Densidad y azufre

Las características principales que definen a un crudo son la densidad y el contenido de azufre. La medida de densidad ha sido desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo (API), y comprende una densidad relativa al agua tal que, a mayor "grados API", mayor calidad del crudo y viceversa. Por otro lado, a mayor contenido de azufre, medido en porcentaje, peor, ya que al refinar el crudo hay que reducir su presencia en los productos.

El crudo brent [hay varias definiciones operativas respecto a las calidades, aquí se ha utilizado la de Platt's] posee una densidad API de unos 38,5 grados y un contenido de azufre del 0,4%. En comparación con el brent, el West Texas Intermediate (WTI) es un crudo de mayor calidad (entre 38 y 40 grados API y similar contenido de azufre 0,4% de azufre). Por lo tanto, cuando hablamos de los mercados del brent y del WTI estamos hablando de mercados para productos ligeramente distintos.

Además de ser diferentes productos, los mercados brent y WTI presentan algunas diferencias que se reflejan en el precio del barril [equivale a 158,9 litros]. El de WTI suele superar entre uno y cuatro dólares al del barril de brent.

La fluctuación del diferencial se explica por varios factores:

1º La variación en el coste de transportar el crudo brent hasta EE UU.

2º Las diferencias en el balance oferta/demanda en los mercados regionales de referencia; el del norte de Europa para el brent y el de los Estados del centro en EE UU. Esta situación es muy relevante para el WTI, cuyo precio parece estar, durante largos periodos, determinado únicamente por las condiciones del mercado norteamericano.

3º Por las diferencias en la tipología o presencia relativa de ciertos tipos de agentes que actúan en los mercados de futuros de ambos crudos, en concreto en el NYMEX (Lonja Mercantil de Nueva York), para el WTI y en el IPE (Lonja Internacional de Petróleo de Londres) para el brent. Así hay mayor presencia relativa de compañías de petróleo en el mercado de futuros del brent y más agentes "financieros" o "no comerciales" en el mercado de futuros del WTI, si bien estas diferencias son cada vez menores.

La importancia de los crudos WTI y brent

[éste es en realidad una combinación de crudos de los campos de brent y Ninian] nace de su papel como marcadores o referentes de precios al contado, a plazo y a futuro para gran parte del petróleo que se comercializa en el mundo. De los más de 600 diferentes tipos de crudos existentes, unos 50 se comercializan al contado regularmente y otros 40 se comercializan de manera menos frecuente.

Hoy una gran parte de la información sobre precios se genera en los mercados de futuros. La aparición de los mercados spot y de futuros del WTI y del brent es un fenómeno relativamente reciente. Aunque hoy parezca que han existido siempre, hasta finales de la década de los setenta sólo un 10% de las transacciones internacionales de petróleo se hacían en mercados al contado, mientras que a partir de 1983, casi la mitad de las transacciones se realizaban en los mercados spots o estaban ligadas al mercado.

En dicho año, el NYMEX, que hasta 1882 se denominaba Lonja de Mantequilla, Queso y Huevos, lanzó el contrato de futuros sobre el crudo WTI dando lugar a una nueva época en el mercado del petróleo. En 1988, el IPE lanzó su contrato de futuro sobre el brent.

Si bien en el pasado la producción de estos crudos era relativamente abundante, hoy en día su importancia es muy limitada. Así, mientras que la producción media diaria mundial de petróleo alcanzó los 83,1 millones de barriles/día en 2004, la producción de brent fue de unos 365.000 barriles día, y la de WTI, de sólo 330.000 barriles. Por esta razón, hay voces que piden que se reformen los actuales contratos de futuros sobre crudos del NYMEX y del IPE.

Pedro Antonio Merino García es director del servicio de estudios de Repsol YPF.