Comercialización de Hidrocarburos

1. MERCADOS DE CRUDOS

2. Mercados de crudos
1. Oferta y demanda. Áreas productoras y consumidoras
2. Tipos de crudos
3. Fórmulas de fijación de precios
4. Crudos marcadores
5. Participantes en el mercado
6. Arbitrajes entre distintas zonas
Mecánica de una transacción “spot” de crudo
1. Análisis de los aspectos contractuales
2. Licitaciones o “tenders”
3. Otros tipos de transacciones: “countertrades” y “barters”
4. Negociaciones de contratos a plazo
5. Análisis del mercado

3. MERCADOS DE CRUDOS
Es importante señalar que el mercado de crudos es mucho más global que el de productos,
siendo también superior el importe y volumen de sus transacciones. El mercado de crudos
determina en gran medida "el estado del mercado", siendo el crudo su referente
fundamental.
En este capítulo revisaremos la constitución de la oferta y la demanda de crudos, los
principales tipos, las fórmulas de fijación de sus precios, los crudos marcadores, los
participantes del mercado y el proceso de una negociación, terminando con un análisis de
los aspectos contractuales en las transacciones de compraventa.
1. Oferta y demanda. Áreas productoras y consumidoras
En este análisis de la primera parte de la cadena de valor de la industria vamos a revisar
los principales aspectos de la oferta y la demanda de crudos, así como los condicionantes
que fsu estructura impone al proceso de las transacciones que se realizan en el mercado.
1.1. Producción de crudo
Figuran en la siguiente tabla (gráfico 4) los principales países productores de crudo, según
información elaborada por la Agencia Internacional de la Energía y publicada en su informe
“Oil market report”.

5. Observamos en la tabla: que no todos los grandes productores pertenecen a la OPEP, que
los tres mayores productores destacan muchísimo sobre los siguientes, y, por último, que
hay unos cuantos países, tanto OPEP como independientes, que producen en el entorno
de los tres millones de barriles/día.
Los líderes de la producción mundial son, indiscutiblemente, Estados Unidos, Rusia y sus
antiguas repúblicas (en bibliografía sajona mencionados como FSU, Former Soviet Union),
y Arabia Saudita. Estas zonas presentan, a pesar de sus similares niveles de producción,
estructuras de propiedad de los activos radicalmente distintas.
❑ En Estados Unidos la producción de crudo está atomizada, no sujeta a cuotas y en
manos de muchas compañías que deciden con plena autonomía los niveles de
producción y las políticas comerciales que quieren establecer.
❑ En el otro extremo se encuentra Arabia Saudita, uno de los fundadores de OPEP y país
clave en esta organización. La exploración, producción y comercialización de crudo en
el país es responsabilidad exclusiva de una compañía de carácter estatal, Saudi Aramco,
que, normalmente, respeta las cuotas pactadas dentro de la organización que lidera.
Estos casos sirven como ejemplo de dos segmentaciones básicas en cuanto a propiedad
y comercialización:
❑ Países OPEP con producción sujeta a cuotas y países independientes, que salvo
acuerdos en contrario, fijan sus propios niveles de producción.
❑ Países donde el crudo pertenece al Estado, quien lo comercializa normalmente a través
de una compañía estatal única, y países en los que existen diversas producciones de
propiedad privada.
Es muy frecuente que coincidan los dos segmentos establecidos, y así en los países OPEP
el crudo es, normalmente, de propiedad estatal y en los países fuera de la OPEP de
propiedad privada. Hay sin embargo excepciones, tanto en un sentido como en el
contrario. Por ejemplo, Méjico y Brasil no son miembros de la OPEP y sus Estados
correspondientes son propietarios del crudo producido, mientras que Nigeria sí pertenece
a la Organización y produce y comercializa cantidades importantes de su crudo a través
de compañías privadas.
Esta variedad de situaciones condiciona los tipos de transacciones que tienen lugar. La
compañía estatal suele acceder al mercado mediante contratos a plazo destinados
generalmente a consumidores finales, sin que se produzcan transacciones "spot" entre
otros agentes. Hay escasas posibilidades de trading, salvo que cuenten con la aceptación
previa de la compañía productora. Por el contrario, las compañías privadas propietarias
de crudo acceden al mercado mucho más abiertamente y suelen producirse transacciones
"spot" que aportan liquidez y transparencia a la comercialización de esos crudos,
favoreciendo la existencia de operaciones de "trading". El caso más típico de este grupo
es el de algunos crudos del Mar del Norte (Brent, Forties, Oseberg) que por sus especiales
características han desarrollado un mercado “forward” que estudiaremos en el capítulo de
Futuros.

6. 1.2. Demanda de crudo
Las principales zonas de demanda se encuentran en los países de la OCDE, que
representan más del 60 % de la demanda mundial.
Dada la distribución geográfica mundial de oferta y demanda se produce generalmente
una inadecuación entre las grandes zonas productoras de crudo y los centros de refino,
lo que obliga a un movimiento continuo de crudo y otras materias primas entre ambos.
Las cifras netas de demanda de las compañías de refino dependen en última instancia de
su nivel de integración aguas arriba en la producción. También dependen de la estructura
comparativa de la producción que poseen y de su viabilidad como fuente de suministro
para sus refinerías. Así, pueden existir compañías que mantengan un balance equilibrado
entre producción y refino y que, no obstante, necesiten abastecer de terceros sus centros
de fabricación, ya sea por la distancia geográfica o por la idoneidad de los crudos de su
producción. En muchos casos estas compañías pueden optimizar sus sistemas vendiendo
la producción propia y comprando otras calidades de crudos más adecuadas o más
cercanas a sus centros de refino.
2. Tipos de crudos
En este apartado vamos a revisar brevemente los distintos tipos de crudo que aparecen
en el mercado y lo haremos desde una perspectiva comercial, ya que los aspectos técnicos
son ampliamente tratados en otros módulos.
Clasificaremos atendiendo a dos criterios: de calidad y geográfico
❑ Criterio de calidad
Comercialmente se suelen utilizar dos criterios de calidad: densidad (crudos ligeros y
pesados) y contenido en azufre (crudos dulces o "sweet” y agrios o "sour ").
▪ Crudos ligeros y pesados
Esta división se establece según la densidad del crudo, normalmente medida en
grados API más que en unidades físicas tipo g/l. Recordemos la definición:
Densidad en ºAPI= 141,5 / (Peso específico a 60ºF – 131,5)
Crudo ligero equivale a baja densidad y alto ºAPI; por contra alta densidad y bajo
ºAPI es la característica de un crudo pesado. Veamos algunos ejemplos:
Crudos extraligeros: Condensados Nigeria, Libia, Argelia, Indonesia (@ 60 ºAPI)
Crudos Ligeros: Brent (38,3 ºAPI, 0,37 %S); Forties (40,1 ºAPI, 0,34 %S); Qua
Iboe (35,9 ºAPI, 0,12%S); Brass River (41,5 ºAPI, 0,09 %S); Tapis (45,2 ºAPI,
0,03 %S), WTI (38-40 ºAPI, 0,24 %S)
Crudos Medios: Ural (33,4 ºAPI, 1,19 %S), Irán Pesado (30,2 ºAPI, 1,77 %S), Suez
Blend (31,5 ºAPI, 1,54 %S)
Crudos Pesados: Maya, Oriente (28,8 ºAPI, 1,02 %S)
Crudos Extrapesados: Venezuela (Boscan, Bachaquero, Lagunilla) (< 15 ºAPI)

7. ▪ Crudos dulces y agrios
Los crudos dulces (“sweet”) y agrios (“sour”) se diferencian por su contenido en
azufre. Suele colocarse la frontera entre ambos en 1% en peso, aunque esto es una
excesiva simplificación comercial de poco valor práctico. En una gran mayoría de
casos los dos criterios expuestos coinciden, y así los crudos ligeros suelen ser crudos
dulces y los pesados acostumbran a ser crudos agrios. Basta echar un vistazo a los
ejemplos expuestos arriba. Sin embargo, se encuentran muchas excepciones en
crudos de alta densidad y poco azufre (crudo Cabinda, 32 ºAPI y 0,13% azufre, o
Duri de 20,3 ºAPI y 0,19 % azufre).
Con estas dos divisiones y las líneas que hemos marcado, sólo pretendemos aportar
referencias prácticas para un análisis rápido, aunque existen muchos crudos que por
sus características particulares son difíciles de encuadrar.
▪ Criterio geográfico
El mercado de crudos se puede segmentar también por áreas geográficas de
producción que suelen presentar unas ciertas pautas comunes.
▪ Mar del Norte
La mayoría de los crudos producidos en el Mar del Norte son ligeros y dulces, y
suelen embarcarse en cargamentos de 500.000 bbls. Algunas calidades de esta
zona son los crudos Brent (38,3 ºAPI, 0,37 %S), Forties (40,1 ºAPI, 0,34 %S),
Oseberg (36,3 ºAPI, 0,29 %S), Ekofisk (39,4 ºAPI, 0,19 %S ), Statfjord (38,7 ºAPI,
0,24 %S). Existen algunas corrientes de crudo agrio como el Flotta (35,4 ºAPI,
1,22 %S), pero representan la menor proporción.
Estas calidades suelen ir destinadas al mercado del Norte de Europa y a Estados
Unidos.
▪ Mediterráneo
Es un mercado en el que aparecen las producciones de los países del Norte de Africa,
la exportación por el Mar Negro de crudo ruso y algunas calidades de países del Medio
Oriente y del Golfo Pérsico.
Las producciones de los países de África occidental, Argelia, Túnez y Libia, suelen ser
crudos ligeros y dulces. Algunas calidades de esta zona: Saharan Blend, Argelia
(46,1 ºAPI, 0,11 %S), Zarzaitine, Tunez (42,25 ºAPI, 0,10 %S) y Sirtica, Libia (42,2
ºAPI, 0,40 %S). Tamaño habitual de los cargamentos, 600.000 bbls.
La calidad exportada por el Mar Negro, muy variable, se conoce como crudo Ural
(33,4 ºAPI, 1,19 %S). Por el volumen disponible y sus condiciones de
comercialización, representa la mejor referencia de crudos “sour” en el Mediterráneo.
Se encuentra en el mercado en cargamentos de 80.000 o de 140.000 Tm.
Los países del Medio Oriente que acceden a este mercado son Egipto y Siria. Egipto
produce crudos pesados y de alto azufre, siendo el principal referente de este país el
crudo Suez Blend (31,5 ºAPI, 1,54 %S). Siria exporta dos calidades, Syrian Light (36,5
ºAPI, 0,66 %S) y Souedie (24 ºAPI, 4,05 %S) en cargamentos de 80.000 Tm.

8. Todos estos crudos suelen terminar en los centros de refino del Mediterráneo, excepto
cuando los arbitrajes permiten su desplazamiento hacia otras áreas geográficas
distintas.
Hay en el Mediterráneo dos puntos de exportación muy importantes: Sidi Kerir y
Ceyhan. El primero, terminal Norte del oleoducto Sumed que enlaza el Mar Rojo con
el Mediterráneo, permite el tránsito de crudos del Golfo Pérsico, sobre todo sauditas
e iraníes, hacia esta zona.
Finalmente, el puerto de Ceyhan en Turquía es la salida al Mediterráneo con destino
a esta zona y a Estados Unidos del crudo iraquí Kirkuk (37 ºAPI, 2 %S).
▪ África Occidental
En esta zona abundan los crudos ligeros y de bajo azufre. Uno de los mayores
exportadores de crudo es Nigeria, con calidades que dan altos rendimientos en
gasolina y en gasoil. Las principales corrientes de este país son Qua Iboe (35,9 ºAPI,
0,12 %S), Bonny Light (35,4 ºAPI, 0,14 %S), Brass River (41,5 ºAPI, 0,09 %S),
Forcados (28,5 ºAPI, 0,19 %S). Otro de los principales productores de la zona es
Angola, exportador de crudo Cabinda (32 ºAPI, 0,13 %S). Cargamentos disponibles
normalmente en lotes de 900.000 bbls. En el pasado estos crudos tenían como
destino más habitual Estados Unidos y Europa, pero cada vez más están encontrando
buenos mercados en Japón y otros países del Lejano Oriente.
▪ Golfo Pérsico
Los crudos procedentes de esta zona son en general pesados y con alto azufre,
aunque existen excepciones. Son las calidades típicas de los grandes productores de
la OPEP: Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Omán.
En esta zona hay que destacar el crudo Fateh (31 ºAPI, 2,04 %S) de Dubai, uno de
los Emiratos, que se ha convertido en crudo marcador de todo el crudo que se
comercializa en el Lejano Oriente, aunque su volumen de producción no sea
comparable al de los crudos originados en otros países de la zona.
▪ América Latina
Mencionaremos cinco zonas: Caribe, Ecuador, Argentina, Brasil y Méjico. En el Caribe
se encuentran dos importantes productores, Venezuela y Colombia. El primero de
ellos, país fundador y miembro de la OPEP, es un gran productor de crudos medios,
pesados y extrapesados de muy alto azufre: Mesa (29,66 ºAPI, 1,06 %S), Boscan
(10,1 ºAPI, 5,40 %S), Bachaquero (13 ºAPI, 2,68 %S). Colombia por el contrario
presenta corrientes de dos grupos: crudos medios tanto en ºAPI como en azufre
y crudos ligeros de bajo azufre:
Cusiana (36,3 ºAPI, 0,25 %S), Vasconia (25,3 ºAPI, 0,81 %S) y Caño Limón
(29,5 ºAPI, 0,47 %S). El tamaño de los cargamentos varía en función de sus
destinos; 300.000 bbls si van al Pacífico y tienen por tanto que cumplir las
restricciones de calado del Canal de Panamá, 500.000 bbls si su destino es la costa
este de Estados Unidos, y hasta 900.000 bbls cuando el arbitraje permite su refino
en Europa.

9. Ecuador produce fundamentalmente un crudo pesado, el crudo Oriente (28,8
ºAPI, 1,02 %S). Este crudo, que se comercializa en tamaños de 300.000 bbls, suele
destinarse en la propia costa del Pacifico o en los mercados de Asia, cuando el
arbitraje lo permite.
Argentina es uno de los países de la zona donde más rápidamente ha aumentado la
producción. Los crudos argentinos son crudos medio - pesados y en general de bajo
azufre: Cañadón Seco (25,7 ºAPI, 0,2 %S), Medanito (35,1 ºAPI, 0,4 %S). Suelen
destinarse a refino en el propio subcontinente o en Estados Unidos; raramente al
Lejano Oriente y en especial a China.
Brasil aparece recientemente en los mercados como exportador neto de calidades de
crudos pesados y de bajo azufre (Marlin) que antes normalmente guardaba para
refino interno. México es un caso especial como el gran exportador de crudos hacia
distintas zonas del planeta. Los crudos mejicanos son medios y pesados y con alto
contenido en azufre. Las dos producciones más importantes son las corrientes de
crudos Maya (21,5 ºAPI, 3,43 %S) e Istmo (33,3 ºAPI, 1,22 %S).
▪ Asia
En Asia existen producciones importantes en países como Australia, Indonesia,
Malasia y China, pero las distintas corrientes suelen permanecer en la zona. El crudo
representativo por excelencia es el malayo Tapis (46 ºAPI, 0,03 %S) que sigue
manteniéndose, para algunas calidades, como crudo marcador.
Hemos querido hacer mención en este resumen sólo a zonas exportadoras en
volumen importante. Por ejemplo, no citamos a grandes productores como Estados
Unidos y Canadá, donde existen múltiples calidades, ya que sus crudos se destinan
en su práctica totalidad a mercados locales. En Estados Unidos sólo hay disponible
para exportación algunos volúmenes de crudo ANS (27,5 ºAPI, 1,16 %S) procedente
de campos en Alaska, y los crudos canadienses se exportan a través de oleoductos
hacia refinerías en el Norte de los Estados Unidos.
3. Fórmulas de fijación de precios
La primera transacción de un cargamento de crudo realizada por su producto suele llevarse
a cabo en posición FOB puerto de carga (algunos productores utilizan sus propios barcos
y ofrecen condiciones CIF puerto de descarga, pero ésta es la excepción que confirma la
regla) y sus precios se negocian en dólares por unidad de volumen, habitualmente barriles
americanos de 42 galones.
La estructura de fijación de precios de crudo ha tenido que ir adaptándose a los sucesivos
cambios que ha sufrido el mercado a lo largo de su historia. Hasta la liberalización de la
oferta, a finales de los años 70, los crudos procedían en su mayor parte de los países de
la OPEP que establecían precios fijos y sus variaciones venían determinadas por sus
cambios de política.
En los últimos 80, en un momento de incrementos de producción, de luchas políticas
internas entre países miembros de la OPEP, y también de fuerte competencia con
productores independientes, Arabia Saudita comenzó a utilizar (y muchos otros
productores continuaron su política) un tipo de fórmulas de venta por el cual el precio del
crudo se ligaba al de los productos. Estas fórmulas, llamadas “fórmulas netback”,

10. garantizaban un margen de refino al comprador, ya que el precio del crudo se calculaba
automáticamente en función de sus rendimientos en productos y de los precios de dichos
productos, descontando un "fee", que pretendía compensar el margen de refino. Un
sistema que conducía, como efectivamente ocurrió, a un colapso de precios a través de
una diabólica espiral a la baja. En efecto, cualquier refinero con acceso a estas fórmulas
utilizaba al máximo su capacidad excedentaria marginal, ya que tenía garantía de margen.
Esto generaba un exceso de productos en el mercado y un deterioro de sus precios, que
provocaba a su vez una bajada del precio del siguiente cargamento de crudo. Analizaremos
este efecto con más detalle en el capítulo dedicado a Mercados de Futuros.
En la actualidad y después de distintos intentos con otros mecanismos, los precios de las
transacciones spot, de la mayoría de los contratos y de gran número de precios oficiales
se determinan por referencia a unos crudos “marcadores” según la siguiente
ecuación:
❑ El diferencial de precio de un crudo con respecto al de un crudo marcador
está determinado por los siguientes factores:
▪ Relación entre la calidad del crudo marcador y el crudo considerado
▪ Situación de la oferta y demanda propia del crudo considerado
▪ Rendimiento en productos (i.e. " netback") obtenido
Dado que estos factores varían a lo largo del tiempo, el diferencial de precio
de un crudo determinado con respecto a su marcador no es constante y
también fluctúa con el tiempo. Su valor reflejará la fortaleza o debilidad
relativa de un crudo en un momento temporal concreto.
❑ En cuanto a las cotizaciones que se aplican para determinar el precio
absoluto de un crudo, distinguiremos dos aspectos: la referencia especifica del
crudo marcador que se utiliza y el momento concreto que se toma para dicha
referencia.
A continuación examinaremos los principales crudos marcadores y con ello las referencias
de los mismos que se utilizan para la preciación de los crudos. En cuanto al periodo
temporal a considerar, resaltar que tiene que estar bien definido y acordado en los
contratos. Normalmente, para las operaciones FOB puerto de carga se suelen fijar las
cotizaciones publicadas alrededor de la fecha de la terminación de la carga, fecha ligada
a la emisión del documento que acredita la propiedad de la mercancía, denominado
Conocimiento de Embarque o “Bill of Lading” (B/L). En el caso de transacciones CIF puerto
de descarga hay más variedad, y suelen utilizarse, bien cotizaciones publicadas en la fecha
de carga, bien las referidas a la fecha de llegada al puerto de destino, aceptándose
Precio = Precio del crudo MARCADOR +/- Diferencial
Determinación del precio del crudo MARCADOR
= Cotizaciones preestablecidas

11. habitualmente que dicha fecha sea la del Aviso de Alistamiento o “Notice of Readiness”
(NOR), momento en el que el barco avisa que está listo para operar en la terminal).
Caso aparte son las fórmulas ligadas a EFP's (“Exchange For Physicals”), que veremos en
el capítulo dedicado a Futuros, donde, a través de un mecanismo ligado a las bolsas de
Futuros, comprador y vendedor pueden fijar las cotizaciones que les interesen, con
independencia de la otra parte.
También explicaremos cómo el valor de un diferencial determinado es distinto en función
de las cotizaciones que se adopten, y según sea la estructura del mercado para
vencimientos futuros.
Decíamos que la ecuación de fijación de precios era habitualmente la aplicable para fijar
los precios de cargamentos spot, de contratos a plazo y de algunos precios oficiales. Vamos
a analizar algo más el proceso de fijación de precios en cada uno de estos casos.
En el caso de cargamentos "spot" la negociación entre comprador y vendedor se
produce para un cargamento concreto y la discusión sobre su precio se centra en acordar
un diferencial determinado contra un crudo marcador.
Los contratos a plazo se establecen, bien entre compañías privadas, bien con compañías
estatales que aplican sus llamados precios oficiales (“Oficial Selling Prices” u OSP). Cuando
se trata con compañías privadas se pueden acordar diferenciales fijos o variables. En el
primer caso se aplicará un único diferencial a los precios de todos los embarques
establecidos en el contrato a plazo. En el segundo, se acuerda ligar el diferencial
directamente a un determinado índice o se diseña una fórmula para el cálculo que intente
reproducir la evolución del mercado. Obviamente la negociación en el primer caso será
mucho más fácil.
En los contratos a plazo ligados a precios oficiales, el vendedor, generalmente un país
productor de crudo, establece mensualmente el diferencial que aplicará respecto a cada
uno de los crudos marcadores que utiliza para vender su producción en distintas áreas.
Como luego veremos estos crudos marcadores pueden ser Mar del Norte (Brent / Forties /
Oseberg, Ekofisk, normalmente calificado como “BFOE”) para destinos europeos, WTI para
América y Dubai en el caso de ventas a Japón y Lejano Oriente.
Un último esquema de fijación de precios distinto de todo lo anterior es el que utiliza
precios oficiales en valor absoluto. En estos casos, el vendedor fija sus precios como
valores absolutos y fijos para un determinado período: por ejemplo, 23,50 usd/bbl. Estos
precios se suelen publicar a mes vencido y es el sistema que utilizan países como Omán o
Abu Dhabi. La fortaleza o debilidad de estos crudos, cuando se cotizan en el mercado spot,
se relaciona con la prima o descuento aplicable al precio oficial. Este caso es muy particular
y representa un porcentaje muy pequeño del volumen total de transacciones del mercado
de crudo, por lo que la regla de la ecuación explicada más arriba puede considerarse como
un esquema casi universal.
4. Crudos marcadores
Como hemos visto, se trata de los crudos cuyas cotizaciones se utilizan, en la gran mayoría
de casos, como referencia para fijar el precio de los demás. Los más empleados son: el
mencionado paquete BFO (Europa y África), WTI (América) y Dubai (Golfo Pérsico y Lejano

12. Oriente). La aplicación de uno u otro es relación directa de la zona en que se producen y
comercializan los crudos. En el mapa siguiente figura su distribución por zonas.
❑ Brent / Forties / Oseberg (BFOE)
Los crudos conocidos en el mercado como Brent, Forties, Oseberg y Ekofisk representan
mezclas de crudos ligeros y de bajo azufre producidos en varios campos del Mar del Norte,
tanto británico como noruego.
El crudo Brent se consolidó como marcador en los años 70 debido a que fue el primer crudo
que se negoció libremente en bases de precio fijo y dió lugar al nacimiento del primer
mercado “forward” existente en el mercado de petróleo. Se negociaba como cargamentos
físicos de 500.000 bbls de crudo, ya cargados o aceptados para carga en un período
previamente definido de tres días en la terminal de Sullom Voe, Islas Shetland, conocidos
como “dated Brent" o en contratos “forward” llamados en el argot “Brent quince días”
(“fifteen days Brent”).
En los últimos años y debido fundamentalmente a una producción cada vez más reducida,
el precio del crudo Brent fue perdiendo conexión con el mercado real, permitiendo
manipulación por algunas compañías y lo que los sajones califican de “squeeze”, es decir,
desaparición de la oferta por acaparamiento de los cargamentos disponibles por
algunos pocos (en Julio de 2002 sólo se produjeron 18 cargamentos, volumen fácilmente
adquirible por una sola compañía que podría, teóricamente, manejar el precio a su gusto).
El mercado necesita una referencia clara y justa para que los interesados en el producto
físico, sean refineros, compañías aéreas o cualquier otro, puedan conocer el coste de su
energía y, en consecuencia, el margen económico de su operación.
Con efecto 10 de Julio de 2002, Platt’s estableció, después de un prolongado período de
consultas con gran cantidad de compañías, un nuevo “dated Brent” que toma en
consideración la actividad comercial de otros dos crudos, Forties, Oseberg y Ekofisk. De
esta manera el número total de cargamentos producidos en un mes pasa de los 18
mencionados a cerca de 100, haciendo prácticamente imposible la manipulación de precios
por una única compañía.
WTI
BFO DUBAI

13. El precio publicado diariamente para este nuevo “dated Brent”, y que suele ser el que se
utiliza como marcador, no se calcula simplemente como la media de precios de los tres
componentes sino que pondera más aquél que sea más competitivo en margen de refino
en circunstancias normales de mercado. Históricamente este papel ha correspondido a
Brent, por lo que se espera que la inclusión de Forties, Oseberg y Ekofisk sólo contribuya
a eliminar el problema de “squeeze” mencionado sin alterar la relación deseable de precios.
Como señalábamos anteriormente el diferencial de precio de un crudo con respecto a su
marcador no tiene por qué permanecer constante. En el gráfico 5 siguiente se indica el
diferencial medio mensual desde la década de los 90 de dos crudos de distintas
características con respecto a su marcador Brent: el crudo Ural en base CIF Mediterráneo
y el crudo Oseberg en base FOB Mar del Norte (cotizaciones de Platt's)
❑ Crudo WTI
Es una producción local americana muy pequeña, el West Texas Intermediate, base en la
actualidad del contrato de futuros de petróleo con más volumen en el NYMEX, bolsa de
petróleo de Nueva York. La situación es paradójica ya que, de hecho, el precio de la
producción de todo un continente se liga al de un crudo eminentemente local que además
no se puede exportar a otros países.
El mercado diario llamado de “WTI cash” o físico es completamente distinto al de Brent, el
WTI es un crudo de entrega en la terminal de Cushing (Oklahoma), evidentemente no
marítima, por lo que se puede vender en lotes de tamaño inferiores a las de los
cargamentos de Brent.
El hecho de ser un crudo muy local ha producido situaciones de “squeeze”, circunstancia
ésta que motivó que muchas compañías cuestionaran la utilización de este crudo como
marcador. Este obstáculo se ha salvado en parte sustituyendo el empleo como marcador
del crudo WTI “cash” por la cotización publicada por Nymex para el primer mes de futuros
de WTI, mucho más liquida, aunque muchos piensan que a corto plazo habrá que idear
alguna modificación similar a la que se ha producido en Brent.
PAWS 15OCT07
Repsol 3JAN95 to 12OCT07
Platt's Dated Differentials vs Brent
Oseberg
Brent
Urals
-10
-8
-4
-2
0
2
4
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
-10
-8
-6 -6
-4
-2
0
2
4
U
S
$
/
B
b
l

14. ❑ Crudo Dubai
Aún más curioso resulta utilizar el crudo Dubai, una calidad producida en pequeños
volúmenes en el emirato del mismo nombre en el Golfo Pérsico, como crudo marcador de
toda la zona asiática. Este crudo, que se produce en régimen de concesión a varios socios
privados, era de los muy pocos de la zona que se comercializaba en el mercado spot y a
precio fijo, razón por la que se erigió en el marcador del área. Hoy en día y como ya hemos
explicado, los precios fijos se relacionan por medio de diferenciales a los precios de un
marcador, y estos diferenciales son el objeto real de negociación. A diferencia del caso de
los marcadores anteriores, Brent y WTI, cuando se utiliza el Dubai como crudo marcador
se suele emplear la media mensual de sus cotizaciones.
Indicamos en el gráfico 6 que sigue a continuación la evolución de precios de los
marcadores WTi y Dubai en relación con el Brent, a lo largo de una década.
5. Participantes en el mercado
En la Introducción describíamos brevemente qué tipos de agentes participan en el mercado
de crudo. Analizaremos ahora los motivos que puede tener cada uno de ellos para actuar,
según sus intereses en el mercado físico.
❑ Productores
Su principal objetivo consiste en vender su crudo al precio más alto posible, pero se pueden
establecer varias distinciones. Ahora bien dentro del grupo de productores tenemos
distintas categorías:
En primer lugar habría que hablar de las grandes compañías productoras, generalmente
compañías estatales, obligadas a colocar en el mercado grandes volúmenes de crudo. Es
el caso de las estatales saudita (Saudi Aramco), libia (NOC), iraní (NIOC), iraquí (SOMO),
etc. Este grupo maneja casi siempre grandes contratos a plazo directamente con
consumidores finales, lo que disminuye la posibilidad de trading con sus crudos.
Luego están los productores independientes, generalmente sin intereses en refino, que
venden sus crudos a plazo a otras compañías más experimentadas en trading. Sus crudos
PAWS 15OCT07
Repsol 3JAN95 to 12OCT07
Platt's Differentials vs Brent Dated
Dubai Curr(Adj)
Brent Dated
WTI Cushing Mth1(Adj)
-15
-10
-5
0
5
10
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
-15
-10
-5
0
5
10
U
S
$
/
B
b
l

15. suelen ser negociados posteriormente en el mercado y se observa la existencia de
transacciones spot.
Por último, habría que considerar las compañías no estatales integradas, con intereses
tanto en producción como en refino. Estas compañías son las verdaderamente activas en
el mercado de trading, ya que con frecuencia tienen que comprar crudo para alimentar su
sistema y vender su producción en el mercado spot o de plazo si no es adecuada por
calidad, disponibilidad geográfica o cualquier otro motivo.
Para el productor, la venta de su crudo necesita de dos optimizaciones básicas: la del valor
de su mercancía y la de su flujo de caja. Dado que el proceso de producción es continuo y
la capacidad de almacenamiento limitada, el margen de maniobra de un productor en lo
que se refiere a elegir el momento de la venta es bastante reducido. En consecuencia,
intentará colocar parte (o toda) su producción en contratos a plazo que le garanticen una
regularidad de salidas y unos precios en línea con el mercado, a través de los mecanismos
que hemos visto antes. Tiene un cierto margen de maniobra en elegir el mercado de
destino que quiere dar a sus crudos, por lo que en ciertas ocasiones pueden decidir colocar
parte de su producción en mercados alternativos y mejorar así una posible situación de
debilidad en sus mercados naturales. Por ejemplo, productores del Mar del Norte pueden
convertirse en coyunturales proveedores "baratos" de sus crudos en el Lejano Oriente.
❑ Refineros
Compañías que aún teniendo producción, mantienen una situación neta corta de materia
prima para sus sistemas de refino. También aquí se pueden establecer distintos grupos:
Un primer grupo de compañías integradas gozan de una mayor presencia y flexibilidad en
sus actuaciones, ya que aparecen en el mercado como compradores y vendedores.
Otro grupo, compañías de refino no integradas, es cada vez más reducido, y su única
actuación en este mercado consiste en la compra de suministros para sus sistemas El
refinero opera generalmente guiado por dos señales: margen de los crudos y expectativas
de evolución de los precios. Hay que comprender que el proceso de compra de crudo para
refino es largo, en el sentido de que, desde que se empiezan a analizar alternativas de
compra hasta que se realiza la del crudo elegido puede transcurrir fácilmente un mes. Y
no sólo eso, sino que, una vez comprado el crudo, pasarán otros 30 o 60 días hasta que
se refine y se vendan los productos fabricados con él. En la primera etapa, el refinero debe
analizar, tanto el margen actual y esperado de cada crudo disponible, en función de sus
esquemas de refino y de los precios que confía obtener por sus productos, como sus
expectativas sobre la fortaleza o debilidad de esos tipos de crudo, ahora y en los próximos
días. De este análisis derivará la decisión de retardar o acelerar la compra. En la segunda
etapa debe estar atento a los cambios que en el margen del crudo ya comprado puedan
producir los nuevos entornos de precios y de mercado que aparezcan. Así, un refinero
puede comprar un determinado crudo y, a consecuencia de un cambio de escenario,
comprobar que otra calidad es mejor alternativa. Deberá entonces comprobar si el
conjunto de las dos transacciones: venta del crudo que posee y refino de la nueva calidad,
arroja un resultado económico favorable. Este juego, repetido en la medida de lo posible,
ayuda a mantener o mejorar el margen de la compañía y aumenta el volumen de trading
de la misma.

16. ❑ Traders
Compañías que generalmente no disponen de activos de producción ni refino y que por
distintas razones actúan a nivel de intermediarios, casi siempre mediante tomas de posición
entre productores y consumidores finales.
La compañía de trading puede operar con modelos de rendimientos de crudos, pero su
decisión de compra de un determinado cargamento estará influída por su análisis de las
expectativas de aumento de precio en los próximos días.
En la actualidad las compañías de trading han visto reducido su campo de actuación en el
mercado, ya que productores y compañías de refino mantienen contactos cada vez más
estrechos y efectúan más transacciones directamente.
Siguen existiendo, no obstante, nichos en determinados países que prefieren mantener
contratos con compañías de trading, por su difícil acceso al mercado. De todas maneras,
en la era de las comunicaciones y del mercado único, cabe esperar que el hueco para estos
operadores sea cada vez más restringido.
❑ Brokers
En el mercado de crudo físico de crudo tienen una presencia muy pequeña, ya que en
general, y a diferencia de lo que ocurre en el mercado de productos, las compras no son
tan atomizadas y las relaciones mucho más transparentes
6. Arbitrajes entre distintas zonas
En distintos puntos de este capítulo nos hemos referido a los arbitrajes. La decisión última
de transportar un crudo desde su lugar de producción hasta las zonas de consumo viene
determinada por la comparación de su netback en origen (entendido como su valor en
destino , menos el coste de transporte ). En principio, el crudo se transporta a la zona
donde se obtenga mayor netback. Ahora bien, existen unos llamados “destinos naturales",
que son, generalmente, aquellas zonas de mayor cercanía geográfica, dado el componente
de coste de transporte . Así, decimos que el Norte de Europa es el destino natural de los
crudos del Mar del Norte, y que los crudos del Mediterráneo suelen refinarse en la misma
zona. Es lógico pensar que las zonas productoras cercanas a consumidoras serán las
fuentes de suministro preferencial para dichos centros de consumo.
Sin embargo, esos destinos naturales, se ven a veces perturbados por ciertas anomalías
entre los crudos marcadores, por ejemplo, cambios de sus costes relativos. En el apartado
de crudos marcadores veíamos que cada zona tiene un crudo referente en sus posiciones
FOB; cuando las relaciones que podrían considerarse "normales" entre los crudos
marcadores cambian, se abre una ventana de oportunidad , que permite desplazamientos
a otras zonas distintas de las naturales.
Señalábamos que los crudos africanos se referencian generalmente al crudo Brent, pero
adelantábamos que cada vez más volúmenes de esos crudos se refinan en los grandes
centros de consumo del Lejano Oriente, especialmente Japón. Entenderemos esto mejor si
analizamos con un par de ejemplos concretos los diferenciales relativos entre los crudos
marcadores de las distintas zonas.
El crudo Brent suele ser más caro que el Dubai, aunque según podemos ver en el gráfico
7, en los últimos años se ha producido un encarecimiento relativo de este último. Teniendo
en cuenta que el precio de los crudos que se venden en posición CIF Lejano Oriente suele

17. estar ligado al del crudo Dubai, es lógico que en los últimos años refineros de esa zona
hayan demostrado mayor interés en comprar crudos africanos cuyos precios están
relacionados al del Brent.
PAWS 15OCT07
Repsol 3JAN95 to 12OCT07
Platt's Differential vs Brent Dated
PAWS 15OCT07
Repsol 3JAN95 to 12OCT07
Platt's Differential vs Brent Dated

18. El mismo argumento se puede aplicar al diferencial entre Brent dated y WTI que aparece
en el gráfico 8 anterior. Normalmente, el WTI es más caro que el Brent, siendo Estados
Unidos destino de muchas corrientes excedentes de otras zonas. Cuando la diferencia de
precios entre entre Brent y WTI se estrecha, puede ocurrir que algunos productores
prefieran vender sus crudos ligados a Brent en Europa.
Por supuesto, los cambios en las relaciones entre crudos marcadores vienen determinados
en última instancia por una mayor o menor fortaleza relativa de cada zona con respecto a
la estructura habitual. Es decir, que el hecho de que un crudo marcador se encarezca con
respecto a otro es consecuencia de un incremento de la demanda en la zona del crudo
marcador mejorado, que tiene por objeto atraer corrientes excedentes de otros lugares.
Naturalmente, hay muchos más factores que influyen en la posibilidad de arbitrajes entre
distintas zonas, y algunos de estos factores no tienen (o no deberían tener) nada que ver
con el negocio petrolero: situaciones políticas, guerras, embargos, accidentes, etc.
Mecánica de una transaccion "spot" de crudo
Vamos a considerar a modo de ejemplo una transacción entre una compañía de refino que
necesita comprar un crudo para su refinería y una compañía de trading que dispone de un
cargamento de un crudo adecuado.
El proceso de negociación suele pasar por tres etapas que describimos a continuación:
❑ Primera etapa: Identificación
Las dos compañías, una poseedora de un cargamento y la otra posible compradora,
analizan distintas alternativas. Ei vendedor muestra la carga a potenciales clientes,
indicando una idea del precio a que vendería. El comprador desarrolla un proceso paralelo
en sentido paralelo en sentido contrario, señala sus corrientes de crudos preferidas y el
rango de precios que estaría dispuesto a pagar
❑ Segunda etapa: Aproximación
Las dos compañías han identificado separadamente que hay posibilidad de llegar a un
acuerdo aunque, por supuesto, cada una ocultará el precio a que realmente cerraría la
operación. La indicación del vendedor estará, como es lógico, por encima de la del
comprador, pero ambas partes estiman que es conveniente continuar conversando sobre
precios y otras condiciones
❑ Tercera etapa: Cierre
Las dos compañías concretan todos los aspectos de la transacción (volumen, calidad,
precio, pago, fechas, etc) para comprobar que todo está en orden. Una vez que se tiene
esta seguridad, bien el vendedor hace una oferta (“offer”), bien el comprador una
propuesta (“bid”), ambas en firme, lo que significa que no puede volverse atrás si la otra
parte acepta. Según sea la situación, el comprador puede hacer una contraoferta ("counter
offer") o el vendedor una contrapropuesta ("counter bid") también en firme, intentando
acercar posiciones. Después de ese proceso, normalmente se suele alcanzar un acuerdo,
recapitulando a continuación todos los términos que se incluirán en el contrato.
Tanto las primeras indicaciones como el cierre del contrato se suelen hacer mediante
conversaciones telefónicas, en inglés en la mayoría de los casos, y el cierre formal de la

19. transacción suele realizarse en el momento en que los dos negociadores acuerdan que el
negocio está hecho (“deal done"). Estas conversaciones hoy en día en la mayoria de las
compañías son grabadas telefónicamente.
1. Análisis de los aspectos contractuales
Detalles más importantes a acordar en una transacción de crudo:
❑ Comprador y vendedor
Compañías a quienes obligan los términos del contrato
❑ Calidad
Calidad del crudo objeto del contrato. A diferencia de lo que ocurre con los productos, la
calidad del crudo no responde más que a una denominación comercial con una referencia
tan vaga como por ejemplo “según disponibilidad en el terminal de carga” (“as available at
the loading terminal”), sin que aparezcan más especificaciones. En algunos casos poco
habituales se pueden incluir cláusulas de ajuste al alza o a la baja del precio según que el
crudo resulte más ligero o más pesado o contenga más o menos azufre que unos niveles
acordados. Por supuesto, el contenido en agua y sedimentos que pudiera tener el crudo
(BS&W, “bottoms, sediments and water”) siempre se descuenta de la cantidad de cantidad
a facturar.
❑ Cantidad
Los cargamentos acostumbran a ser de tamaños standard, según el tipo y origen del crudo,
y normalmente se contratan en volumen (bbls) o peso (tm) con una tolerancia de más o
menos 5% o 10%, a opción del comprador en el caso de las compras FOB puerto de carga,
ya que es quien proporciona el transporte, o a opción del vendedor cuando son
transacciones CIF puerto de descarga, ya que en este caso el vendedor se ocupa del
servicio de transporte.
❑ Punto de entrega
Normalmente en el punto de exportación de la corriente de que se trate, cuando la
transacción se hace en condiciones FOB, o en un punto de destino cuando el crudo se
negocia en condiciones CIF.
❑ Fechas de entrega
Es lo que en la jerga petrolera se denomina “ventana” (“window” o "laycan") y significa el
rango, generalmente de tres días, cuando el comprador debe colocar un barco en la
terminal de carga, en caso de compras FOB, o el vendedor hacer entrega de la mercancía
en el puerto de descarga acordado, si la operación es una venta CIF. Dado que los
transportes por mar están sometidos a muchos imponderables, es frecuente establecer en
las operaciones CIF un rango de descarga compatible con el periodo previsto de carga,
tomando para ello el tiempo teórico de viaje hasta el destino acordado. En ocasiones se
pacta un destino base de referencia, pero se concede libertad de destino hacia otras áreas
aceptando el comprador pagar si procede un suplemento equivalente al coste adicional del
transporte.

20. ❑ Precio
Esta cláusula establece el tipo de fórmula acordada entre las partes, así como todos los
detalles necesarios para el cálculo (diferencial, crudo marcador, cotizaciones aplicables,
publicación a utilizar, etc) del precio, generalmente en usd/bbl.
❑ Pago
La cláusula de pago incluye el día de vencimiento y la forma de pago. En el caso de los
crudos, es frecuente considerar vencimientos a los 30 días de la fecha de entrega de la
mercancía, en caso de venta en posición FOB puerto de carga, y de pocos días después,
en caso de venta en posición CIF puerto de descarga, aunque se pueden pactar otras
condiciones diferentes. En cuanto a la forma de pago existen distintas modalidades en
función de la "confianza o limite de crédito" que cada vendedor asigne al comprador, y así
se utilizan desde simples transferencias telegráficas hasta cobros garantizados mediante
prepago, cartas de crédito, garantías bancarias, etc.
❑ Condiciones generales
Hay muchas otras condiciones aplicables que no se pactan individualmente para cada
transacción, y que pueden tener una importancia extraordinaria, en especial cuando ocurre
algún conflicto. Baste recordar que un cargamento de crudo de tamaño medio puede
importar en la actualidad más de 70 millones de dólares. Las grandes compañías disponen
de sus propios “Términos y Condiciones Generales” (“General Terms and Conditions”,
GTandC’s) muy bien estudiados por equipos de abogados quienes los revisan
periódicamente, y que procuran imponer a sus contrapartes. A esto hay que añadir lo que
pueden ser condiciones particulares de cada terminal y otras derivadas de la Póliza de
Fletamento (“Charter Party”, C/P), en caso de aplicación. Como referencia se incluye en el
Anexo copia de unas Condiciones Generales.
2. Licitaciones o “tenders”
Las transacciones “spot” que afectan a cargamentos físicos se producen casi siempre con
procesos de negociación como los descritos anteriormente, pero existe un tipo especial de
operaciones de compraventa donde apenas se negocia. Son las licitaciones o "tenders",
tanto aplicables a operaciones a plazo como en “spot”. Suelen seguir este sistema
compañías estatales o compañías que necesitan comprar o vender cantidades muy
importantes de materia prima y no disponen de un buen equipo comercial con experiencia
de mercado. Entonces invitan a una serie de compañías a que realicen sus mejores ofertas
en firme y válidas durante un plazo determinado de tiempo (horas, días o incluso semanas)
cumpliendo una serie de requisitos que se detallan en la invitación. A la terminación del
plazo fijado, la compañía que ha emitido el “tender”, elige la alternativa que prefiere dentro
de las recibidas, y comunica al ganador su aceptación y por tanto la existencia de un
contrato entre las partes.
Este tipo de operaciones suelen ser realizadas por compañías estatales como la india IOC,
la egipcia EGPC o la tunecina ETAP, tanto para sus compras como para sus ventas, ya sean
a plazo o en “spot”. Son sistemas , en general establecidos por compañías estatales, para
controlar los procesos de ventas o compras de crudos y productos.

21. 3. Otros tipos de transacciones: “Countertrades” y “Barters”
En un mercado tan complejo como el que nos ocupa, manejando una materia de tanto
valor estratégico y cargamentos de tan alto coste, no es extraño que los países petroleros
utilicen el petróleo en muchas ocasiones como moneda de pago o de intercambio con
otros productos que desean obtener. Este sistema da origen a contrapartidas
(“countertrades”) e intercambios o trueques (“barter deals”). No entraremos en detalles y
baste citar algunas operaciones muy conocidas como el intercambio de aviones británicos
contra petróleo saudita por un importe superior a los mil millones de dólares o, en menor
escala, fibra textil española contra petróleo argelino, construcción civil contra petróleo libio
o corderos australianos contra petróleo iraní. Son operaciones muy complejas donde
siempre coexisten intereses petroleros (el país productor que suministra el crudo y el
refinero que lo toma), de la mercancía objeto de trueque (el país o compañía suministrador
de la misma, que cobra en dólares que paga el refinero por el crudo que embarca) y
financieros (uno o varias bancos que dan liquidez al sistema, garantías de cobro y pago a
las partes, etc).
4. Negociaciones de contratos a plazo
Dado que el objetivo de la negociación de un contrato a plazo suele ser varios cargamentos
de crudo, la preparación y discusión de estas operaciones requiere más tiempo y sosiego.
En general, las compañías acostumbran a establecer contratos a plazo de duración anual
por volúmenes que cubren parte de sus necesidades de suministro, y por esta razón las
discusiones suelen tener lugar a lo largo del último trimestre del año anterior. En la
negociación de un contrato a plazo se manejan argumentos que difícilmente aparecen en
las transacciones spot , ya que el compromiso entre las partes abarca un periodo más
amplio. Probablemente uno de los factores clave es la confianza mutua en la solvencia y
capacidad de la otra parte, así como la historia común, no sólo entre las compañías sino
también, y de manera a veces decisiva, de las personas que negocian.
En un contrato a plazo son muy importantes cláusulas que no lo son tanto en un “spot”,
por ejemplo las que se refieren a procedimientos de nominación de buques y de aceptación
de fechas de carga. Puesto que no se está discutiendo un cargamento en particular, tienen
que establecerse criterios para determinar el momento en el que el vendedor pondrá los
cargamentos a disposición del comprador y que no dependan de la coyuntura del mercado.
El resto de los términos que se negocian, incluídas las cláusulas de fijación de precios, son
similares a los que mencionamos al hablar de los contratos “spot”. En general el refinero
persigue obtener con la negociación de un contrato a plazo una “cierta” seguridad de
suministro de una calidad de crudo, que conviene de forma estructural a su esquema de
refino. Por su parte, el productor busca la seguridad de salida de su crudo de manera
regular, consiguiendo un precio medio de mercado en circunstancias malas y buenas, a
costa de renunciar a posibles beneficios extraordinarias en algunas ocasiones puntuales.
5. Análisis del mercado
Las coyunturas del mercado varían radicalmente como resultado de muchos factores,
muchos de ellos incontrolables por los participantes: situación de la oferta y demanda
mundial de crudos y materias primas, situación de la demanda de productos,
acontecimientos políticos o de otra índole, guerras, desastres climáticos, etc, y que afectan

22. al contexto general del mercado de crudos o sólo a zonas concretas, determinando la
posición de compradores y vendedores. En general, decimos que un mercado es un
mercado de vendedores, cuando la oferta es escasa y hace que éstos tengan la mayor
facilidad para imponer sus condiciones al negociar. Por el contrario, estaremos en un
mercado de compradores, cuando la oferta es abundante, la demanda escasa, y son ellos
quienes se imponen a los vendedores. Dado que la volatilidad del mercado es alta, estas
dos situaciones se alternan con frecuencia.
Para la actuación en el mercado de un “trader”, sea de un productor, de un refinero o de
una compañía de trading, es básico el conocimiento puntual de lo que está ocurriendo, no
sólo en su mercado, sino en el mundo, seguido de un análisis de los posibles escenarios y
el contacto continuo con sus colegas de otras compañías. El conocimiento de los
programas y condiciones de carga, de las posiciones propias y ajenas y de las últimas
transacciones realizadas, se convierten en factores clave a la hora de optimizar el proceso
de decisión de compra o de venta de cargamentos de crudos.
En la actualidad muchas compañías disponen de un equipo de analistas de mercado que
trabajan conjuntamente con los traders pero alejados del seguimiento del día a día y del
teléfono, y que realizan una profunda labor de estudio de los factores que determinan las
coyunturas de demanda y oferta.