Brent Crude puede referirse a cualquiera o todos los componentes del Brent Complex , un mercado petrolero que se negocia física y financieramente con sede alrededor del Mar del Norte en el noroeste de Europa; Coloquialmente, Brent Crude generalmente se refiere al precio del contrato de futuros de petróleo crudo Brent ICE (Intercontinental Exchange) o al contrato en sí. El crudo Brent original se refería a una clasificación comercial de crudo ligero dulce extraído por primera vez del yacimiento petrolífero Brent en el Mar del Norte en 1976. [1] A medida que la producción del yacimiento petrolífero Brent disminuyó a cero en 2021, las mezclas de petróleo crudo de otros yacimientos petrolíferos han disminuido. añadido a la clasificación comercial. La mezcla Brent actual consiste en petróleo crudo producido en los campos petrolíferos Forties (agregado en 2002), Oseberg (agregado en 2002), Ekofisk (agregado en 2007), Troll (agregado en 2018) (también conocido como cotización BFOET) [2] y petróleo perforado. de Midland, Texas en la Cuenca Pérmica (agregado en 2023). [3]
El marcador de petróleo crudo Brent también se conoce como Brent Blend, London Brent y petróleo Brent. Este grado se describe como ligero debido a su densidad relativamente baja y dulce debido a su bajo contenido de azufre.
Brent es el principal precio de referencia mundial para los petróleos crudos de la cuenca del Atlántico. Se utiliza para fijar el precio de dos tercios de los suministros de petróleo crudo comercializados internacionalmente en el mundo . Es uno de los dos principales precios de referencia para las compras de petróleo a nivel mundial, siendo el otro el West Texas Intermediate (WTI) .
Las referencias de los medios populares al "crudo Brent" generalmente se refieren al precio de futuros del petróleo crudo Brent ICE. El precio de futuros del petróleo crudo ICE Brent forma parte del Complejo Brent , un mercado físico y financiero de petróleo crudo con sede en el Mar del Norte del noroeste de Europa, que podría incluir numerosos elementos que pueden denominarse crudo Brent:
El Complejo Brent fomenta las transacciones comerciales de petróleo crudo Brent, recopila datos sobre los precios de esas transacciones (en contratos a término, CFD y Brent con fecha), establece precios de referencia para otras transacciones comerciales mundiales de petróleo (en precios evaluados de Brent con fecha, precios evaluados con fecha BFOET, cotizaciones a plazo precios y precios negociados en futuros), [4] y transfiere los riesgos de esas transacciones (a través de cobertura en mercados a término y de futuros). [5]
El símbolo de ICE Futures Europe para los futuros de petróleo crudo Brent es B. Originalmente se negoció a gritos en la Bolsa Internacional de Petróleo de Londres a partir de 1988, [6] pero desde 2005 se negocia en el Intercontinental Exchange electrónico , conocido como ICE. Un contrato equivale a 1.000 barriles (159 m 3 ) y se cotiza en dólares estadounidenses . Hasta 96 contratos, durante 96 meses consecutivos, en la serie de contratos de futuros de petróleo crudo Brent están disponibles para negociación. Por ejemplo, antes de la última fecha de negociación de mayo de 2020, 96 contratos, desde contratos de mayo de 2020, junio de 2020, julio de 2020... marzo de 2028, abril de 2028 y mayo de 2028, están disponibles para negociar. ICE Clear Europe actúa como contraparte central para el petróleo crudo Brent y contratos relacionados. Los contratos Brent son contratos entregables basados en la entrega del 'Exchange of Futures for Physicals' (EFP) con una opción de liquidación en efectivo contra el precio del índice ICE Brent para el último día de negociación del contrato de futuros. [7]
Además de ICE, en el NYMEX (ahora parte de la Bolsa Mercantil de Chicago (CME)) también se negocian dos tipos de futuros financieros de crudo Brent . En última instancia, su precio se fija en relación con los futuros de petróleo crudo ICE Brent y el índice ICE Brent.
Los penúltimos futuros financieros del petróleo crudo Brent , también conocidos como futuros del petróleo crudo Brent , se negocian utilizando el símbolo BB y se liquidan en efectivo con base en el precio de liquidación del primer contrato cercano de los futuros del petróleo crudo Brent ICE en el penúltimo día de negociación del mes de entrega. [8]
Los futuros financieros de Brent de último día , también conocidos como futuros financieros de petróleo crudo Brent , se negocian utilizando el símbolo BZ y se liquidan en efectivo según el precio del índice ICE de petróleo crudo Brent publicado un día después del último día de negociación del mes de entrega. [9]
Aunque el descubrimiento de precios para el Complejo Brent se impulsa en el mercado a plazo de Brent, muchos operadores de cobertura y comerciantes prefieren utilizar contratos de futuros como el contrato de futuros ICE Brent para evitar el riesgo de grandes entregas físicas. Si el participante del mercado utiliza futuros de Brent para cubrir transacciones físicas de petróleo basadas en el Brent con fecha, seguirá enfrentando un riesgo de base entre los precios del Brent con fecha y del EFP. Los coberturadores podrían utilizar un contrato Crude Diff o 'Dated to Front Line' (DFL), que es un contrato de diferencial entre Dated Brent y Brent 1st Line Future (el futuro del primer mes), para cubrir el riesgo de base. Por lo tanto, una cobertura completa sería el contrato de futuros Brent correspondiente y un contrato DFL cuando el contrato de futuros se convierta en el futuro del primer mes. Esto equivale a un contrato a plazo Brent y a un contrato CFD en términos de contrato a plazo. [10]
Históricamente, las diferencias de precio entre el Brent y otros crudos indexados se han basado en diferencias físicas en las especificaciones del petróleo crudo y en variaciones a corto plazo en la oferta y la demanda. Antes de septiembre de 2010, existía una diferencia típica de precio por barril de entre ±3 USD/bbl en comparación con el WTI y la cesta de la OPEP; sin embargo, desde el otoño de 2010 el Brent ha tenido un precio mucho más alto que el WTI, alcanzando una diferencia de más de 11 dólares por barril a finales de febrero de 2011 (WTI: 104 USD/bbl, LCO: 116 USD/bbl). En febrero de 2011, la divergencia alcanzó los 16 dólares durante un exceso de oferta y existencias récord en Cushing, Oklahoma, antes de alcanzar un máximo de más de 23 dólares en agosto de 2012. Desde entonces (septiembre de 2012) ha disminuido significativamente a alrededor de 18 dólares después de que el mantenimiento de la refinería se estabilizara y los problemas de suministro disminuyeran ligeramente. .
Se han dado muchas razones para esta divergencia, desde variaciones de la demanda regional hasta el agotamiento de los yacimientos petrolíferos del Mar del Norte .
La Administración de Información Energética de EE.UU. atribuye el diferencial de precios entre el WTI y el Brent a un exceso de oferta de petróleo crudo en el interior de América del Norte (el precio del WTI se fija en Cushing, Oklahoma ), provocado por el rápido aumento de la producción de petróleo de yacimientos no convencionales como las arenas bituminosas canadienses y formaciones petrolíferas compactas como la Formación Bakken , la Formación Niobrara y la Formación Eagle Ford . La producción de petróleo en el interior de América del Norte ha excedido la capacidad de los oleoductos para transportarlo a los mercados de la costa del Golfo y la costa este de América del Norte; Como resultado, el precio del petróleo en la costa este de Estados Unidos y Canadá y en partes de la costa del Golfo de Estados Unidos desde 2011 ha sido fijado por el precio del crudo Brent, mientras que los mercados del interior todavía siguen el precio del WTI. Gran parte del petróleo crudo estadounidense y canadiense procedente del interior se envía ahora a la costa por ferrocarril, que es mucho más caro que el oleoducto. [11]
El 20 de abril de 2020, el contrato de futuros CME WTI para mayo de 2020 se liquidó en -37,63 dólares el barril debido a las crisis de demanda de petróleo provocadas por la pandemia de COVID-19 y a la disminución de la capacidad de almacenamiento en el punto de entrega del contrato de futuros en Cushing, Oklahoma. [12] El Brent se liquidó a la misma hora en 26,21 dólares, con una diferencia de 63,84 dólares. [13] Si bien el shock de la demanda de petróleo y la capacidad limitada de almacenamiento afectan tanto a los contratos de futuros del WTI como del Brent, los contratos de Brent tienen mayor acceso al almacenamiento y mayores reservas para absorber los shocks de la demanda que los contratos del WTI. En teoría, los contratos de futuros de Brent podrían acceder a la capacidad de almacenamiento de todos los tanques costeros en el noroeste de Europa y al almacenamiento de envío disponible, mientras que los contratos de CME WTI están restringidos a la capacidad de almacenamiento y oleoducto en Cushing únicamente. Los contratos de futuros de Brent se negocian en relación con el Brent con fecha y otros contratos en el Complejo Brent, lo que permite que otros contratos del sistema absorban los shocks de demanda. Hasta el 20 de abril, la mayor parte del shock de demanda provocado por la pandemia de COVID-19 ha sido absorbido por los contratos Dated Brent y los diferenciales de calidad Dated Brent, que evitaron la presión sobre los precios de los contratos de futuros Brent. Si bien el Brent está más protegido de los precios negativos por estos factores que el WTI, los precios negativos aún son posibles si la demanda de petróleo y la capacidad de almacenamiento caen aún más. [14]
Los contratos forward mensuales de petróleo crudo Brent comenzaron a negociarse en 1983 como contratos "abiertos", o contratos que especifican el mes de entrega pero no la fecha de entrega. De 1983 a 1985, estos contratos fueron por 500.000 barriles de crudo Brent Blend y se incrementaron a 600.000 barriles después de 1985. Los acuerdos se hicieron bilateralmente entre dos partes por teléfono y se confirmaron por télex . El pago de las transacciones se realizó 30 días después de la entrega del petróleo. Dado que los acuerdos eran bilaterales y no compensados centralmente como las transacciones de futuros, las partes del acuerdo buscaron garantías financieras, como cartas de crédito, para minimizar el riesgo crediticio de la contraparte . Los contratos a uno y dos meses de antelación estaban disponibles en 1983, los contratos de tres meses de antelación estaban disponibles en 1984, los contratos de cuatro meses de antelación estaban disponibles en 1985 y los contratos de al menos cuatro meses están disponibles para negociación en la actualidad. [15] [16] Los vendedores de contratos a término de Brent inicialmente tenían que avisar a los compradores con al menos 15 días de antelación sobre su intención de realizar la entrega. [17] Más recientemente, el plazo de notificación se ha ampliado de 10 días a un mes de antelación. Esto cambió el primer mes del contrato a plazo Brent. Por ejemplo, el 4 de mayo, el contrato a plazo del primer mes (también conocido como M1) es el contrato de julio, el contrato del segundo mes (M2) es el contrato de agosto y el contrato del tercer mes (M3) es el contrato de septiembre. [18]
Los productores y refinadores compran y venden petróleo en el mercado con fines comerciales mayoristas, de cobertura y fiscales. Los productores sin operaciones de refinería integradas, y viceversa para las refinerías sin producción de petróleo, tenían que vender petróleo y podían cubrir el riesgo del precio del petróleo con contratos a término. Los productores integrados de petróleo (aquellos con operaciones de refinería) tenían los mismos motivos, pero tenían un incentivo adicional para bajar los impuestos. Los productores integrados de petróleo enfrentaban impuestos al transferir petróleo internamente desde las operaciones de producción a las de refinación. Estos impuestos se calculan sobre la base de un precio de referencia establecido originalmente por BNOC y, finalmente, se calculan como un precio promedio de 30 días de los precios al contado antes de una transacción petrolera. Los precios del mercado a plazo tendían a ser más bajos que estos precios de referencia muchas veces, y los productores integrados de petróleo podían reducir de manera rentable sus obligaciones tributarias vendiendo petróleo en el mercado a plazo procedente de sus operaciones de producción y recomprando petróleo a partes no relacionadas para sus operaciones de refinación. en el mismo mercado. [19] Esta práctica se volvió menos frecuente con la introducción de regulaciones más estrictas en 1987. [20]
Los especuladores se convirtieron en intermediarios bilaterales entre productores y refinadores, y los acuerdos especulativos llegaron a dominar el mercado a término. Como no había una compensación central de esos contratos a término, los especuladores que compraron contratos a plazo de Brent en ese momento y que no quieren recibir el petróleo físico deben encontrar otras partes que se hagan cargo del petróleo, y se formaron largas cadenas de especuladores entre productores y refinadores para cada cargamento de petróleo comercializado. [21] Los productores integrados de petróleo también desdibujaron la línea entre la actividad comercial y la especulativa, ya que podían redirigir cargamentos físicos de petróleo y elegir qué contratos a término entregar y qué contratos transferir a otros especuladores o productores. [22]
Los precios de los contratos a plazo Brent del primer mes pasaron a utilizarse como precios de referencia para las transacciones al contado, pero se volvieron vulnerables a las presiones especulativas. El desarrollo de un mercado de contratos por diferencia Brent con fecha y Brent a mes a plazo aumentó esta vulnerabilidad, y los participantes del mercado gradualmente pasaron a utilizar Brent con fecha como precio de referencia de las transacciones al contado en 1988. [23] [24]
El contrato por diferencia (CFD) de petróleo crudo Brent es un diferencial o swap semanal entre el precio evaluado de Brent con fecha y el contrato a término de petróleo crudo Brent del segundo mes (o M2). Operan durante una semana laboral de cinco días en volúmenes de 100 o 100.000 lotes y el CFD más reciente pasa al CFD de la semana siguiente el jueves. [25] [26] El mercado de CFD se desarrolló en 1988 en respuesta al riesgo de base entre los precios de futuros/contratos a plazo de Brent y los precios de Brent al contado/fechados. [27]
A diferencia de los contratos forward abiertos, los contratos "fechados" de petróleo crudo Brent, conocidos como contratos Brent fechados, especifican la fecha de entrega del crudo en el mes actual en el mercado al contado. [28] [29] Las transacciones del mercado al contado generalmente no son públicas, por lo que los participantes del mercado generalmente analizan los precios del Brent con fecha utilizando evaluaciones de las agencias de informes de precios (PRA), que recopilan datos de transacciones privadas y los agregan. Las PRA importantes para el Complejo Brent son Platts , Argus e ICIS. Platts domina el precio evaluado del Brent con fecha, Argus publica un precio del crudo evaluado por BFOET llamado precio del crudo Argus con fecha del Mar del Norte, e ICIS proporciona los datos de liquidación final al índice ICE Brent (que en última instancia liquida los futuros del ICE Brent) desde 2015. [30] [ 31]
Sin embargo, a principios de la década de 1990, los mercados spot de crudo Brent y BFOET comenzaron a valorar las transacciones utilizando los precios evaluados del Brent con fecha como precios de referencia, lo que creó un circuito de retroalimentación que diluyó la información fundamental sobre la oferta y la demanda contenida en el precio evaluado del Brent con fecha, y creó incentivos para presiones especulativas. [32]
Platts y otras PRA solucionaron el problema citando tanto un Brent con fecha evaluado en transacciones directas del mercado al contado, como una "Franja Brent con fecha del Mar del Norte" evaluada utilizando una curva de precios a plazo del Brent del mes anterior creada a partir de la suma del precio del contrato del mes anterior del Brent y Precios semanales relevantes de contratos por diferencia (CFD) de Brent. Estos precios del Brent con fecha se volvieron menos vulnerables a las presiones especulativas, ya que los actores del mercado que intentan acaparar el mercado al contado encontrarán que otros participantes del mercado pueden vender en el mercado a plazo del primer mes o a precios referenciados a un precio de mercado a plazo del primer mes, y los actores del mercado Quienes intenten monopolizar el mercado a plazo del primer mes se encontrarán con que perderán lo que ganaron en el mercado a plazo en el mercado al contado, ya que el efecto de precio que crearon en el contrato del primer mes se trasladará a los precios fechados del Brent. [32] [33]
Platt's compila sus precios de evaluación durante "ventanas" de evaluación de precios, o momentos específicos de negociación del mercado, generalmente cerca del final de la negociación de un día en particular. Las operaciones en estas ventanas están dominadas por un grupo de principales participantes del mercado, como se enumera en la siguiente tabla. [32]
Originalmente, el crudo Brent se producía en el campo petrolífero Brent . El nombre "Brent" proviene de la política de nombres de Shell UK Exploration and Production, que opera en nombre de ExxonMobil y Royal Dutch Shell , que originalmente nombró todos sus campos con el nombre de aves (en este caso, el ganso de Brent ). [34] [35] [36] [37] Pero también es un backronym o mnemónico para las capas de formación del campo petrolero: Broom, Rannoch, Etive, Ness y Tarbert. [38]
La producción de petróleo de Europa, África y Oriente Medio que fluye hacia Occidente tiende a tener un precio relativo a este petróleo, es decir, constituye un punto de referencia. Las otras clasificaciones muy conocidas (también llamadas referencias o benchmarks ) son la Cesta de Referencia de la OPEP , el Crudo de Dubai , el Crudo de Omán , el Crudo de Shanghai, el petróleo de los Urales y el West Texas Intermediate (WTI).
La mezcla Brent es un petróleo crudo ligero (LCO), aunque no tan ligero como el West Texas Intermediate (WTI). Contiene aproximadamente un 0,37% de azufre , lo que lo clasifica como crudo dulce , aunque no tan dulce como el WTI. Brent es adecuado para la producción de gasolina y destilados medios . Por lo general, se refina en el noroeste de Europa.
El crudo Brent tiene una densidad de aproximadamente835 kg/m 3 , siendo equivalente a una gravedad específica de 0,835 o una gravedad API de 38,06.
El índice Brent [39] es el precio de liquidación en efectivo del Intercontinental Exchange (ICE) Brent Future basado en el índice ICE Futures Brent al vencimiento.
El índice representa el precio medio de negociación en el mercado Brent Blend, Forties, Oseberg, Ekofisk (BFOE) a 25 días en el mes de entrega correspondiente, según lo informado y confirmado por los medios de la industria. Sólo se tienen en cuenta los intercambios y evaluaciones del tamaño de carga publicado (600.000 barriles (95.000 m 3 )).
El índice se calcula como un promedio de los siguientes elementos:
