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Empezamos ya 2025 con ilusión y hambre renovada, aunque los objetivos no cambian respecto a los del año pasado:
Rentabilidad positiva y de doble dígito
Superar a cualquier índice de referencia
Por el punto de partida en lo relativo a las valoraciones, espero un año complicado para los principales índices, entorno ideal para que el stock picking brille.
¡A por otro año espectacular!
PS: Como veréis más adelante, en el apartado de cartera modelo, hemos empezado a realizar el seguimiento de la cartera modelo (rentabilidad, movimientos, comparativas) a través de una cuenta en Interactive Brokers, cuyo reporte os compartiremos semana a semana (en versión reducida) para que podáis seguir la evolución de forma sencilla y transparente.
Resumen macro de la semana
Esta semana ha habido pocos eventos interesantes que analizar, puesto que el periodo navideño ha dejado algo de calma en el panorama geopolítico y económico. A continuación, listo las noticias más destacadas. Vamos allá:
La economía china atraviesa un momento delicado, reflejado en el pobre desempeño de los mercados en el arranque de 2025 y en indicadores como el PMI manufacturero, que evidencian una desaceleración industrial preocupante. Con el CSI 300 y el Hang Seng marcando caídas significativas, el panorama económico del gigante asiático sigue mostrando señales de fragilidad. Además, el regreso de Donald Trump a la Casa Blanca y las posibles medidas proteccionistas refuerzan los vientos en contra para un modelo exportador ya presionado.
El yuan continúa debilitándose, alejándose del nivel fijado por el Banco Popular de China, mientras que los rendimientos de los bonos soberanos se mantienen bajos, reflejo de las masivas inyecciones de liquidez realizadas a finales de 2024. En este contexto, el Partido Comunista Chino se enfrenta al desafío de cumplir con el crecimiento del 5% prometido para 2025, lo que probablemente implique un aumento del déficit fiscal y más estímulos, siguiendo las directrices marcadas en diciembre por el Politburó y la Conferencia de Trabajo Económico Central.
La gran incógnita es cuándo se anunciarán estas medidas. Marzo parece el momento más probable, coincidiendo con las Dos Sesiones, donde el PCC suele delinear sus planes anuales. Es previsible que el enfoque esté dirigido al consumo interno y al sector inmobiliario, ambos críticos para reactivar la economía. Sin embargo, ante una aceleración del deterioro económico, no se puede descartar que se tomen medidas de emergencia fuera del calendario oficial.
El mercado del uranio ha empezado el año con un anuncio explosivo: Inkai, la JV entre Cameco y Kazatomprom ha detenido temporalmente su producción, citando problemas administrativos, lo cual parece poco probable. No se trata de una noticia baladí, en tanto que Inkai es uno de los activos de mayor producción y longevidad estimada en el mercado.
Con el advenimiento de un mundo multipolar, en el que Occidente y Rusia se encuentran en bancos opuestos, esta situación estaba condenada a explotar. Ya se venía especulando con que Cameco decidiese vender su participación del 40% en la empresa conjunta Inkai en Kazajistán. Esto le permitiría redirigir recursos hacia nuevos proyectos mineros en Canadá, en colaboración con su socio francés Orano. De este modo, eliminaría los riesgos asociados a la incertidumbre regulatoria, los impuestos y los desafíos logísticos de Kazajistán, asegurando el cumplimiento de sus compromisos contractuales a largo plazo con mayor previsibilidad. No sería sorprendente, además, que Kazatomprom, la empresa estatal de Kazajistán, opte por retirarse de la Bolsa de Valores de Londres y vuelva a operar como una entidad privada. Sin las exigencias regulatorias y de reporte propias de una empresa pública, Kazatomprom podría alinearse mejor con los intereses del gobierno kazajo, especialmente en un contexto donde sus vecinos, China y Rusia, demandan todo el uranio que el país puede producir. Los países BRICS podrían ofrecer contratos a largo plazo que liberen a Kazajistán de depender de compradores occidentales, eliminando preocupaciones sobre sanciones y rutas logísticas costosas para enviar uranio a Occidente.
Cada vez estamos más cerca de un evento del juego de la silla, como hemos comentando en varias ocasiones, en los que alguna utility se quedará sin recibir el material que tiene contratado, y desatará el pánico en el mercado del uranio.
El corte definitivo del gas ruso que fluía a través de los gasoductos soviéticos por Ucrania marca el fin de una era en la que Moscú dominaba los mercados energéticos europeos. El cierre del tránsito afecta principalmente a regiones como Transnistria, que enfrenta una crisis energética inmediata al depender completamente de estos flujos. La población local ha recibido instrucciones para adaptarse a la falta de calefacción, un recordatorio de los impactos humanos de estas decisiones geopolíticas. En contraste, los países de la UE como Austria y Eslovaquia ya han asegurado alternativas a través de gasoductos desde Noruega y suministros de gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos y Qatar.
Para Ucrania, el fin del acuerdo supone una pérdida de ingresos de hasta 1B$ anuales en tarifas de tránsito, lo que ha llevado al gobierno a cuadruplicar las tarifas domésticas de transporte de gas, afectando a la industria local. No obstante, desde la perspectiva ucraniana, este evento es visto como una victoria estratégica, ya que debilita aún más las finanzas rusas y reduce la dependencia europea del gas ruso.
En el caso de Rusia, las pérdidas son significativas, estimadas en cerca de 5 B$ en ventas de gas. Este golpe financiero se suma a la pérdida de su cuota de mercado, que en su apogeo representaba el 35% del consumo europeo de gas. Con rutas como Nord Stream y Yamal cerradas, y una caída drástica de las exportaciones vía Ucrania, Moscú enfrenta un escenario energético fragmentado y limitado a mercados alternativos como Turquía o Asia.
Para Europa, el desafío no termina aquí. Aunque se han diversificado las fuentes de suministro, la infraestructura y los costes asociados a esta transición son elevados. En un contexto de bajas temperaturas y miedos a disrupción, los precios del gas natural en Europa se han disparado por encima de los 50€, a la vez que la caída de inventarios se consolida en el entorno del ~-0.5% diario, lo cual supondría acabar la temporada invernal, en marzo, en niveles críticos.
Los elevados precios en Europa ya empiezan también a afectar a Asia (ambos mercados compiten por el mismo LNG), con los precios en el JKM (índice de Japón y Corea) rondando los 14$/mmbtu, 4x más caros que sus comparables en norte América.
Incluso al otro lado del Atlántico, también afectados por un vórtice polar, el año ha empezado con fuegos artificiales: los contratos de Henry Hub para febrero han subido un 15% y los de marzo un 9%, situándose por momentos por encima de los 4$/mmbtu; aunque los fundamentales de largo plazo son muy positivos, a c/p estos precios son insostenibles, en tanto que mucha capacidad de producción es rentable a estos niveles, provocando un ciclo de capital típico.
La narrativa respecto al petróleo, de la mano de sus fundamentales, está empezando a cambiar. Es importante recordar de dónde venimos: la EIA predice un gran aumento de la oferta no-OPEC que se traducirá, ya en el primer trimestre, en un superávit de 1Mb/d (recordemos que Q1, estacionalmente, es el de menor demanda).
Sin embargo, cuando observamos el mercado físico, vemos cómo los timespreads siguen incrementando el backwardation de la curva de futuros, lo cual es irreconciliable con la anterior narrativa; uno de los dos está equivocado.
Si analizamos los drivers del aumento de oferta que prevé la EIA, empezando por la producción de petróleo en Estados Unidos, podemos ver cómo se encuentra estancada desde hace 1 año, lo que parece validar la tesis sobre el deterioro geológico de las cuencas de shale.
La encuesta de energía del cuarto trimestre de 2024 publicada por la Reserva Federal de Dallas refleja un panorama interesante para la industria de petróleo y gas en Estados Unidos, con expectativas moderadas pero optimistas en cuanto a precios y una visión decididamente expansiva en términos de inversión (por otro lado necesario teniendo en cuenta el deterioro geológico).
El consenso entre los ejecutivos sitúa el precio del WTI en 69 dólares por barril a seis meses y 71 dólares a doce meses, mientras que el Henry Hub se proyecta en 2,97 dólares/MMBtu y 3,28 dólares/MMBtu para los mismos periodos. Estas cifras, aunque no particularmente elevadas, reflejan cierta estabilidad en el mercado, especialmente para el petróleo, respaldada por las expectativas de un entorno regulatorio más favorable bajo la administración Trump. Lo más destacado es que, pese a este precio de referencia más bajo, las empresas planean aumentar su CAPEX en 2025. La mayor parte del capital se destinará a perforación y culminación de pozos, puesto que desde 2020 se han ido consumiendo los DUCs (pozos perforados pero no completados) y el mejor inventario, que ahora hay que renovar. Por otro lado, en el caso del gas natural, las perspectivas son más conservadoras. Aunque los precios proyectados del Henry Hub muestran un ligero repunte hacia los 3,28 dólares/MMBtu a doce meses, la oferta abundante sigue siendo un desafío para equilibrar el mercado. Aun así, la percepción generalizada es que hay cierto margen de mejora, especialmente si se consolida una mayor demanda en sectores clave.
