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| 3 de agosto del 2006 |
Globalización y petrodependencia
José Ramón García Menéndez y Jesús M. Mogrovejo Monasterios (*)
La mano que mece la cuna... de la globalización
Los crudos suelen tener un nombre, asociado al campo petrolífero del que se extraen, al puerto en el que se cargan o, en general, a la zona donde se encuentran. En muchos casos contienen el término Blend o Mix (mezcla) porque son una mezcla de varias corrientes procedentes de un conjunto de pozos distintos del mismo yacimiento o incluso de varios yacimientos. Es habitual que se comercialicen como una mezcla cuando se decide, normalmente por similitud de características y por razones logísticas, que no merecen la pena aislar cada tipo de crudo y comercializarlo por separado. De hecho, las compañías refinadoras han de estar atentas a la calidad, en cada momento, de los crudos, ya que la incorporación de un nuevo campo productor puede modificar significativamente las características del crudo sin que se le cambie de nombre. Por ejemplo, Argelia exporta crudo con el nombre Saharan Blend, del Mar del Norte se extrae Brent Blend, en el congo hay Djeno Blend, etc. Los nombres de los crudos suelen también hacer referencia a su densidad, así, muchos añaden el término light (ligero), medium (medio) o heavy (pesado), aunque esta clasificación es una convención que admite grandes rangos: en el mismo grupo están el Arabian Light con un API (1) de 33,4, el brent Blend con 38,3 o Saharan Blend con 45,5. Algunos otros nombres de crudos con grandes reservas son Maya (México), Tía Juana (Venezuela), West Texas Intermediate (Estados Unidos), Bonny Light (Nigeria), Dubai (Emiratos Árabes Unidos). El cuadro que viene a continuación contiene algunos nombres de crudos importantes, su país de origen y los dos parámetros fundamentales que los caracterizan. Su API y su contenido porcentual en Azufre. Las bases de datos con las características detalladas de los crudos comerciales se venden en el mercado con el fin de que las empresas con refinerías, que desean procesar alguno, dispongan de la información con la que tomar decisiones para la planificación de su aprovisionamiento y refinado. Actores sobreactuados Globalización y los "nuevos ricos" En años recientes, la geopolítica y los factores especulativos han ejercido una influencia preponderante en la determinación de los precios del petróleo. La demanda mundial actual de petróleo se estima en 77 millones de barriles diarios. Los productores no miembros de la OPEP proveen alrededor de 48 millones de barriles diarios, mientras que la OPEP suministra 24,5 millones, cifra que corresponde al 31% de la demanda mundial. Se espera que el crecimiento económico determine una demanda de 107 millones de barriles diarios de petróleo para el año 2020, en comparación con la demanda actual. Los países de la OPEP participan actualmente del 38% de la producción, del 31% de las exportaciones y del 78% de las reservas probadas a nivel mundial. Las vastas reservas, registran además los más bajos costes de extracción mundiales, hecho que determina una buena posición de estos países para enfrentar la creciente demanda futura de petróleo. Las reservas de los países productores no miembros de la OPEP representan menos de un cuarto del total mundial, y toda vez que dichas áreas son maduras, se espera una tasa de crecimiento de su producción relativamente menor en los próximos años. Como se ha mencionada, la oferta de petróleo está determinada por factores políticos y económicos. En la oferta proveniente de los países de la OPEP, los factores políticos tienen un peso gravitante. En la de los productores independientes de esta organización, generalmente con costos de extracción más altos, son los precios los condicionantes fundamentales de la oferta de petróleo. El alza de los precios estimula la inversión, lo cual da lugar, a su vez, a que se oferten volúmenes superiores de petróleo. Es decir, la oferta de petróleo en la mayor parte de los países no pertenecientes a la OPEP, es elástica al precio. Si bien los precios altos estimulan la inversión en la exploración y el desarrollo, pasan varios años antes de que el petróleo pueda ofertarse en el mercado. Mientras ello no ocurre, subsiste el riesgo que cambie los precios, comprometiendo la rentabilidad del proyecto en caso que los precios bajen. Las zonas petroleras son sensibles a los precios no sólo en función de sus costos de extracción, sino de su madurez. Las regiones petrolíferas maduras tienen costos de extracción altos en campos ya desarrollados que registran una producción decreciente. Los precios bajos tienden a desalentar la inversión en mantenimiento y tienen un efecto negativo inmediato sobre la producción de dichas regiones, Pero no sobre aquellas que son menos maduras. Inversamente, los precios altos tienden a alentar la inversión en mantenimiento y a elevar la oferta marginal de las regiones maduras, pero con poco efecto positivo inmediato sobre la oferta real proveniente de regiones menos maduras (2). Las dos regiones más maduras del mundo, Rusia y Estado Unidos, tiene la producción promedio por pozo más baja y, probablemente, los costos promedios de exploración y extracción más altos. En ambos países, los nuevos prospectos petroleros más prometedores, tales como Alaska y Liberia, con costos de extracción por debajo del costo nacional promedio, tienen una ubicación remota y costos de transporte elevados. Por lo tanto, es probable que en los Estados Unidos, y en Rusia, la producción petrolera real, así como también la inversión en nuevos campos petrolíferos, sea cada vez más sensible al precio. En 1999-2000, la industria petrolera rusa impulsada por la privatización se mostró sensible a los precios superiores e incrementó la producción. Por el contrario, los países del Golfo Pérsico, constituyen regiones inmaduras y rentables dados los bajos costos de inversión, y cortos tiempos de puesta en marcha de la producción. En este caso es improbable que la producción o la inversión sean sensibles al precio en el futuro cercano. Éstas están sujetas a la discreción del gobierno, así como también a consideraciones financieras, políticas y estratégicas (3). Los productores de petróleo con costos menores de extracción a los de la OPEP tienen la ventaja de poder percibir una renta económica en un mercado en donde la demanda tiene poca elasticidad al precio. En algunos casos, el límite de dicha renta lo establece la competencia de otros exportadores cuya producción real quizás tampoco sea sensible al precio, con el riesgo constante de perder participación de mercado. En el mercado internacional de petróleo, como en cualquier otro mercado, los proveedores pueden sacar provecho de la cooperación, o perder a partir de una competencia ilimitada por la participación del marcado. Por ello, aún con diversas características y realidades, la cooperación y coordinación entre los productores de petróleo, tanto al interior de la OPEP, como con los productores independientes, es imprescindible para contribuir a otorgarle un mayor grado de estabilidad al mercado. Como en cualquier otro mercado, los proveedores de petróleo pueden obtener beneficios de la cooperación o perder a partir de una competencia ilimitada por su participación en él. Entablar una guerra de precios para ganar una mayor participación de mercado determina que los ingresos por petróleo desciendan, como sucedió en el período 1997-98. Por el contrario, coordinar con otros países productores para reducir la producción, y elevar los precios, puede producir mayores ingresos, como en 1999-2000. La globalización y los ricos de siempre Las previsiones de la Agencia Internacional de Energía y de la OPEP, coinciden en señalar que el crecimiento energético mundial registrará hasta el 2020 una tasa promedio anual de 1,7%. Coinciden también, en que a pesar de los esfuerzos que se realizarán en el desarrollo de energías alternativas renovables, los combustibles fósiles será el recurso predominante. Entre ellos, el petróleo continuara siendo la fuente energética preponderante, seguido por una tasa creciente de participación del gas en el mercado. Se estima, asimismo, que los mayores porcentajes de crecimiento de la demanda de energía primaria provendrán de los países subdesarrollados, especialmente de Asia. En este marco, la naturaleza y característica de las inversiones en el sector de la industria petrolera desempeñan un papel fundamental en la continuidad y el suministro de este bien, para poder abastecer los crecimientos niveles de demanda durante las próximas décadas. La OPEP estima una inversión acumulada en la capacidad mundial de producción de 1 trillón de dólares entre 2001 y 2020, de los cuales más de cuatro quintos estarán destinados a áreas de costos más altos fuera de la organización. A juicio de la OPEP, para mantener una oferta sustentable en el tiempo, es imprescindible incrementar la capacidad de producción, así como reemplazar las reservas petroleras agotadas y los equipos e infraestructuras petroleras obsoletos, aplicar tecnología moderna, entre otros. Asimismo, sostiene que la tendencia hacia una mayor liberalización de los sectores energéticos en diversos lugares del mundo, ha generado problemas de inestabilidad al dejar aspectos estructurales fundamentales de la economía librados a las desreguladas fuerzas del mercado. Las acciones en las actividades upstream necesitan ser profundamente revisadas y tomar en cuenta las políticas energéticas nacionales de los grandes consumidores, las mismas que podrían afectar los patrones de la demanda futura. Por ello es necesario armonizar la expansión de las inversiones de las actividades upstream, las facilidades que se den para el desarrollo de las actividades downstream, aplicar tecnologías limpias, y asegurar ciertos niveles de demanda. Para poder realizarlas, y atraer inversiones que generen tasas de retorno que permitan revertir y hacer rentables las inversiones, es fundamental mantener la estabilidad del mercado. Desde el inicio de los noventa, prevalece una tendencia hacia la liberalización dentro del sector energético, con el consiguiente incremento de la inversión de capitales privados, ya sea a través de la venta de empresas estatales, del establecimiento de empresas conjuntas con los gobiernos, o la simple apertura de actividades. Este proceso de privatización no ha tenido lugar en los países con mayor potencial petrolero. La flexibilidad de algunas normas para atraer capitales no se ha dado en lo más importantes países productores de petróleo, de forma tal que haya amenazado la posición o intereses de los principales países productores. Lo que ha ocurrido es una apertura de algunas actividades específicas que los gobiernos han estado dispuestos a fomentar, pues de cualquier forma, por sus características, estos proyectos no serían viables o considerables dentro de sus inversiones estratégicas. Rusia, por ejemplo, es de los importantes países productores de petróleo que más ha liberalizado su sector energético, pero aún conserva una importante presencia a través de algunas empresas petroleras estatales. Brasil y Colombia mantienen también a sus respectivas empresas nacionales, PETROBRAS y ECOPETROL, como principales entidades dentro de su sector de hidrocarburos. En el caso de los países de la OPEP, Argelia, Nigeria y Venezuela, han iniciado un proceso de apertura en algunas actividades. En general, los proyectos a cargo de las empresas privadas se ubican en la exploración y producción de regiones nuevas o en aguas profundas, y en la producción de campos marginales. Sin embargo, la mayor parte de los proyectos de desarrollo de los yacimientos tradicionalmente más ricos y rentables siguen siendo administrados por sus respectivas empresas estatales. Escena primera: la comoditazición del mercado del crudo Las transacciones internacionales de crudo, y más concretamente el transporte intercontinental del mismo, siempre han supuesto ingentes riesgos económicos. Con anterioridad a los años 70, estos riesgos se resolvían fundamentalmente en el seno de las grandes compañías; por el contrario a partir de 1973 a la vez que aumentaban considerablemente las fluctuaciones de los precios y la inseguridad de los suministros, se produjo la desintegración vertical de la industria petrolera, la cual fue consecuencia de la toma de control por los países productores de las actividades upstream (4). De este modo, las compañías petroleras se vieron dificultadas en el manejo y elusión de unos riesgos manifiestamente crecientes, los cuales hubieron de ser abordados por las mismas, bien acudiendo con mayor intensidad al mercado spot y a lo que luego serían los mercados derivados, bien desplazando la actividad comercial desde las transacciones de larga distancia hasta las transacciones intraregionales. Comoditazión, desintegración vertical y regionalización aparecen, así, como secuelas de los cambios operados en los primeros años 70 en la estructura de las condiciones de oferta. Cambios, en última instancia en el control de los yacimientos petroleros y en las consiguientes formas de propiedad. La administración de los precios ha sido una constante en la historia del petróleo. Al menos desde el acuerdo de ACHNACARRY hasta los años 70, fue llevada a cabo por las grandes compañías, y desde 1973 hasta 1986, por la OPEP. Sin embargo, a partir del último año mencionado la atención que se había prestado a la Organización se ha desplazado a los mercados derivados y spot. Debilitamiento de la OPEP; crecimiento de los mercados spot; eclosión de mercados derivados de crudo; commoditización; formularelated princing o vinculación de precios; son expresiones que se utilizaron con frecuencia para definir un cambio cualitativo en el mundo del petróleo. Cambio por el que se habría pasado, en los últimos años, desde un mercado administrado hasta otro en el que un enfrentamiento cada vez más directo de oferta y demanda determinaría el precio. Ciertamente desde 1986 la OPEP actúa más discretamente (5), a la vez que hace gala de toma de posición a favor de la cooperación. Pero ambas circunstancias, que vienen siendo entendidas habitualmente como una sustancial pérdida de poder en el mundo del petróleo, también podrían ser interpretadas, en buena parte, como un cambio radical en la estrategia de la OPEP y, más concretamente, de Arabia Saudita. Acompañado de estos fenómenos de carácter económico-político, se ha producido la commoditización del mercado de crudo. Este proceso es sustentado por el crecimiento de los mercados spot; el nacimiento y desarrollo de los mercados de futuros y forward; y ha supuesto la pérdida de significado económico para el precio oficial de referencia de la OPEP. En lugar de ese precio tenemos, básicamente, un sistema de precios oficiales apoyados en vinculaciones a los de los mercados derivados y spot. El mercado spot ha mantenido largos ciclos de crecimiento desde los años 70 movido por distintos motivos: a) el deseo de los consumidores de asegurarse los suministros de crudo, especialmente en los frecuentes episodios de incertidumbre; b) la desintegración vertical de la industria petrolera, que obligó a la adopción de estrategias de ajuste de inventario y de cobertura de riesgos ante fluctuaciones en los precios; c) el incremento de la participación de la producción ajena a la OPEP en la oferta mundial de crudo. En los mismos motivos de fondo, muy especialmente en la búsqueda de cobertura de riesgos, se apoya el nacimiento y desarrollo de los mercados derivados. Sin embargo, en este caso, se suman otras razones. En efecto, la apreciable liquidez que proporcionan los contratos futuros y forward los han convertido en instrumentos financieros de primera magnitud, lo que ha atraído a numerosos agentes financieros completamente ajenos a la industria del petróleo, singularmente los llamados Wall Street refiners (6). Por lo que se refiere a futuros existen unos pocos pero muy importantes mercados donde los mismos se negocian desde la hace décadas. En primer lugar, el NYMEX (7), donde, en marzo de 1983, el crudo petrolífero irrumpía impetuosamente mediante el contrato Light sweet crude oil (8). Desde 1986 se acrecienta fuertemente el impulso inicial de este contrato. En segundo lugar, el IPE (9), después de dos fallidos intentos en 1983 y 1985, creó un contrato de futuros sobre crudo Brent que ha tenido un considerable éxito. Sin embargo, los intentos del SIMEX (10) y del ROEFEX (11) fallaron. A pesar de que sólo dos contratos de futuros han prosperado finalmente, se puede decir que la importancia del crudo como commodity es inmensa, aunque solo sea por volumen de las transacciones y por su impacto financiero. Además de los contratos de futuros, han tenido una importante difusión en el mercado de crudo los contratos forward. Destaca en el Mar del Norte, y como referencia para los precios en todo el mundo prácticamente, el 15-day Brent, que opera sobre medio millón de barriles de crudo Brent blend, los cuales son cargados desde oleoductos en SULLON VOE, en la isla Shetland. Además se han introducido recientemente muchos otros instrumentos financieros, algunos de ellos con notable éxito. Singularmente las swaps y las opciones sobre futuros. Escena segunda: los mercados derivados Aunque los mercados derivados del petróleo han tenido una aparición tardía, y se apoyan sólo en unos pocos crudos, han alcanzado en los últimos años una importancia extraordinaria. Los mercados derivados de crudo tienen, como sus elementos centrales, los mercados de futuros sobre el crudo petrolífero, los cuales se inscriben en el llamado complejo de futuros sobre le petróleo. Este complejo, está constituido por distintos contratos de futuros y de opciones sobre futuros, que se refieren tanto a crudos como a los productos petrolíferos. En ocasiones, se impone la consideración conjunta de unos y otros, en razón de que son commodities que están ligadas en su evolución económica y financiera. En la actualidad, hay dos únicos contratos de futuro sobre crudo en el mundo, el Light crude oil de NYMEX, que data de marzo de 1983, y el contrato sobre crudo Brent del IPE, que data de junio de 1988. Sin embargo, estos dos contratos se ven rodeados por un nutrido grupo de contratos sobre productos: gas-oil, fuel domestico, propano, gas natural, gasolinas. Estos contratos sobre futuros, y sus respectivas opciones, se reparten de forma desigual entre dos bolsas, el ROEFEX y el SIMEX. Pero junto a los contratos de futuros sobre el crudo, las transacciones forward, van teniendo creciente importancia desde los primeros años 80. Estas transacciones, aún siendo sobre físicos, tienen peculiares procedimientos de nominación, por lo que un mismo cargamento sufre múltiples transacciones, lo que les dota de una virtualidad, en cuanto a liquidez, que les aproxima a los mercados de futuros. Las causa de la eclosión de los mercados derivados Aunque se pueden citar múltiples causas para la eclosión de los mercados derivados, todas ellas descansan, básicamente, en el proceso de desintegración vertical de la industria del petróleo. Dicho proceso, tuvo como consecuencia inmediata la consolidación y expansión de un doble mercado. Consiguientemente, las transacciones spot pasaron a multiplicarse en los últimos años setenta y durante los ochenta. Pues bien, esta evolución condujo al debilitamiento del uso de los inventarios como amortiguadores de los shocks petroleros, con el consiguiente crecimiento en importancia de los mecanismos de cobertura de riesgos, apoyados en los mercados de futuros y, en general, en los mercados derivados. Los mercados derivados y spot se fueron compenetrando cada vez más, en la búsqueda de reequilibrio de las descompensaciones que, en los sistemas de refino, producían los frecuentes desajustes entre la fecha de nominación y la fecha de la llegada efectiva del crudo. Pero, la desintegración vertical coincidió con la importante diversificación de la oferta que tuvo lugar a partir de 1973 y especialmente de 1979. Nuevos países productores y nuevas compañías incrementaban el crudo comerciado internacionalmente, a la vez que los países consumidores buscaban diversificar sus fuentes de suministro por motivos de seguridad y de política no estrictamente comercial. El cambio de manos en el control económico de los yacimientos, y consiguientemente de su estructura de propiedad, está en el origen de la consolidación del doble mercado de crudo, con dos sistemas de determinación de precios, distintos aunque relacionados. Precisamente, en la evolución de esta relación hay que buscar buena parte de la explicación del mercado del crudo durante los últimos años. Durante los primeros años ochenta, los precios spot se movieron permanentemente por debajo de los oficiales. Pero, por distintos motivos, incluso antes del abundamiento de los mercados terciarios, interesaba a los países consumidores, y a sus grandes compañías petroleras, simultanear las compras en los mercados oficiales y en los mercados spot. Pretensión que hay que circunscribir, la mayor parte de las veces, en las grandes líneas de política comercial de los países consumidores; acciones inscritas en las relaciones económicas de los estados; mantenimiento de relaciones comerciales tradicionales o de carácter estratégico, etc. Esta situación de coexistencia de unos precios administrados por la OPEP con otros "de mercado", entrañaba riesgos económicos importantísimos; tanto desde el punto de vista de la evolución de los precios a corto plazo, como de la logística de abastecimiento a los sistemas de refino. Muy especialmente, estos riesgos eran importantes a la vista del incremento de las transacciones long-haul y de la cada vez mas volátil evolución del mercados spot. Los precios pagados a la OPEP eran demasiados altos, y había que controlar las diferencias. Los mercados derivados devinieron en instrumentos de control y cobertura de tales riesgos. Ello fue posible, por otro lado, gracias a que la necesidad de cobertura tuvo su justo contrapunto en el deseo de numerosos agentes de acudir a la oportunidad especulativa que dichos mercados brindaban. Los mercados derivados, con su progresivo alejamiento de las transacciones físicas de crudo, fueron los instrumentos que satisfacían ambas pretensiones. Por otra parte, es preciso señalar que, la diversificación del comercio, y la creación de sus nuevos instrumentos, tuvieron lugar apoyándose en unos pocos crudos y mercados y en los grandes conglomerados de refino y consumo; atendiendo, por otro, a pautas de carácter regional. Desarrollo los mercados de futuros La tardía y difícil aparición de los contratos de futuros sobre crudo tiene su explicación en las peculiaridades del petróleo. Un total de 10 modalidades de contratos vieron la luz, de los cuales solo han alcanzado la madurez dos: el Light sweet crude oil del NYMEX y el Brent del IPE. El NYMEX y su contrato Light sweet crude oil El NYMEX es el tercer mercado mundial de futuros en cuanto a volumen de contratación. Eso es así gracias, fundamentalmente, al contrato Light sweet crude oil, que supone alrededor del 60% del volumen del NYMEX. Se trata de un mercado regulado y supervisado por la Commodities and Futures Trade Comisión de los Estados Unidos, lo que entraña riesgos de interferencia de la administración estadounidense. Aunque el origen de este mercado no es energético, se puede decir que debe su vitalidad a los productos petrolíferos y especialmente al crudo petróleo. En marzo de 1983 el NYMEX lanza Light sweet crude oil, sobre 1000 barriles, con 5% de error, calidad WTI, con libramiento en Cushing (Oklahoma), mediante oleoducto. El margen de error fue suprimido mas tarde. En noviembre de 1986, aparecen las opciones sobre Light sweet crude oil. El Light sweet crude oil es un contrato sobre crudo de entre 34 y 45 grados API y con contenido en azufre inferior al 5%. No presenta ajuste de gravedad. Desde su nacimiento, este contrato fue adquiriendo notables volúmenes de negocio, hasta situarse en el primer lugar mundial entre los contratos de futuros para commodities. Así, los futuros de crudo son mas ampliamente negociados que los de trigo y soja, por ejemplo. Desde 1990 superan en promedio los 100 millones de barriles diarios. Es bastante sorprendente el rápido éxito alcanzado por estos contratos, incluso aduciendo como explicación la pérdida de estabilidad de los mercados de crudo a partir de los años 80. En las características de este contrato y, sobre todo, en las del petróleo, hay que buscar este sorprendente éxito. De los diez crudos que comercia el contrato Light sweet crude oil, el West Texas Intermediate (WTI) es la principal base física; por lo que frecuentemente se denomina este contrato WTI de NYMEX. Hay varios aspectos del mismo y de su base física, que tienden a confinar el mercado del Light sweet crude oil a los Estados Unidos, y le hacen perder una buena parte de su virtualidad como crudo de referencia en las vinculaciones de precios en el comercio internacional de crudo. En primer lugar, el hecho de que el crudo norteamericano no sea exportable; en segundo lugar, la complejidad del sistema de transporte por oleoductos, que resta flexibilidad al acceso a las áreas de demanda, fundamentalmente en el golfo de México y en el Mid-wet. El relativo aislamiento del sistema le hace vulnerable ante eventuales distorsiones de la demanda. Un complejo sistema de precios, que para los productores independientes se traduce en diferenciales, conduce la pequeña producción norteamericana a mercados separados y gobernados en la práctica por KOCH, el gatherer más importante de los Estados Unidos. Existen dos relevantes mecanismos para transformar un contrato a futuros en libramiento efectivo de crudo. Se puede, bajo el auspicio del NYMEX, aplicar un alternate Delivery Procedure, el cuál permite modificar las condiciones de un contrato; o bien, se puede aplicar un Exchange of Futures for Physicals, el cuál permite negociar la permuta del contrato de futuro, por la entrega de crudo de cualquier clase y en cualquier lugar del mundo. Este último procedimiento opera sin intervención de NYMEX, con la sola obligación de dar cuenta del acuerdo a la bolsa. El IPE y su contrato de Brent El internacional Petroleum Exchange of London (IPE) es el mercado donde se negocia el segundo contrato de futuros sobre crudo de petróleo que existe. Fue creado en Octubre de 1980, con el específico objetivo de negociar activos petrolíferos. En abril de 1981 se introduce un contrato sobre 100 toneladas de fuel para el área de Ámsterdam, Rótterdam o Amberes, (ARA). Posteriormente se crearon contratos sobre otros productos petrolíferos como el gasóleo y la nafta. Para el desarrollo de un contrato de futuros apoyado en el sistema Brent, fueron necesarios, por tanto, varios intentos y algunos años. El contrato de junio de 1988 parece bastante definitivo y comprende alrededor del 50% del volumen de negocio del IPE Las causas del fracaso de los antecedentes del IPE Brent hay que buscarlas en el difícil equilibrio que debe mantener dicho contrato en su servicio a dos sectores de potenciales clientes. De un lado, los agentes directamente involucrados en la producción en el Mar del Norte; de otro, los agentes ajenos a la industria petrolera, que buscan una oportunidad de carácter especulativo actuando en el IPE Brent. Ambos sectores han de ser contentados con el diseño del contrato de futuros. Los contratos antecedentes del IPE Brent estaban centrados en el mercado físico, lo que representaba un inconveniente tanto para unos como para otros. Para los primeros, porque veían en el contrato a futuro un intento de centralizar en Londres, lejos de Sullon Voe, las influencias sobre el mercado físico; para los segundos, porque al estar centrado el contrato en el libramiento del crudo, se sentían en condiciones de desventaja frente a los operadores de la industria del petróleo. En cambio, este tercer contrato, quizá deba su éxito a su cash settlement (12), que hace que se desvanezcan las desconfianzas tanto de los industriales como de los especuladores. Es más, los primeros ven afianzada su posición de fuerza a través de las peculiares condiciones concomitantes con el forward Brent, y los segundos ven una oportunidad especulativa desligada de las complicaciones del libramiento físico. El volumen de IPE Brent Suponía ya en la primavera de 1990 los 10000 contratos, es decir los 10 millones de barriles diarios Brent. Pero este contrato recibió el impulso definitivo con ocasión de la crisis del Golfo. En efecto, en solo dos meses el volumen se dobló, apoyado en dos circunstancias: primera, el deseo de los agentes del mercado de cubrir los riesgos extraordinarios; y la segunda, la ventaja, que por razones de horario, tenía IPE sobre NYMEX (13). Desde entonces se puede decir que el IPE Brent ha alcanzado su madurez, pues no han descendido con posterioridad sus niveles de contratación. Asimismo, durante la crisis del golfo, la evolución del open interest, esto es, el número de posiciones compradoras manifestó una fuerte tendencia creciente, lo que suele interpretarse como un mayor interés por las operaciones de cobertura. Desarrollo de los mercados forward La aparición de los sistemas forward de compraventa de crudo es anterior a la de los mercados de futuros sobre el mismo, pero se puede decir que la complementariedad entre ellos es lo que viene proporcionando virtualidad a los mercados derivados de petróleo. En el caso del crudo, es difícil deslindar lo que es mercado spot de lo que es mercado forward. En efecto, la rápida transferencia física de la mercancía que es habitual en otros mercados spot, no se produce habitualmente en el mercado de crudo. El transporte del mismo, con sistema y calendarios de carga y descarga en terminales de puertos y oleoductos, y de almacenaje en tránsito muy complejos y largos; hace, en el caso del petróleo, que el comercio spot tenga muy frecuentemente un componente aplazado. Además, para mayor complicación, no es infrecuente la venta de cargamentos que ya están en alta mar, la cual suele ser realizada con descuento, por le riesgo que encierra. La distinción entre forward y futuros no resulta tampoco clara, salvo, quizá, en el aspecto institucional. En efecto, el contrato forward es bilateral, en tanto que el contrato de futuros implica, además de a un comprador y a un vendedor, a un mercado organizado o Bolsa. Se trata, en realidad, de sendos contratos realizados por la bolsa, uno con el comprador y otro con el vendedor; organizando aquella el buen fin de la operación. Por otro lado, en el caso de futuros, interviene una cámara de compensación, institución independiente de la bolsa, que añade garantía a las operaciones. La intervención de la bolsa hace que los contratos se atengan a formularios específicos, y que se puede realizar un claro seguimiento estadístico y económico de los mismos; incluso por las autoridades administrativas. Hay otra importante diferencia: la exigencia de depósito por parte de la bolsa, y su posible actualización en función de la evolución del mercado durante la vida del contrato. Además, en el caso de los futuros, el equilibrio de posiciones puede venir de la simple tenencia de igual número de contratos de compra que de venta, para un período determinado. No así en el caso del mercado forward, donde el resultado final depende, en última instancia, del proceso de nominación en la daisy Chain. En este último caso, los contratos se suelen realizar vía telex, y atendiendo a la información que suele llegar on line a las pantallas de los ordenadores de los agentes, en forma de tómalo o déjalo. Desde el punto de vista de su significación económica, la distinción forward y futuros no es tan nítida como en la esfera institucional. Se puede considerar a los mercados forward como un estadio informal en la evolución hacia mercados futuros. Es más, se puede observar distintas etapas hacia ese objetivo. Así, los complicados mecanismos de nominación que se dan en algunos mercados forward los van acercando a la consideración de paper barrel. Otra línea evolutiva hacia los mercados de futuros consiste en los parcial forward, donde, como veremos más abajo, los Wall Street refiners han desempeñado, aunque informalmente, el papel de los bolsa; y donde, al expirar el contrato, puede resultar éste en una transacción física sólo si hay nominación por medio, cosa que puede resultar improbable. En consecuencia, es muy poco lo que hace que estas transacciones sean aún wet barrel. Por otro lado, los spread entre transacciones forward, que estudiaremos mas abajo, dotan adicionalmente a los mercados forward de una flexibilidad, que los aproxima a los mercados de futuros. El forward Brent La base física para este mercado forward es el crudo llamado Brent Blend. Se trata en la actualidad de una mezcla de una veintena de crudos pertenecientes a los sistemas de producción Brent y Ninian, los cuáles descargan el crudo en Sullon Voe, en las islas Shetland, a través de oleoductos. Con anterioridad a agosto de 1990, el mercado Brent utilizaba como base física, únicamente el crudo Brent, pero la estabilización, y posterior descenso en la producción, de este tipo de crudo, forzó la incorporación de los crudos Ninian a la mezcla. La gestión del sistema de carga es llevada a cabo por la Shell. La producción se distribuye, a la salida de Sullon Voe, en alrededor de 45 cargamentos fob mensuales de 0,5 millones de barriles, lo que equivale a 0,75 millones de barriles diarios. El programa de carga de cada mes, por el que a cada cargamento se le concreta una terna de días, ha de estar ultimado con anterioridad al día quince del mes precedente; habiendo comunicado los agentes, previamente, antes del quinto día de dicho mes, sus preferencias en cuanto a días de carga. Sin duda, el ajuste de dicho programa entraña complejos procesos de negociación restringidos a unos pocos agentes que se conocen bien entre sí, hasta el punto de que el forward Brent se le suele denominar Trading Club. Cuando la determinación del comprador se hace en el mercado spot, el llamado dated Brent, este debe dar a conocer el buque que realizará la misma, con siete días de antelación a la terna de días de carga. Sin embargo, si se hace en el mercado forward, esto es, el 15-day Brent, existe un proceso previo de nominación del comprador que se describe mas abajo. Como acuerdos forward que son, tienen una base nominativa, bilateral e informal, esto es, sin la intervención de Bolsa ni cámara de compensación alguna. Sin embargo, es habitual que se suscriban atendiendo a las condiciones del Agreement for the sale of the Brent Blend Crudo oil on 15- day Terms, estipuladas por la Shell, lo que proporciona a la negociación cierto grado de transparencia, con explicitación de las partes contratantes. El contrato que se realiza por lotes de 0.5 millones de barriles, no significa necesariamente entrega de crudo, sino solamente la posibilidad de ser nominado para ello, en relación a un mes para el que se realiza el contrato. La nominación queda establecida a las 5 de la tarde del 15' día anterior al primero de la terna de carga. Sin embargo, la cadena pudiera devenir en círculo. En tal caso, con el acuerdo de todos los involucrados, pudiera llegarse a la cancelación de los contratos, cosa que suele ocurrir para en torno al 60% de los contratos. Dicha cancelación suele entrañar compensaciones dinerarias, por diferencias entre le precio de contrato y cierto precio de referencia acordado previamente. Los cargamentos propios de estos contratos, esto es, 0,5 millones de barriles, con demasiado grandes para muchos gentes, lo que fue aprovechado en los centrales años 80 por los Wall Street Refiners para crear el partial Brent market. En este mercado se negocia con fracciones de 50000 barriles, es decir, décimas partes de un cargamento forward Brent. El agente se compromete, para el momento de la nominación, a completar un contrato forward Brent con adicionales contratos parciales, ya sea por sí mismo, ya sea en unión con otros participantes. Con lo que cargamentos y parte de cargamentos son repetidas veces vendidos en las daisy chain, quedando siempre a expensas de una ulterior nominación, lo que produce una fuerte incertidumbre para el comprador, que no para el vendedor. Veremos que en este aspecto es bien diferente el funcionamiento de otros mercados forward como, por ejemplo, el Dubai. Resulta así claro que hay aspectos económicos relevantes en el funcionamiento del 15-day Brent, los más de ellos derivados de sus peculiares instituciones. Así, a la opacidad del sistema de programación por Shell del calendario de carga en Sullon Voe, se une la dependencia, a la que se somete el desenlace final de cada cargamento forward, de complejas negociaciones, que entrañan la búsqueda de círculos, en ocasiones, o de desplazamientos de las nominaciones, en determinados sentido otras veces. En estas negociaciones los Wall Street refiners desempeñan un protagonismo que se puede considerar oligopolista. Además, estas negociaciones pueden tener que discurrir en lapsos de tiempo extraordinariamente breves, lo que acrecienta la posición de fuerzas de los participantes mayores, o, si se prefiere, con mayor capacidad de maniobra. Ambas circunstancia restan verosimilitud a la frecuente afirmación de que el forward Brent se mueve sobre pautas de libre mercado. El advenimiento, en junio de 1988, del contrato de futuros del IPE, del que el partial Brent puede considerar precursor, restó importancia a éste último. La participación en los futuros del IPE resulta mas segura y flexible, al ser los lotes de sólo 1000 barriles; además, su coste es inferior a la comisiones que los Wall Street refiners imponen en al partial Brent. Sin embargo, no es claro que éste se mueva hacia su desaparición. En efecto, durante las horas en que el IPE esta cerrado, se opera con fuerza en partial Brent, especialmente desde los países del Pacífico. Las diferentes características de ejecución de estos dos mercados hacen que no sea raro que se utilicen complementaria o compensatoriamente por razones especulativas o de cobertura de riesgos. El forward Dubai El Dubai es un crudo de 31 grados API, con una producción que ronde los 0,4 millones de barriles diarios. Al contrario que sus vecinos del Golfo, los Emiratos Árabes Unidos permiten la participación de la producción a las compañías extranjeras. Estas compañías llevan a las cadenas del mercado forward alrededor de 10 a 15 cargamentos de los 20 que se producen al mes. Cargamentos que igual que en el caso del Brent, consisten en lotes de 0,5 millones de barriles. La base física de este mercado forward viene a ser, por tanto, la mitad que la del los mercados Brent. No existen proceso de nominación como en el Brent Market, ni el momento de carga queda arbitrio del vendedor. Por el contrario, en principio, el comprador elige antes del día primero del mes precedente, una terna de días para efectuar la carga, y comunica su elección al vendedor. Este tiene que decidir si la acepta o no, antes del día 18 del mismo mes. Si esta elección se rechaza por el vendedor, el comprador puede proponer otra terna. Sin embargo, esta segunda terna puede también ser rechazada justificadamente. Entonces, el comprador debe aceptar la propuesta del vendedor. CONOCO, que es el operador de la Terminal de Fateh, puede preparar a partir del 18 de cada mes el programa de carga del siguiente mes. El cuál suele conocerse muy pocos días después. De este modo, se tiene el resultado de las daisy Caín de cada mes varios días antes en el forward Dubai que el forward Brent. Relativamente, pocos usuarios finales suelen participar en el mercado forward Dubai. Sobre el crudo Dubai no existen otros mercados derivados de importancia distintos del forward y el partial Dubai, de características similares al partial Brent, esto es, cargamentos paper de 50000 barriles que se negocian con una acusada intervención de los Wall Street refiners. Dos intentos que se han hecho por crear mercados de futuros sobre el crudo Dubai han sido fallidos. Uno por parte del IPE y otro por parte del SIMEX. La vida del forward Dubai, que comenzó en 198, ha sido muy azarosa. Hasta 1986 consiguió atraer, fundamentalmente, la actividad de los operadores comerciales japoneses. Para en 1987, cuando la atención de estos decaía, incrementar la actividad de los Wall Street refiners. Pero ya el contexto ere diferente, pues, de un sistema de precios del crudo apoyado esencialmente en los precios oficiales y en los mercados terciarios, se había pasado, por entones, a otro en el que lo que primaba eran los precios vinculados. La crisis del Golfo afectó muy negativamente a este mercado, desplazándose el comercio hacia el mercado Brent y hacia los contratos del NYMEX. Desde entonces la actividad se mantiene, con suave tendencia a la baja. El diferencial de precios de Brent sobre Dubai responde más a la valoración de la diferencia de calidad, y a los costes de transporte, que a la evolución de la demanda de Extremo Oriente. De hecho. Como las restricciones de producción de la OPEP se traducen en mayor medida en los crudo pesados y de alto contenido en azufre, el anuncio de tales restricciones suele reflejarse en una mayor cotización de este tipo de crudo. El forward Dubai no desempeña, por tanto, un significativo como termómetro de las condiciones del mercado. El forward ANS Apoyado sobre la producción del crudo Alaskan north Slope, un mercado forward arrastra una vida lánguida. Aunque el volumen de producción de este crudo es importante, pues supone la cuarta parte de la producción de los Estados Unidos, esto es 1.8 millones de barriles diarios, su complejo sistema de transporte (14), y la imposibilidad de ser exportado, por imperativo legal, como todo crudo producido en los Estados Unidos, restringe las posibilidades de asentar el ANS un sólido mercado forward. Las cadenas del mismo, cuyo período de notificación es de diez días, han sido reduciéndose, hasta quedar constituidas por sólo un reducido múltiplo del número de cargamentos disponibles. Las transacciones han ido acercando cada vez más a productor y usuario final, lo que ha restado liquidez al mercado. Opciones, "swaps" y otras operaciones financieras El incremento del precio del crudo, a partir de 1986, fue la base del crecimiento de los mercados de futuros, pero en mayor medida de los mercados de opciones sobre futuros. Así, en noviembre de 1986, el NYMEX crea el contrato de opciones sobre el contrato de futuro Light sweet crude oil. En 1989 nace en el IPE su correlativo sobre IPE futures Brent. Opciones sobre futuros Efectivamente, la asimetría característica de los contratos de opciones, donde el riesgo que asume el comprador de la opción se ciñe a la prima de la misma, convierte a las opciones en un instrumento extraordinariamente adecuado antes las distintas aversiones al riesgo. Generalmente. La aversión será a la caída de los precios, para el sector upstream; y al alza, para el sector downstream. Desde 1990, el volumen de contratación de la opción de NYMEX han rondado los 5 millones de contratos. El contrato del IPE, por su parte tuvo un importante crecimiento en 1992, situándose próximo a los 600000 contratos, lo que supuso un incremento superior al 320% respecto al año precedente. La cotización de la prima suele hacerse en base a siete strike prices, y tiene el sistema americano de ejercicio de la opción, es decir, la opción puede ejercerse en cualquier momento hasta la expiración de la misma. Una estrategia muy frecuente es long straddle, consistente en la compra simultánea de opciones de compra y de venta. En el caso de las compañías upstream, las opciones de venta proporcionan un suelo para los precios y las de compra una oportunidad especulativa y un modo de financiación de las primas. Naturalmente, se tiene un problema dual en el caso de las downstream. La cota para el riesgo se sitúa en la pérdida de ambas primas, en cambio las ganancias no están acotadas. Junto a estos mercados formales de opciones sobre futuros de crudo, han coexistido otros informales, los OTC, muchos mas flexibles en cuanto a su aplicación. Los swaps son importantes instrumentos para la cobertura de riesgos. En los últimos años han sufrido una transformación que les ha llevado desde ventas con compromiso de recompra hasta contratos por diferencia. Estos últimos no entrañan intercambio físico de petróleo. Así, por ejemplo, un productor de crudo interesado en asegurarse cierto nivel de precio para su producción futura, buscará un agente otorgante de swap, frecuentemente un Wall Street refiners que le asegure dicho nivel de precio. Si los precios de mercado terminan siendo, al vencimiento, mas altos que el nivel acordado, el agente otorgante recibe la diferencia; caso contrario, la recibe el productor. Por el contrario, y siguiendo con el ejemplo, un consumidor de crudo estará interesado en asegurarse un nivel de precio no excesivamente elevado para sus compras en un próximo futuro, con lo que buscará un agente otorgante de swap dispuesto a asegurarse tal nivel. Las compensaciones por diferencia operan en este caso en sentido contrario. Naturalmente, los Wall Street refiners tratarán de que la diferencia entre los niveles acordados con productos y con consumidores sea lo mas positiva posible. Los swaps se refieren, normalmente, a plazos más largos que los contratos de futuros y que las opciones; por lo que no son instrumentos de cobertura sustitutivos de ellos sino, más bien, complementarios. No es de extrañar, por tanto, que se haya dado un crecimiento paralelo en el volumen de negocio de unos y de otros, especialmente en el IPE. Frecuentemente, los swaps se usan, por los consumidores de crudo, para reducir los costes de almacenamiento. Pero no es rara la necesidad de complementarlos con instrumentos que proporcionan una garantía de rápido acceso al crudo, lo que se conseguir con el warrant. Este instrumento asegura a su comprador la compra de una mercancía determinada en cantidad y calidad, pero le exige además el pago de los costes de seguro y de almacenamiento. Aunque las estimaciones en cuanto a volumen son muy difíciles en este terreno, pues los principales clientes de swaps son muy cuidadosos en una dirección, existen indicios de que grandes volúmenes de importaciones o exportaciones y por largos períodos de tiempo han operado mediante swaps. Se habla así, paradójicamente, de vuelta a los precios fijos en los mercados de crudo. Sin embargo, los que controlan, negocian o especulación tales precios no son, como en los años 50, las grandes compañías petroleras, sino los Wall Street refiners. Por ello, no es de extrañar que se haya hablado en los últimos años en los círculos del Wall Street del "Gran juego de la ciudad de Nueva York", refiriéndose al petróleo. En ausencia de desarrollo de futuros y opciones sobre el crudo, los swaps han sido profusamente utilizados en Extremo Oriente. Otras operaciones financieras Por otro lado, y ya en el estricto terreno de los mercados forward, se utilizan frecuentemente los spread o diferenciales, que suponen varios negocios forward simultáneos. Así, un diferencial entre meses significa, simultáneamente, compra de un cargamento forward para un determinado mes y venta de otro cargamento, para otro mes. Análogamente, se tendrían un diferencial entre crudos. O, un tercer tipo, mezcla de ambos, un diferencial afectado por ambas dimensiones. En este último entran en juego dos intercrudos en dos meses diferentes o, lo que es lo mismo, dos intermeses para dos crudos diferentes. Una Box Trade es, en definitiva, una toma de posición frente a las expectativas de movimiento relativo de backwardation contango. Existen otros instrumentos que se pueden considerar próximos a los mercados spot. Han surgido, como en otros casos, para cobertura de riesgo, pero ésta vez en el corto plazo y medio plazo. Además de los strip, tienen importancia el trigger, mecanismo parecido a la opción de compra: permite al comprador y al vendedor activar una fórmula de acuerdo en el momento de su elección. La diferencia fundamental con al opción OTC es que, en el trigger, existe el compromiso por ambas partes de que la transacción se llevará a efecto; lo único no predeterminado es el momento en que tendrá lugar, dentro de un período establecido. Los Wall Street refiners se han apresurado a realizar este tipo de negocio, especialmente en el mercado Brent.
Notas (1) La escala utilizada por el Instituto Americano del petróleo para expresar la gravedad específica de los petróleos |
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