no son únicamente una función de oferta y demanda abstracta; también reflejan las restricciones físicas del sistema.
En el caso del petróleo, el almacenamiento, el transporte y la logística pueden convertirse en factores tan determinantes como la producción o el consumo.
Por unas horas, el mercado recordó algo que a menudo se olvida en el mundo de los derivados: detrás de cada contrato existe un activo real que ocupa espacio, requiere infraestructura y debe ser gestionado físicamente.
Cuando esas limitaciones chocan con la estructura financiera del mercado, incluso un activo tan fundamental como el petróleo puede terminar cotizando por debajo de cero.
Equipo Editorial
Instituto Español de la Bolsa
