West Texas Intermediate ( WTI ) es un grado o mezcla de petróleo crudo ; el término también se utiliza para referirse al precio al contado , el precio de futuros o el precio tasado para ese petróleo. En el uso coloquial, WTI generalmente se refiere al contrato de futuros de petróleo crudo WTI negociado en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) . El grado de petróleo WTI también se conoce como Texas light sweet . El petróleo producido en cualquier ubicación puede considerarse WTI si cumple con las calificaciones requeridas. [2] Los precios al contado y de futuros de WTI se utilizan como referencia en la fijación de precios del petróleo . Este grado se describe como petróleo crudo ligero debido a su baja densidad y dulce debido a su bajo contenido de azufre.
El precio del WTI se incluye a menudo en los informes de noticias sobre los precios del petróleo, junto con el precio del crudo Brent del Mar del Norte . Otros marcadores petroleros importantes son el crudo de Dubái , el crudo de Omán, el petróleo de los Urales y la cesta de referencia de la OPEP . El WTI es más ligero y dulce, contiene menos azufre que el Brent, y considerablemente más ligero y dulce que el de Dubái u Omán. [3]
A diferencia del crudo Brent , el petróleo crudo WTI no proviene de ningún campo petrolífero específico. Más bien, el WTI se describe (por ejemplo, por el Gobierno de Alberta) como "petróleo ligero dulce comercializado y entregado en Cushing, Oklahoma" [4] (con el petróleo crudo WTI Midland y WTI Houston definidos de manera similar para Midland, Texas, y Houston, Texas respectivamente). Históricamente, [ ¿cuándo? ] el comercio local entre la producción de los campos petrolíferos y las refinerías alrededor de Midland, Texas, y Cushing, Oklahoma , podría decirse [ ¿ por quién? ] que el petróleo WTI define, pero a medida que la producción local disminuyó, los oleoductos en esas áreas comenzaron a entregar petróleo crudo de otros grados, producido y mezclado en otros lugares, que también se aceptaban como WTI. [5] El contrato de futuros WTI formalizó esta relación al especificar que el activo entregable para el contrato podría ser una mezcla de petróleo crudo, siempre que fuera de ligereza y dulzura aceptables. [6] La ligereza del petróleo crudo se caracteriza por la gravedad del petróleo , y la dulzura del petróleo crudo por el contenido de azufre . Las mediciones de ligereza y dulzura del WTI varían según el petróleo ligero y dulce particular comercializado en Cushing en el momento de la medición, e incluso de la metodología de medición particular.
Las mediciones de azufre y API de Platts y Argus son descripciones del WTI según su evaluación, mientras que la caracterización del contrato de futuros WTI de NYMEX es un requisito para la entrega de petróleo crudo WTI según el contrato. El petróleo crudo WTI normalmente satisfará los requisitos del contrato de futuros WTI y estará cerca de los valores evaluados por Platts y Argus en ese momento. [6] [7] [8]
El descontrol gubernamental de los precios del petróleo de los EE. UU. el 28 de enero de 1981 marcó el comienzo del mercado físico al contado de petróleo crudo WTI. Bajo la Ley de Asignación de Petróleo de Emergencia de los EE. UU. de 1973, el petróleo crudo WTI se negociaba bajo una variedad de precios al contado divididos en varias categorías establecidas por los controles de precios. Después del descontrol de precios, el petróleo crudo clasificado WTI se negociaba bajo precios al contado centrados en los precios al contado en Cushing, Oklahoma, Midland, Texas y Houston, Texas (específicamente en la Terminal Magellan East Houston "MEH"). [2] [7] Los colapsos de los precios del petróleo durante 1985-1986 redujeron significativamente la producción local de petróleo alrededor de Cushing y vincularon los suministros de petróleo crudo importado de la Costa del Golfo a la región de Cushing y al mercado WTI. El crecimiento del mercado al contado de WTI se produjo en tándem con el crecimiento del mercado de futuros de WTI. La volatilidad de los precios spot del WTI condujo al desarrollo de contratos de futuros del WTI, [9] mientras que la adopción de los contratos de futuros del WTI como herramientas de cobertura por parte de productores y refinadores de todo el mundo condujo a la adopción mundial de precios spot físicos evaluados del WTI como precios de referencia para el crudo. [10]
Las agencias de informes de precios (PRA), como Platts y Argus Media , compilaron precios de evaluación de WTI basados en precios de transacciones spot a partir de 1981. [2] Los precios de transacciones spot elegibles en Cushing, Oklahoma, generalmente se informan como WTI, mientras que las transacciones spot elegibles en Midland, Texas, y Houston, Texas (en la Terminal MEH) se informan como WTI Midland y WTI Houston respectivamente. [7] [8] El desarrollo de los mercados spot y de futuros de WTI llevó a los productores de petróleo crudo de todo el mundo a utilizar los precios evaluados de WTI como referencia en la fijación de precios del petróleo . Por ejemplo, en 2008, Arabia Saudita, Kuwait, Irak, Colombia y Ecuador basaron sus precios de venta de petróleo crudo en el índice Platts WTI Mnth 1 o el índice Platts WTI Mnth 2 (los precios evaluados de las transacciones con entrega en el siguiente mes de entrega o el segundo mes de entrega). [11] Posteriormente, Arabia Saudita, Kuwait e Irak comenzaron a utilizar el Índice Argus Sour Crude (ASCI) como su índice de precios en 2009, pero el índice ASCI en sí mismo se cotiza en relación con los futuros del WTI con un diferencial, lo que implica que esos países todavía efectivamente referencian sus precios de venta de petróleo crudo al WTI. [12]
La volatilidad de los precios del petróleo crudo después de la desregulación de los precios del petróleo en Estados Unidos condujo al desarrollo del contrato de futuros de petróleo crudo ligero dulce NYMEX WTI en 1983. [2] El contrato de petróleo crudo NYMEX se negocia bajo el símbolo CL en la Bolsa Mercantil de Nueva York, ahora parte de la Bolsa Mercantil de Chicago . [2] El contrato es por 1.000 barriles estadounidenses, o 42.000 galones estadounidenses, de petróleo crudo WTI, el tamaño mínimo del contrato es de $0,01 por barril ($10 por contrato) y el precio del contrato se cotiza en dólares estadounidenses. [6] Los contratos mensuales están disponibles para el año en curso, los siguientes 10 años calendario y 2 meses adicionales. Por ejemplo, desde la perspectiva de cualquier día de junio anterior a la última fecha de negociación de los contratos de junio de 2020, los contratos de junio de 2020, julio de 2020, agosto de 2020, diciembre de 2030, enero de 2031 y febrero de 2031 están disponibles para negociación. El número máximo de contratos sería de 134 contratos, lo que ocurre al vencimiento de un contrato de diciembre cuando los contratos para un nuevo año calendario y dos meses están disponibles para negociación. [13]
Cushing, Oklahoma es un importante centro comercial de petróleo crudo y ha sido el punto de entrega de contratos de crudo y, por lo tanto, el punto de liquidación de precios para West Texas Intermediate en la Bolsa Mercantil de Nueva York durante más de tres décadas. [14] La ciudad de Cushing, Oklahoma es un lugar pequeño y remoto con solo 7.826 habitantes (según el censo de 2010). [15] Sin embargo, es el sitio del campo petrolífero de Cushing , que fue descubierto en 1912 y dominó la producción de petróleo de EE. UU. durante varios años. El área se convirtió en un "punto de transbordo vital con muchos oleoductos que se cruzan, instalaciones de almacenamiento y fácil acceso a refinerías y proveedores", infraestructura que permaneció después de que el campo de Cushing había disminuido en importancia. El petróleo crudo fluye "entrando a Cushing desde todas las direcciones y saliendo a través de docenas de oleoductos". [16] Está en el condado de Payne, Oklahoma , Estados Unidos .
A partir de 2003, una afluencia de comerciantes de fuera de la industria petrolera comenzó a participar en los mercados de futuros de petróleo y otros mercados de futuros de materias primas. Estos participantes del mercado, que incluyen fondos de cobertura, fondos de pensiones, compañías de seguros e inversores minoristas, fueron motivados por la creciente aceptación de los contratos de futuros de petróleo y los derivados relacionados como activos financieros. La demanda de estos inversores y la innovación financiera general crearon un acceso económico a los instrumentos financieros relacionados con los contratos de futuros de petróleo, como opciones, fondos indexados y fondos cotizados en bolsa. [17] Como parte de la ola de interés de los inversores, los precios de futuros de petróleo crudo WTI (así como los precios del petróleo crudo Brent) se incluyen tanto en el índice de materias primas Bloomberg como en el índice de materias primas S&P GSCI , que son índices de referencia ampliamente seguidos en los mercados financieros por comerciantes e inversores institucionales . Su ponderación en estos índices de materias primas le da a los precios del níquel LME una influencia no trivial en los rendimientos de una amplia gama de fondos de inversión y carteras . [18] [19]
Para los inversores financieros sin almacenamiento de petróleo, comprar el contrato de futuros de vencimiento más corto y luego renovarlo al siguiente contrato antes del vencimiento ofrecía la aproximación más cercana a invertir en precios físicos del petróleo. Sin embargo, los mercados financieros son mucho más grandes que los mercados de petróleo, y los flujos de inversores comenzaron a dominar las necesidades de cobertura de los productores de petróleo y llevaron al mercado de futuros de petróleo a contango , donde los precios de futuros son mayores que los precios al contado. El contango impone un costo de renovación a los inversores que deben renovar los contratos de futuros, ya que deben pagar un precio relativamente más alto por esos contratos para obtener la misma exposición al precio al contado subyacente que su contrato anterior que vencía. Estos costos de renovación podrían verse como compensación, almacenamiento virtual comprado o un subsidio indirecto para que los propietarios de almacenamiento brinden el servicio de almacenamiento de crudo en nombre de los inversores financieros. En el contexto del WTI, los propietarios de almacenamiento incluirían a la mayoría de los participantes en el mercado físico del WTI. [20] Más allá de la necesidad de los inversores financieros en petróleo, el almacenamiento de petróleo también es valioso porque proporciona seguro contra interrupciones del suministro o aumentos inesperados en la demanda. Las refinerías que desean evitar mantener inventarios físicos reales de petróleo pueden comprar contratos de futuros como almacenamiento virtual como alternativa. Los productores de petróleo que deseen mantener inventarios físicos reales de petróleo también podrían reducir el costo de esos inventarios mediante la venta de contratos de futuros. La participación de fondos indexados en el mercado del petróleo crudo también está asociada con una menor volatilidad de los precios. [21]
Los contratos de futuros de WTI están vinculados a las entregas físicas en el mercado físico al contado de WTI, por lo que los precios de los contratos de futuros de WTI deberían converger con las condiciones y los precios del mercado físico al contado de WTI. Pero dado que las entregas realizadas para liquidar un contrato de futuros de WTI que vence también son transacciones físicas al contado de WTI que pueden incluirse en los precios evaluados de PRA, las transacciones anormales de contratos de futuros podrían impulsar los precios al contado y los precios evaluados de WTI. Este fue el caso el 20 de abril de 2020, cuando las operaciones de contratos de futuros de WTI llevaron los precios evaluados de WTI y ASCI a territorio negativo. [12]
El 20 de abril de 2020, el contrato de mayo de WTI cerró en -37,63 dólares/barril, mientras que el contrato de junio cerró en 20,43 dólares/barril positivos. [22] Los precios cayeron principalmente debido a la pandemia de COVID-19 , que redujo la demanda, con problemas de almacenamiento y el vencimiento del contrato de mayo al día siguiente, lo que resultó en una reducción de las operaciones. [23] [24] [25] Por primera vez en la historia, la reducción de las operaciones cerró el mecanismo de Comercio en Liquidación (TAS) del contrato WTI de mayo de 2020 30 minutos antes del final de las operaciones debido a la falta de compradores. [26] El cierre del TAS señaló a los participantes del mercado que todos los contratos WTI de mayo de 2020 restantes abiertos que deben venderse, ya sea directamente o con el propósito de renovarse al contrato de junio de 2020, al mercado abierto en los próximos veinte minutos. La velocidad con la que se tuvieron que vender los contratos y la proximidad de ese momento al vencimiento del contrato significaron que los grandes comerciantes de petróleo físico, que podrían haber transportado y almacenado petróleo en otro lugar si el precio fuera lo suficientemente bajo, no pudieron comprar contratos debido a restricciones operativas, de gestión de riesgos y de límite de posición. Los comerciantes restantes que estaban dispuestos a comprar contratos ganaron un enorme poder de mercado y empujaron los precios a la baja en territorio negativo . [20] Esta situación es un caso extremo de contango . [23] Los precios del WTI se vieron afectados y el precio spot del WTI cayó a -36,98 dólares el 20 de abril. [27] Al mismo tiempo, el petróleo crudo Mars producido en la Costa del Golfo de EE. UU. (USGC) se liquidó a -26,63 dólares, y los exportadores de Oriente Medio que utilizan ASCI (del cual Mars es un componente) como referencia de precio de venta tuvieron que conformarse con precios negativos ese día. [12]
Históricamente, el WTI se ha comercializado generalmente con una prima respecto del Brent antes de 2011, pero desde el auge del petróleo de esquisto en la década de 2010 se ha comercializado con un descuento [28] frente al petróleo crudo Brent. [29] Tanto la volatilidad de la prima/descuento WTI/Brent, como su reversión de prima a descuento en 2011, son estudiadas y monitoreadas por los participantes del mercado como indicadores del funcionamiento del WTI y el crudo Brent como referencias de precios del petróleo. [30] [31]
En febrero de 2011, el WTI cotizaba a unos 85 dólares por barril, mientras que el Brent se cotizaba a 103 dólares por barril. La razón más citada para esta diferencia era que Cushing había alcanzado su capacidad máxima debido a un excedente de petróleo en el interior de América del Norte. Al mismo tiempo, el Brent subió como reacción a los disturbios civiles en Egipto y en todo Oriente Medio. Como las reservas con precio de WTI en Cushing no podían transportarse fácilmente a la Costa del Golfo, el crudo WTI no pudo arbitrarse para que los dos precios volvieran a la paridad. Los precios del petróleo en las zonas costeras de los Estados Unidos estaban más cerca del Brent que del WTI. En junio de 2012, el oleoducto Seaway , que había estado transportando petróleo desde la Costa del Golfo a Cushing, invirtió la dirección de su flujo para transportar crudo con precio de WTI a la Costa del Golfo, donde recibió precios de Brent. Sin embargo, la diferencia de precios persistió y fue lo suficientemente grande como para que algunos productores de petróleo de Dakota del Norte pusieran su petróleo en vagones cisterna y lo enviaran por ferrocarril al Golfo y la Costa Este, donde recibía precios de Brent. [32] El Brent continuó cotizando entre 10 y 20 dólares más alto que el WTI durante dos años, hasta junio de 2013. [33]
En la medida en que la diferencia de precios entre el crudo WTI y el Brent incite a los comerciantes a enviar el WTI a las refinerías del Mar del Norte o el Brent a las refinerías de la Costa del Golfo de EE.UU., la prima/descuento entre el crudo WTI y el Brent debe reflejar los costos de flete de los petroleros . Las tarifas de flete de los petroleros podrían ser altamente volátiles, debido a la dependencia circular de los precios del combustible para el petróleo y, en última instancia, de los precios del crudo, a la demanda de petroleros para prestar servicios en rutas comerciales que no sean del Golfo de EE.UU. y que no sean del Mar del Norte (especialmente a China), y a la demanda de utilizar petroleros como almacenamiento flotante de petróleo crudo. De 2000 a 2009, las tarifas de flete de los petroleros representaron un importante aporte a la prima del WTI sobre el crudo Brent. [34]
Las primas/descuentos entre el crudo WTI y el Brent también reflejan la disminución de la producción de petróleo crudo cotizada por debajo de los precios del crudo Brent. A medida que la producción de crudo disminuye debido al agotamiento de los yacimientos petrolíferos del Mar del Norte asociados al crudo Brent ( Brent , Forties , Oseberg , Ekofisk y Troll ; también conocidos como BFOET), una mayor proporción de esa producción de petróleo es consumida por las refinerías europeas locales, y tanto una proporción menor como una cantidad absoluta menor de esa producción de petróleo se puede exportar a los EE. UU. Durante los períodos en que el WTI se negocia con una prima sobre el crudo Brent, la disminución de la producción de crudo Brent aumenta esa prima ya que los comerciantes no pueden obtener suministros para vender en los EE. UU. con fines de lucro. [34]
Además, los participantes en el mercado de crudo Brent compensan la disminución de la producción del Mar del Norte al asociar campos petrolíferos adicionales y una producción de crudo de diferente calidad a la definición de crudo Brent, lo que afecta el diferencial de calidad entre los crudos Brent y WTI. El crudo Forties y Oseberg se agregó en 2002, el crudo Ekofisk se agregó en 2007 y el crudo Troll se agregó en 2018 a la canasta de precios de crudo Brent. Además, los diferentes grados en la "canasta Brent" tienen precios diferentes. Por ejemplo, los grados de crudo Ekofisk, Oseberg y Troll tienen una prima de calidad sobre los grados de crudo Brent, mientras que Forties tiene un descuento de precio por alto contenido de azufre. Los precios de Brent generalmente reflejan el crudo físico más barato o más competitivo en la canasta anterior, lo que significa que los precios de Brent generalmente reflejan los precios del crudo Forties. [35] Estos cambios de calidad en el petróleo crudo Brent afectan directamente la prima o el descuento entre lo que las refinerías pagarían por el petróleo crudo WTI y Brent. [36]
