El West Texas Intermediate (WTI)no puede ser considerado como un crudo marcador ideal por la desconexión en su cotización respecto a los mercados internacionales. Sin embargo, la perfección está lejos de ser encontrada para otro crudo.

RAUL MANZO CHARDOME Y ROBERTO CARMONA*

El West Texas Intermediate (WTI) enfrenta un importante obstáculo para considerarse como el crudo marcador ideal del mercado internacional de petróleo: la desconexión en su cotización respecto a los mercados internacionales. Tal desconexión, aunque no es permanente, ocurre cuando los inventarios en la zona central de los Estados Unidos o PADD II (Petroleum Administration Defense District) disminuyen a un nivel tal que ocasionan incrementos particulares en las cotizaciones del WTI, dado que es precisamente ése el punto de entrega del crudo, Cushing, Oklahoma, de acuerdo con los contratos de crudo ligero en el mercado de futuros de Nueva York (New York Mercantile Exchange, NYMEX). Los inventarios de crudo en el PADD II disminuyen cuando las corridas de refinación de la región son inusualmente altas. Tal situación puede agravarse debido a la escasa infraestructura para transportar crudo en forma rápida y eficiente de otras zonas. En este caso, el precio del WTI tiende a ser relativamente mayor al precio de otros crudos. Lo contrario ocurre cuando los inventarios se incrementan ante dificultades en la operación de las refinerías de la zona o alguna otra razón como resultado de accidentes, mantenimientos, paros debido a escasez en la demanda o, como producto de los malos márgenes de refinación, ello da lugar al fenómeno conocido como Cushing Cushion.

El WTI no puede ser considerado como un crudo marcador ideal, pero la perfección está lejos de ser encontrada para otro crudo. Por ejemplo, el precio del crudo Brent, considerado el marcador de los crudos vendidos a Europa y Asia, es sujeto de manipulación por parte de los pocos productores de crudo en el Mar del Norte. Otros crudos marcadores regionales como el Dubai para la comercialización en Asia y el (todavía informal) Urales para Europa también presentan importantes desventajas. El primero de ellos no cuenta con la producción necesaria para considerarse como líquido, característica fundamental para poder ser considerado crudo marcador. El crudo Urales es ampliamente comercializado pero producido por pocas compañías rusas y, para empeorar las cosas, presenta serias variaciones en su calidad. En general un crudo marcador debe cumplir con los siguientes requisitos: 1) liquidez: debe existir volumen suficiente de producción tal que evite una repentina escasez, 2) comercialización: la producción no debe estar en manos de unos pocos productores con la finalidad de evitar la manipulación de precios, 3) calidad: el crudo debe presentar características físico-químicas estables y adecuadas a las necesidades de los refinadores de la zona, 4) logística: el flujo de crudo de la zona de producción a la de refinación debe ser franco, esto es, se debe contar con la infraestructura adecuada para su rápida, accesible y menos costosa entrega.

Otra desventaja que presenta el WTI como marcador es su calidad. Es un crudo ligero dulce, mientras que la calidad de los crudos que se precian con base en él son pesados y amargos, lo cual origina una diferencia importante entre sus cotizaciones. Las diferencias en calidad adquieren mayor relevancia al considerar que cerca del sesenta por ciento de las importaciones norteamericanas de crudo se destinan a la Costa del Golfo y en su mayoría se trata de crudos pesados amargos (El promedio de contenido de azufre y API consumido por las refinerías del Golfo de Estados Unidos es de 1.80% y 29.8 respectivamente, mientras que el promedio norteamericano es de 1.51% y 30.1. El contenido de azufre y gravedad API del WTI es de 0.33% y 39.8). Es precisamente en la Costa del Golfo de los Estados Unidos donde se concentran las refinerías más complejas en el ámbito mundial, lo cual se traduce en una ventaja económica para estos refinadores por el consumo de crudo pesado y amargo, el cual se precia respecto a uno ligero y dulce.

De acuerdo a la teoría económica de refinación, el precio de cualquier crudo, o su valor marginal, se calcula al determinar la configuración marginal de su zona de comercialización; posteriormente, se calcula el rendimiento del crudo y, finalmente, el precio al cual el refinador es indiferente entre refinar un barril adicional de crudo. Una vez encontrado el valor marginal de un crudo de referencia, entonces cualquier disparidad en sus precios es resultado de discrepancias en calidad, rendimientos o costo de transporte. Esta metodología de valuación de crudos es razonablemente precisa cuando se evalúan crudos de naturaleza fisicoquímica similar. Debido a que el WTI es el crudo de referencia, entonces los crudos pesados se encuentran valorados en un sistema de refinación que no corresponde al proceso en el cual estos son consumidos. El WTI es producido en la zona del PADD II, en donde la configuración marginal es destilación catalítica, mientras que la configuración marginal del la Costa del Golfo es coquización. Esta es una de las razones por las cuales muchas veces el diferencial de precios entre el WTI y los pesados presenta tanta volatilidad. Cuando el precio del WTI es muy bajo, entonces el diferencial se estrecha demasiado, y puede ser muy amplio cuando el precio del WTI se encuentra anómalamente alto.

Ya se han expuesto algunas razones por las cuales ni el WTI, ni otros, pueden ser considerados como marcadores perfectos, puesto que no cumplen con las cuatro características idóneas para serlo. Pero entonces, una pregunta pertinente en este punto de la discusión es: ¿Por qué entonces el WTI es un marcador tan importante para el mercado internacional de petróleo? La respuesta radica en su comercialización en el NYMEX. El volumen de contratos de crudo ligero comercializado le da una gran liquidez al mercado físico y constituye una buena herramienta de cobertura ante las fluctuaciones de precios. Sin embargo, tanta liquidez ha sido llamativa para el cada vez mayor número de especuladores, y con ellos, un incremento en la volatilidad de precios haciendo no solamente más complejas las estrategias de cobertura para los refinadores y productores de crudo, sino también más costosas. Es por ello que los refinadores y productores han buscado llevar a cabo sus estrategias de coberturas en un mercado menos volátil, como es el caso del IPE (International Petroleum Exchange del Reino Unido). En forma sorprendente, la liquidez en el mercado del IPE ha superado a la del Nymex. Esta es una muestra de que una de las ventajas comparativas del exitoso contrato de crudo ligero del NYMEX se está disolviendo.

Suficiente se ha dicho como para dar una clara y directa respuesta a la pregunta formulada en el título del artículo: NO. Bajo las condiciones actuales, el WTI tiene sus días contados como el crudo marcador internacional. Siendo así, otras preguntas pueden ser enunciadas, quizás más difíciles de responder e incluso más interesantes que la original: ¿Cuándo acabara el reinado del WTI y qué crudo lo podría reemplazar? Aunque una respuesta clara y contundente requeriría de mayor estudio e investigación, de todas maneras aquí vamos a exponer nuestro punto de vista sobre el camino por el cual se podría llegar a la respuesta más acertada.

En primer lugar, creemos que a pesar de sus limitaciones el WTI permanecerá como marcador preponderante durante algunos años más. El cambio a un nuevo marcador es una tarea que requerirá de tiempo y conlleva costos, los cuales en este momento son superiores a los de mantener al WTI como marcador. La propuesta de un nuevo marcador debe surgir de productores importantes, en particular aquellos que tienen una presencia notoria en el Golfo de Estados Unidos: Arabia Saudita, México, Venezuela y Nigeria. También deberá contar con la aceptación de los consumidores, para garantizar la aprobación del nuevo producto . De hecho, ya se cuenta con evidencia de éxitos sobre este tema. Arabia Saudita, Shell y BP implementaron como nuevo producto el contrato BOF (Brent-Oseberg-Forties) en lugar de la cotización del Brent para preciar el crudo árabe de venta en Europa.

La clave para encontrar una alternativa para sustituir al WTI se encuentra precisamente en sus desventajas. La nueva propuesta deberá cubrirlas o al menos presentar un menor número de inconvenientes que el WTI. Una alternativa es seleccionar un marcador para cada grupo de crudos. Es decir, es congruente efectuar una distinción entre el valor inherente de los crudos amargos pesados frente a las alternativas ligeras dulces. Por ejemplo, emplear como crudos marcadores al Mars para los pesados y al LLS (Light Louisiana Sweet) para los ligeros. El problema de logística y manipulación podría solucionarse con crudos producidos en abundancia, por varios productores y con infraestructura apropiada para su distribución. Es necesario que el marcador sea sensible ante cambios en la oferta y demanda de crudo regional e internacionales. Queda claro que ningún crudo conocido puede cumplir con tales requisitos, por lo que una alternativa podría ser crearlo a partir de un crudo conceptual, como es el caso del BFO, que es un promedio de precios entre tres crudos.

Parece poco probable que algún día exista un perfecto y único crudo marcador. El WTI ha tenido éxito por varios años en mantenerse como el marcador de preferencia en el mercado petrolero internacional, pero una vez en disputa la firmeza de su cetro, entonces parece que tarde o temprano será reemplazado.

*Raúl Manzo Chardome es subdirector de Análisis de Crudo de PMI Comercio Internacional S.A. de C.V. Roberto Carmona es subgerente de Evaluación de Crudos de la Costa Oeste de los Estados Unidos, de la misma institución. (rmanzo@pmicim.com y rcarmona@pmicim.com)