El todopoderoso precio del Brent ya no sirve como referencia

La analogía es pertinente porque el precio Brent también necesita algunos ajustes. No lo digo yo, lo dice la petrolera británica BP Plc: “Como resultado de la falta de liquidez”, indicó recientemente, “estamos viendo cada vez más ‘dislocaciones’ regulares en el valor” del índice de referencia. Claro, los inversionistas en petróleo no están manipulando el Brent como lo hicieron los bancos con la Libor.

Pero escuchar la palabra “dislocaciones” junto con el precio del petróleo debería preocupar a los reguladores y responsables de la política monetaria, especialmente al tiempo que el Brent ronda los US$ 100 por barril y contribuye a la inflación mundial.

La industria del comercio del crudo se concentrará esta semana en Londres para su reunión anual, conocida durante décadas como la Semana Internacional del Petróleo, pero recientemente rebautizada como la Semana Internacional de la Energía, más políticamente correcta. Arreglar el tema del Brent debería ser el tema que encabece la agenda.

El Brent se convirtió en un punto de referencia cuando la producción del mar del Norte aumentó durante las décadas de 1980 y 1990. En ese momento fue útil porque era un precio de referencia representativo para una gran parte de los barriles que se producían en el mundo. Pero hoy carece de liquidez, lo que en el mercado petrolero se traduce en barriles reales del material negro y pegajoso.

Actualmente, el mundo consume alrededor de 100 millones de barriles diarios, pero el precio de referencia se basa solo en una pequeña parte de eso, en tanto que solo representa una parte de la producción del mar del Norte. En un mes considerado bueno, el precio Brent se basa en alrededor de un millón de barriles diarios; en uno malo, en apenas 0.5 millones de barriles diarios. Eso ya no es suficiente.

Con una producción de Brent tan escasa, el punto de referencia se vuelve vulnerable a restricciones. Lo hemos visto anteriormente, y es una clara posibilidad verano tras verano cuando los productores del mar del Norte realizan su mantenimiento anual y la producción cae a niveles mínimos.

La solución ha sido obvia durante años: agregar más liquidez. Originalmente, el índice de referencia reflejaba el precio de los barriles del campo petrolífero Brent, que comenzó a bombear en 1976. A medida que su producción cayó décadas más tarde, se agregaron otros grados de crudo del mar del Norte: Forties y Oseberg en 2002, Ekofisk en 2007 y Troll en el 2017. Pero esa ruta de expansión terminó. A medida que la producción de petróleo Brent en el mar del Norte se encamina a un declive terminal, incluir al crudo de fuera de la región se vuelve necesario.

Por mucho tiempo la industria ha debatido qué se debe hacer. A principios del 2021, S&P Global Platts, que evalúa el precio físico del Brent y actúa como regulador de facto del índice de referencia, propuso un plan revolucionario: agregar a la canasta del Brent a su principal rival, el West Texas Intermediate de Estados Unidos, y cambiar la naturaleza del contrato, desde uno que fijaba el precio del crudo en las terminales del mar del Norte, excluyendo el flete, hasta otro que incluía el flete en el puerto petrolero regional de Róterdam. La mayor parte de la industria se resistió. Después de unas semanas, Platts retiró la propuesta, no sin antes agitar al mercado.

Hoy, una nueva propuesta está sobre la mesa, y esta también sugiere agregar crudo WTI al Brent, pero no cambia la naturaleza del contrato. Este plan, también presentado por Platts, parece haber conseguido buen apoyo de la industria. No es lo que a todos les gustaría, pero probablemente sea lo suficientemente bueno para la mayoría de los participantes del mercado, según mi encuesta informal entre operadores de petróleo, corredores, empresas y bancos.

La solución tiene algunos problemas: deja el índice de referencia Brent a merced de la Casa Blanca. En el pasado, los funcionarios estadounidenses han planteado la amenaza de cerrar las exportaciones de petróleo estadounidenses. Si eso sucediera, el índice de referencia quedaría atrapado e interrumpiría el mercado. El plan tampoco es del total agrado de algunas terminales petroleras del mar del Norte, que temen una caída en sus ingresos.

Los próximos pasos aún no están claros. En el arcano mundo del mar del Norte, el comercio del Brent se rige por el llamado acuerdo SUKO-90. Ese documento, que establece las condiciones comerciales generales, no es producido por un regulador ni por Platts, sino por Shell Plc., el gigante petrolero británico. Shell aún no ha dicho si apoya la nueva propuesta o si actualizaría el acuerdo SUKO-90. Por primera vez, es posible que la industria tenga que encargar a un tercero que reescriba las reglas del comercio.

Incluso si todos respaldan el plan, el nuevo punto de referencia Brent no estaría vigente hasta el verano del 2023. Eso significa que se avecinan algunos meses difíciles.

A fines del año pasado, BP advirtió que a falta de una rápida acción, el índice de referencia “será menos resistente durante los próximos dos años, lo que provocará dislocaciones aún más frecuentes”. Los reguladores tuvieron que haber presionado a todos, incluidos Platts e InterContinental Exchange Inc., sede del contrato de futuros de Brent, para que actuaran antes y más rápido. Como hicieron con la tasa Libor y la City de Londres, los reguladores permitieron que los operadores petroleros se autorregularan durante demasiado tiempo. Si algo deja de funcionar, será su responsabilidad, y no la de alguien más.