West Texas Intermediate

Preço à vista do West Texas Intermediate em relação ao preço do petróleo Brent

Preço do petróleo bruto WTI (diário)

O West Texas Intermediate (WTI) é uma classificação ou mistura de Petróleo bruto; o termo também é utilizado para se referir ao preço à vista (spot), ao preço do mercado de futuros ou ao preço avaliado para esse óleo. No uso coloquial, o WTI geralmente se refere ao contrato futuro de petróleo bruto WTI negociado na New York Mercantile Exchange (NYMEX). Essa classe de óleo também é conhecida como Texas light sweet. O petróleo produzido em qualquer localidade pode ser considerado WTI caso atinja as qualificações exigidas. Os preços à vista e futuros do WTI são usados como um padrão de referência na precificação do petróleo. Essa classe é descrita como um petróleo bruto leve devido à sua baixa densidade, e como doce em razão do seu baixo teor de enxofre.

O preço do WTI é frequentemente incluído nos noticiários sobre as cotações do petróleo, ao lado do preço do petróleo Brent do Mar do Norte. Outros marcadores importantes de petróleo incluem o petróleo de Dubai, o petróleo de Omã, o Petróleo Urals e a Cesta de Referência da OPEP. O WTI é mais leve e mais doce, contendo menos enxofre do que o Brent, e consideravelmente mais leve e doce do que os marcadores de Dubai ou Omã.

WTI como classe comercial

Ao contrário do petróleo Brent, o petróleo bruto WTI não provém de campos petrolíferos específicos. Em vez disso, o WTI é descrição (por exemplo, pelo Governo de Alberta) como "óleo leve e doce comercializado e entregue em Cushing, Oklahoma" (com o WTI Midland e o WTI Houston definidos de forma semelhante para as cidades de Midland e Houston, no Texas, respectivamente).

Historicamente, o comércio local entre a produção dos campos petrolíferos e as refinarias ao redor de Midland, no Texas, e Cushing, Oklahoma, definia o óleo WTI; no entanto, à medida que a produção local declinou, os oleodutos conectados a essas áreas passaram a entregar petróleo bruto de outras classes, produzidos e misturados em outros locais, que também foram aceitos como WTI.

O contrato futuro de WTI formalizou essa relação ao especificar que o ativo entregável do contrato poderia ser uma mistura de óleos brutos, desde que apresentasse níveis aceitáveis de leveza e doçura. A leveza do petróleo bruto é caracterizada pelo seu grau API, e a doçura pelo seu teor de enxofre. As medições de leveza e doçura do WTI mudam dependendo do óleo leve e doce específico negociado em Cushing no momento da medição e da própria metodologia aplicada.

Caracterizações de leveza e doçura do petróleo bruto WTI

Características	Contrato futuro de WTI da NYMEX (maio de 2020)	Avaliação do WTI pela Platts (maio de 2020)	Avaliação do WTI pela Argus (março de 2020)
Leveza	Entre 37 e 42 graus API	41,4 graus API	40 graus API
Doçura	Teor de enxofre abaixo de 0,42%	0,37% de enxofre	0,40% de enxofre

As medições de API e enxofre da Platts e da Argus são descrições do WTI conforme avaliado pelas agências, enquanto a caracterização do contrato futuro de WTI da NYMEX constitui um requisito obrigatório para a entrega física do petróleo bruto no contrato. O petróleo bruto WTI tipicamente preenche os requisitos do contrato futuro e se mantém próximo aos valores avaliados pela Platts e pela Argus no período.

Desenvolvimento do mercado físico

A suspensão do controle de preços do petróleo pelo governo dos Estados Unidos em 28 de janeiro de 1981 marcou o início do mercado físico à vista do petróleo bruto WTI. Sob a Lei de Alocação de Emergência de Petróleo de 1973 dos Estados Unidos, o óleo WTI havia sido negociado sob uma variedade de preços à vista divididos em diversas categorias estabelecidas por controles estatais. Após a desregulamentação, o petróleo bruto classificado como WTI passou a ser negociado sob preços à vista centralizados nas operações de Cushing, Oklahoma; Midland, Texas; e Houston, Texas (especificamente no Terminal Magellan East Houston "MEH").

Os colapsos dos preços do petróleo durante os anos de 1985–1986 reduziram significativamente a produção local de óleo ao redor de Cushing e interligaram os suprimentos de petróleo bruto importados da Costa do Golfo à região de Cushing e ao mercado do WTI. O crescimento do mercado à vista do WTI ocorreu em paralelo ao crescimento do mercado de futuros do WTI. A volatilidade dos preços à vista do WTI impulsionou o desenvolvimento de seus contratos futuros, enquanto a adoção desses contratos como ferramentas de hedge por produtores e refinadores globalmente levou à aceitação internacional dos preços avaliados do mercado físico à vista do WTI como referências de preço para o óleo bruto.

Adoção global do WTI como referência do petróleo

Agências de Relatórios de Preços (PRAs), como a Platts e a Argus Media, começaram a compilar preços avaliados do WTI com base em transações do mercado à vista a partir de 1981. As transações à vista elegíveis em Cushing, Oklahoma, são reportadas como WTI, enquanto as transações em Midland e Houston (no Terminal MEH) são reportadas como WTI Midland e WTI Houston, respectively.

O amadurecimento dos mercados à vista e futuros do WTI levou os produtores de petróleo bruto em todo o mundo a utilizar os preços avaliados do WTI como uma referência na precificação do óleo. Por exemplo, em 2008, a Arábia Saudita, o Kuwait, o Iraque, a Colômbia e o Equador baseavam os preços de venda de seus óleos brutos no índice Platts WTI Mnth 1 ou no Platts WTI Mnth 2 (os preços avaliados de transações com entrega no mês seguinte ou no segundo mês subsequente).

Posteriormente, a Arábia Saudita, o Kuwait e o Iraque passaram a utilizar o Argus Sour Crude Index (ASCI) como seu índice de preços em 2009, mas o próprio índice ASCI é precificado em relação aos futuros do WTI com um diferencial, o que significa que esses países ainda balizam efetivamente seus preços de venda ao WTI.

Contrato futuro do WTI da NYMEX

A volatilidade dos preços do petróleo bruto após a desregulamentação nos Estados Unidos propiciou o desenvolvimento do contrato futuro de petróleo bruto leve e doce (Light Sweet Crude Oil) da NYMEX em 1983.

O contrato da NYMEX é negociado sob o símbolo CL na New York Mercantile Exchange, que hoje integra a CME Group. O contrato estipula o volume de 1000 barris americanos (ou 42.000 galões americanos) de petróleo bruto WTI, com uma variação mínima de preço (tick) de 0,01 dólar por barril (10 dólares por contrato), sendo as cotações expressas em dólares americanos.

Estão disponíveis contratos mensais para o ano vigente, para os 10 anos civis seguintes e 2 meses adicionais. O último dia de negociação de um contrato ocorre quatro dias úteis antes do 26º dia civil do mês anterior ao mês de entrega. Por exemplo, o último dia de negociação para um contrato de maio é 22 de abril, caso os dias 22, 23, 24 e 25 de abril sejam dias úteis.

Entrega dos contratos futuros

Cushing, Oklahoma, desponta como o principal polo de comercialização de petróleo bruto e atua como o ponto físico de entrega dos contratos de óleo, configurando-se como o ponto de liquidação de preços para o West Texas Intermediate na NYMEX por mais de três décadas. A cidade de Cushing é uma localidade remota e de pequeno porte, contando com apenas 7 826 habitantes (segundo o Censo de 2010).

No entanto, abriga o Campo Petrolífero de Cushing, descoberto em 1912, que liderou a produção de petróleo dos EUA por vários anos. A área converteu-se em um ponto logístico vital com o cruzamento de múltiplos oleodutos, estruturas de armazenamento e fácil acesso a refinadores e fornecedores, uma infraestrutura que permaneceu ativa mesmo após o declínio da importância produtiva do campo local. O petróleo bruto flui para Cushing vindo de todas as direções e é escoado por meio de dezenas de canais de distribuição dutoviários. O polo situa-se no Condado de Payne, em Oklahoma, Estados Unidos.

Adoção dos futuros de WTI para fins de investimento

A partir de 2003, um fluxo de investidores externos à indústria petrolífera passou a participar dos mercados de futuros de petróleo e de outras commodities. Esses agentes, que englobam fundos de hedge, fundos de pensão, seguradoras e investidores de varejo, foram motivados pela aceitação crescente dos contratos futuros de petróleo e derivativos associados como ativos financeiros de investimento. A demanda desses investidores e a inovação financeira geral propiciaram o acesso de baixo custo a instrumentos financeiros atrelados aos futuros, como opções, fundos de índice e fundos negociados em bolsa (ETFs).

Como parte desse interesse financeiro, os preços dos futuros de petróleo WTI (assim como os do Brent) passaram a integrar grandes índices de commodities, como o Bloomberg Commodity Index e o S&P GSCI, amplamente acompanhados nos mercados globais por gestores e investidores institucionais.

Impacto da negociação de futuros no mercado físico do WTI

Para investidores financeiros sem capacidade de armazenamento físico, a compra do contrato futuro de vencimento mais curto e a sua posterior rolagem para o contrato seguinte antes do vencimento oferecia a aproximação mais fiel ao investimento nos preços físicos do petróleo. No entanto, os mercados financeiros são imensamente maiores que os mercados físicos de óleo, e o fluxo de capital dos investidores passou a superar as necessidades de hedge dos produtores de petróleo, empurrando o mercado de futuros para uma condição de Contango, cenário no qual os preços futuros são superiores aos preços à vista. O contango impõe um custo de rolagem para os investidores, que precisam pagar um preço proporcionalmente mais alto pelos novos contratos para manter a mesma exposição ao preço à vista subjacente. Esses custos de rolagem funcionam como uma compensação ou um subsídio indireto para que os proprietários de tanques de armazenamento prestem o serviço de estocar o petróleo bruto em nome dos investidores financeiros. No contexto do WTI, os proprietários de capacidade de estocagem incluem a maior parte dos participantes do mercado físico do WTI.

Além de atender às demandas dos investidores financeiros, o armazenamento de petróleo é valioso porque fornece uma proteção contra interrupções no fornecimento ou aumentos inesperados na demanda. As refinarias que desejam evitar os custos de manutenção de estoques físicos reais podem adquirir contratos futuros como uma alternativa de armazenamento virtual. Da mesma forma, os produtores que desejam manter inventários físicos reais podem reduzir o custo desses estoques por meio da venda de contratos futuros. A participação de fundos de índice no mercado de petróleo bruto também é associada a uma menor volatilidade dos preços.

Os contratos futuros de WTI são vinculados a entregas físicas no mercado à vista do WTI, de modo que os preços desses contratos futuros devem convergir para as condições e preços do mercado físico. No entanto, como as entregas efetuadas para liquidar um contrato futuro prestes a vencer também constituem transações físicas à vista que podem ser incluídas nos preços avaliados pelas PRAs, transações anômalas no mercado de futuros podem distorcer os preços à vista e as avaliações de mercado. Foi o que ocorreu em 20 de abril de 2020, quando as negociações de contratos futuros de WTI arrastaram tanto os preços avalizados do WTI quanto os do ASCI para patamares negativos.

Precificação negativa do WTI em 20 de abril de 2020

Em 20 de abril de 2020, o contrato de maio do WTI fechou cotado a −37,63 dólares o barril, enquanto o contrato de junho encerrou o dia em território positivo, a 20,43 dólares o barril. Os preços desmoronaram principalmente devido aos impactos econômicos da pandemia de COVID-19, que paralisou a demanda global por combustível, combinados a gargalos severos de armazenamento físico e à proximidade do vencimento do contrato de maio no dia seguinte, o que reduziu drasticamente o volume de negociações.

Pela primeira vez na história, o esvaziamento das negociações paralisou o mecanismo de negociação pelo preço de fechamento (*Trade at Settlement* - TAS) do contrato de maio do WTI 30 minutos antes do encerramento das operações por falta absoluta de compradores. A interrupção do mecanismo TAS sinalizou aos participantes que todos os contratos de maio ainda em aberto precisavam ser vendidos ao mercado comum nos vinte minutos seguintes, fosse para liquidação definitiva ou para fins de rolagem para o contrato de junho de 2020. A velocidade com que os contratos precisavam ser liquidados e a iminência do vencimento impediram que grandes operadores de petróleo físico comprassem os contratos, devido a restrições operacionais, de gestão de risco e de limites de posição, embora pudessem, teoricamente, transportar e armazenar o óleo em outros locais caso o preço fosse baixo o suficiente. Os poucos operadores restantes dispostos a comprar os contratos assumiram um imenso poder de mercado e empurraram os preços para o terreno negativo. Essa situação representou um caso extremo de contango. O preço físico à vista do WTI foi afetado e despencou para −36,98 dólares em 20 de abril. Paralelamente, o petróleo Mars, produzido na Costa do Golfo dos EUA, fechou cotado a −26,63 dólares, obrigando os exportadores do Oriente Médio que utilizam o indexador ASCI (do qual o óleo Mars é componente) a liquidar suas vendas com preços negativos naquele dia.

Ágio e deságio em relação ao petróleo Brent

                     Petróleo Brent                      West Texas Intermediate

Historicamente, o WTI foi negociado com ágio (prêmio) em relação ao Brent antes de 2011, mas a partir do *boom* do petróleo de xisto ocorrido na década de 2010, passou a ser negociado com deságio (desconto) frente ao petróleo bruto Brent.

Tanto a volatilidade do spread de ágio/deságio entre o WTI e o Brent quanto a sua inversão definitiva para desconto em 2011 são acompanhadas de perto pelos agentes de mercado como indicators da eficiência do funcionamento do WTI e do Brent como referências internacionais de preços.

Fatores de oferta nos EUA

Em fevereiro de 2011, o WTI estava sendo negociado em torno de 85 dólares o barril, enquanto o Brent alcançava 103 dólares. A razão mais apontada para essa disparidade foi o esgotamento da capacidade de armazenamento em Cushing, provocado pelo excedente de óleo no interior da América do Norte. Paralelamente, o Brent subiu em reação às tensões civis no Egito e no Oriente Médio. Como os estoques precificados pelo WTI em Cushing não podiam ser facilmente transportados para as refinarias da Costa do Golfo por falta de canais dutoviários suficientes, o mercado de arbitragem não conseguiu atuar para reconduzir os dois preços à paridade.

Os preços do petróleo nas áreas costeiras dos Estados Unidos mantiveram-se mais próximos das cotações do Brent do que do WTI. Em junho de 2012, o Oleoduto Seaway, que historicamente transportava óleo da Costa do Golfo para Cushing, teve o seu fluxo invertido para escoar o excedente do WTI do interior para a Costa do Golfo, onde o produto passou a receber preços indexados ao Brent. O diferencial de preço persistiu, contudo, e permaneceu amplo o suficiente para que produtores da Dacota do Norte colocassem seu petróleo em vagões-tanque e o transportassem por ferrovias até as costas Leste e do Golfo para obter as cotações do Brent. O Brent continuou sendo negociado de 10 a 20 dólares acima do WTI por dois anos, até junho de 2013.

Fatores das tarifas de frete marítimo

Na medida em que a diferença de preço entre o WTI e o Brent estimula os operadores a transportar o WTI para refinarias no Mar do Norte ou a enviar o Brent para refinarias na Costa do Golfo dos EUA, o spread entre os dois marcadores deve refletir os custos de frete dos navios petroleiros. As tarifas de frete marítimo podem apresentar elevada volatilidade devido à sua relação de dependência mútua com os preços dos combustíveis navais e do próprio petróleo bruto, além da oscilação da demanda por navios petroleiros para atender a outras rotas comerciais globais (especialmente em direção à China) ou para uso das embarcações como estruturas de armazenamento flutuante de petróleo bruto. De 2000 a 2009, as tarifas de frete dos petroleiros constituíram um fator de peso para a manutenção do ágio histórico do WTI sobre o petróleo Brent.

Fatores de produção e comercialização do Brent

Os differentials de preço entre o WTI e o Brent também espelham o declínio na produção de petróleo bruto balizada diretamente pelas cotações do Brent. À medida que a extração de óleo cru diminui nos campos maduros associados ao Brent no Mar do Norte (os campos de Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk e Troll; coletivamente chamados de BFOET), uma fatia maior dessa produção passa a ser consumida localmente por refinarias europeias, reduzindo tanto a proporção quanto o volume absoluto de óleo disponível para exportação rumo aos EUA. Nos períodos em que o WTI opera com ágio sobre o Brent, o encolhimento da produção no Mar do Norte pressiona esse spread para cima, já que os operadores não encontram oferta disponível do Brent para transportar e vender no mercado americano com lucro.

Da mesma forma, os agentes do mercado do Brent compensam o declínio produtivo no Mar do Norte incorporando novos campos petrolíferos e petróleos de diferentes qualidades à definição do indicador Brent, o que altera o diferencial de qualidade física entre os óleos Brent e WTI. Os óleos de Forties e Oseberg foram integrados em 2002, o óleo de Ekofisk em 2007 e o óleo do campo de Troll em 2018 à cesta de precificação do Brent. Além disso, as diferentes classes que compõem a "cesta do Brent" possuem preços distintos. Por exemplo, os petróleos das classes Ekofisk, Oseberg e Troll possuem um prêmio de qualidade em relação ao Brent original, enquanto a classe Forties sofre um desconto de preço devido ao seu elevado teor de enxofre. As cotações do Brent costumam registrar o petróleo físico mais barato ou mais competitivo contido na cesta mencionada, o que significa que, na prática, os preços do Brent costumam acompanhar as cotações do óleo da classe Forties. Essas alterações na composição e qualidade da cesta do Brent impactam diretamente o prêmio ou desconto que os refinadores estão dispostos a pagar no comparativo com o WTI.

Ver também

• Brent (petróleo)

Ligações externas

• U.S. Energy Information Administration – Site oficial do Departamento de Energia dos EUA.
• West Texas Intermediate (WTI) (WTISPLC), série histórica de preços desde 1946 no Federal Reserve Bank de St. Louis (FRED).