WHY U.S. OIL MARKETS REFLECT SUPPLY & DEMAND
Increased oil production in North America during recent years has been well publicized. The U.S. Energy Information Administration (EIA) reports that, since 2005, Canadian oil production has increased steadily by 1 million barrels/day (mb/d). In the United States, production has risen by more, and at a faster rate – 3.5 mb/d in less than five years. This has led some reputable institutions and analysts to project that by 2020 the United States will be the world’s largest producer of crude oil.
Regardless of the actual ranking of U.S. production compared to others, there can be no dispute that North American production has increased significantly, is expected to continue increasing significantly for the foreseeable future, and constitutes a significant component of international fundamental supply and demand for oil.
Price Impacts
All other things being equal, the increased production in North America should have led to lower crude oil prices in North America versus the rest of the world. Furthermore, given the rapid continuing decline in North Sea production that predates the increased production in North America, North Sea prices relative to North American prices should have increased. Of course, as always in the real world, it is not the case of ‘all other things equal’; although enough stayed ‘equal’ for it indeed to be the case that North Sea prices rose relative to U.S. prices, not all such impacts have been equally incurred or sustained during the entire period.
Part of the reason for this is that expansion of the oil distribution system in North America trailed expansion by the oil production system by one to three years, depending on who is doing the counting and how they are doing it.
During this period, however long one assesses it to be, Midcontinent North America supply increased relative to U.S. Gulf Coast supply and prices reflected it. A logical consequence of this, completely consistent with the fundamentals, is that the differential between Midcontinent and U.S. Gulf Coast prices for crude oil widened in favor of the Gulf Coast. For instance, using Refiner Acquisition Cost of domestic produced crude oil reported by the EIA, beginning in Spring 2011, the differential increased to about $5/ barrel, and eventually reached $19/barrel during Fall 2012, immediately prior to the implementation of the Seaway pipeline reversal that increased flow capacity from the Midcontinent to the Gulf by approximately 400,000 b/d.
After the Seaway reversal, which is only part of the increased flow capacity from the Midcontinent to the U.S. Gulf, the differential quickly decreased, reaching about $2/barrel in June and July , the two most recent months for which these data were reported at the time of preparing this note. $2/barrel is slightly higher than where the relationship stood before Spring 2011, but is very close. I used Refiner Acquisition Costs (RAC) because they are documented and authorized by the EIA and represent what refiners actually paid for their crude oil.
Notwithstanding, it is highly likely that the distribution of crude streams included in these data changes from month to month, so these data do incorporate changes in specifications that are not accounted for. Using an alternative stream of prices, such as reported spot prices, entails comparable, if different, compromises in data consistency. The overall purpose here is to give an indication of the scope of the relationship between Midcontinent and U.S. Gulf prices, and RAC does that.
Price Analysis North American Crude Oil
An attractive and commonly accepted feature of the U.S. market is that U.S. crude oil prices, including WTI, reliably reflect fundamental supply and demand. In large part, the commercial market is expressly structured and organized to accomplish this. The market mechanisms, including delivery components of the commercial U.S. oil market are based on straightforward designs, intended to attract participation and support and build commerce; they are uncomplicated and lack artificial barriers to entry, and this leads to active arbitrage across the vast distribution system. The result is that U.S. commercial markets are directly accessible to thousands and, driven by arbitrage, incorporate significant levels of transparency and competition.
Accordingly, prices respond to supply, demand, and competition – exactly what Midcontinent and U.S. Gulf supplies are experiencing and what we illustrated above. The reason prices have converged is because the capacity to move crude oil from production areas in the Midcontinent to the rest of the United States, including the Gulf Coast, has increased dramatically – by nearly 2 mb/d over the past several years, with an additional 1.5 mb/d to the Gulf to be added during Q4-13 and Q1-14. The EIA reports that rail cars are transporting 1.4 mb/d as of mid-2013. As mentioned earlier, the Seaway reversal added 400,000 b/d capacity to the Gulf and the looping of its lines is scheduled to double that during Q1-14.
The Southern leg of the Keystone pipeline began operation in January and should ultimately add 750,000 b/d capacity. In addition, the Magellan pipeline is scheduled to bring on another 250,000 b/d of capacity in Q1-14. The market has fully embraced the additional capacity and will continue to do so as even newer capacity is added.
The EIA also provides a historical record of pipeline, tanker, and barge movements between PADDs. It has not yet been able to incorporate the rail car movements into this specific record series. Until recently, the flow from the Gulf to the Midwest dominated the reverse direction. According to the EIA, as recently as 2005, there were months in which more than 2 mb/d of crude oil flowed from the Gulf to the Midwest. This has steadily declined since then, but it is still the case that monthly flows average from 860,000 b/d to over 1 mb/d (Q4-12). These fundamental data are consistent with the other fundamental observations about increased production. Clearly, the need to ‘import’ crude from the Gulf to the Midwest has diminished as Midcontinent production has increased.
Moreover, the reverse flow – from the Midwest to the Gulf – has increased steadily since U.S. production began rising in 2008, shooting up in particular during 2013. According to EIA, in January 2008 the flow was 63,000 b/d; in both March 2013 and July 2013 the rate was over 500,000 b/d. The increased pipeline capacity means the conditions are set in motion for this to increase further easily.
On top of this, from March through July 2013, EIA reports that imports of crude oil into the Gulf have decreased by 1.8–2 mb/d since 2010, which clearly impacts markets outside the U.S. In other words, the supply of oil to the rest of the world – conceptually from the U.S. Gulf – has increased by nearly 2 mb/d over the past three years. Increased U.S. supply is directly and significantly impacting world supply.
From the perspective of fundamental market supply and demand information, U.S. market participants are extremely well-informed, indeed the best-informed in the world by a wide margin. In addition to what is referenced above, there are well-known series on weekly inventory reports for crude and products, each region (including Cushing, Oklahoma, the delivery and pricing point for WTI), and the entire United States. These data are delivered within three business days, which makes them approach the equivalent of real-time information for fundamentals. In addition, market participants have access to weekly updates of refinery inputs and capacity utilization on a regional and national basis.
One conclusion to draw from the trove of data is that U.S. oil markets, governed by arbitrage, cannot elude the discipline of fundamental supply and demand. Our own reference to the relationship between the Midcontinent and Gulf Coast served as an illustration of this point, demonstrated with three different types of data streams for each location. (The data streams include production, price, and movements. In addition, a fourth stream applied to the Gulf Coast imports.)
So far, we have added to the well-documented historical testimony that U.S. oil prices, including WTI, are driven by arbitrage and are highly responsive to fundamentals that are transparent, as well as being supported by underlying commercial market mechanisms that are also fundamentally transparent and fair.
North Sea Fundamentals?
A fair starting point is to attempt to identify a relationship for North Sea oil and fundamental supply and demand information comparable to that which exists for U.S. crude oil markets, including WTI. Now, one very important piece of fundamental information is provided once each month, in advance, by the commercial producers: the
Production and loading schedules for the respective crude streams. Beyond that, fundamental supply and demand information for the North Sea does not exist in terms of the detail and timeliness for which it exists for the United States. Nobody in authority compiles such fundamental information for the North Sea.
The International Energy Agency (IEA) does compile fundamental supply and demand information and provides a substantial amount of valuable analysis of the world; but its data flow has a substantial lag of more than three months, when taking revisions into account. However, there is no official source of fundamental supply and demand information for the North Sea, beyond the scheduled loadings and a summary report of production by the IEA (with its lengthy lags), and this does not always detail its ‘BFOE’ components (Brent, Forties, Oseberg, and Ekofisk, the constituent streams that currently make up what is colloquially referred to as ‘Brent’ in the oil market).
There is ambiguity in what should define North Sea fundamentals. The proof of this is that there is no shortage of subjective ruminations about the BFOE market, many of which are very insightful, but those ruminations are dominated by unconfirmed reports of commercial activity and inferences thereof, rather than by objective supply and demand information; all of this constitutes market commentary rather than market fundamentals.
This does raise two related questions: if there essentially is a lack of objective fundamental information by which to measure BFOE’s price movements, how can one confirm that BFOE is driven by fundamentals? Also, if BFOE pricing were not driven by fundamentals, what is it driven by?
BFOE Cash Forward and Physical Markets
The BFOE ‘market’ is mired in layers of different instruments or mechanisms. Most of the layers have been added over time as part of an effort to cope with diminishing North Sea oil production. Our focus is on two very important layers: the BFOE cash-forward market – full cargos – which is the traditional core of the BFOE (and its predecessor Brent) market and the Physical Cargo market – Dated BFOE.
We will look closely at the Platts Dated price because it is thatreference that is incorporated into almost all the actual Dated Physical cargo transactions as well as many pricing formulas used by national oil producers to price their oil. The relationship between these two mechanisms is straightforward, but indirect. Platts Dated is not directly related to BFOE forwards:
• BFOE cash-forwards are forward contracts for 600,000 barrel cargos to be delivered at the loading terminal for B, F, O, or E at Seller’s discretion during the delivery month. The Seller owes the Buyer a minimum notice period – currently 25 days – that the delivery will take place.
• BFOE Dateds are the same BFOE cash-forward contracts after the Seller has provided the Buyer with the date of loading for the contract. They are referred to as physical cargos because they are legally destined to be loaded and delivered with physical oil. Dated contracts are typically priced at a differential to Platts Dated prices for a series of days.
• Platts Dated price assessments are published daily. It is our understanding that they are derived from two of its Market on Close (MOC) price discovery mechanisms: the Partial Brent Forwards, and the contract for difference (CFD) between Partial Brents and Dated Brent. Partial Brent Forwards are cash-settled obligations between any matched seller and buyer for 100,000 barrel equivalent obligations. They are cash-settled, equivalent to Swap transactions, using Platts’ Partial Brent assessment as the floating price with one exception: if the same counterparties enter into six transactions with each other for the same contract month, they are obligated to turn the six obligations into a full forward cargo contract. Platts has assured us that this happens more than occasionally and market participants abide by the rule.
Nobody suggests that this is the usual outcome but it does occur. The second price discovery mechanism (the CFD between Partial Brents and Dated Brent) is exclusively cash-settled. When one adds the “prices” from each of these “markets” – the sum of partial Brent with the difference between Partial Brent and Dated Brent – one derives Platts Dated Brent. Accordingly, Platts Dated Brent, the most commonly utilized reference for Physical BFOE contracts, is derived from two series that are structured to cash-settle; one which always does so, and the other which does so most of the time, with some exceptions.
The Partial Brent and CFD MOC price discovery processes are clearly important mechanisms crucial to pricing the physical BFOE market. One of them entails a possible delivery obligation, but only as an unlikely coincidence. The other entails no delivery obligation. Furthermore, the price discovery processes are not specifically market mechanisms; they support transactions and bids and offers, but these mechanisms are expressly designed to discover value at a defined moment in time. The transactions and bids and offers are tools to reach that goal.
By comparison, markets are expressly defined by their bids, offers, and transactions, and one of the market outputs is discovered value.
As such, are these price discovery processes driven in a similar way to those in the U.S. oil market – participants comparing physical delivery alternatives and performing arbitrage to determine prices? It is not clear that there is a role for arbitrage in these processes. This is not to suggest there is anything inappropriate in this, but if there is no role for arbitrage, is there a role for market fundamentals? There really is nothing that compels physical market supply and demand discipline to be administered through these mechanisms.
Bids and offers can reflect views and expectations of market fundamentals and may incorporate them, but there is no physical market consequence if they do not. It is our understanding that, ordinarily, the MOC assessments against which transactions are cash-settled are endogenously determined within these processes without any specific regard for market fundamentals.
Unlike market mechanisms with either physical delivery obligations or cash-settled mechanisms calibrated to physical market transaction values, these are pure price discovery mechanisms that can apparently be independent of physical fundamentals.
To the extent they are independent, they essentially amount to being an elaborate price negotiation platform; constituting a sophisticated means by which sellers and buyers will determine sale and purchase prices, ultimately for physical oil that uses this series as a price reference. And the continuing reliance by market participants on such mechanisms to serve as a base reference price for other important transactions constitutes a strong endorsement of their value; but does it mean they reflect market fundamentals?
Do BFOE cash-forward cargo transactions ultimately govern Platts Dated BFOE? One of the difficulties in trying to answer this is that the cash BFOE market conducts itself non-transparently. Very few transactions are publicly reported so there is no public window by which to view any possible price discovery. By comparison, Platts conducts its price discovery processes with a high degree of transparency.
Sidestepping the lack of BFOE forward market transparency, the arbitrage that could take place would be between the forward cargos and the dated cargos. One would expect some degree of convergence to take place between the forward and dated markets, but the lack of transparency of the forward market makes it difficult to uncover any supporting evidence. At the same time, no such convergence needs to take place between the Platts Dated and BFOE Forwards. Consequently, there really is no arbitrage mechanism between Platts MOC price discovery mechanisms and the BFOE cargo market. Accordingly, it is difficult to envision what principles would govern Platts Dated calibrating in lock-step to price impulses from the BFOE forward market.
By process of elimination, this would suggest that Platts Dated’s price discovery processes may lead the BFOE forward cargo market. Whether they lead or not, they do not seem to follow. Outside of negotiation motives, there do not seem to be obvious governing principles to these processes, including any predicated in fundamental supply and demand.
Stalemate
We still need to define what constitutes the relevant fundamentals for the North Sea and see if those fundamentals are actually ever assembled or calculated. In addition, we still need to determine what are the prime driving forces in the North Sea market and whether fundamentals are at the core or something else altogether.
It does appear that we can state that U.S. market benchmarks incorporate arbitrage from the physical market, reflect fundamental supply and demand, and are subject to confirmation of this by a substantial catalog of authoritative data.
With respect to North Sea benchmarks, the role of arbitrage, and how and if it reflects market fundamentals is not so clear and there is a lack of authoritative data by which to confirm performance.
This article originally appeared in Oxford Energy Forum
¿POR QUÉ LOS MERCADOS DE PETRÓLEO DE ESTADOS UNIDOS REFLECT SUPPLY & DEMAND
El aumento de la producción de petróleo en América del Norte durante los últimos años ha sido bien publicitado. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA) informa que, desde 2005, la producción de petróleo de Canadá ha aumentado constantemente en 1 millón de barriles / día (mb / d).En los Estados Unidos, la producción ha aumentado en más, ya un ritmo más rápido - 3,5 mb / d en menos de cinco años. Esto ha llevado a algunas instituciones y analistas de renombre para proyectar que en 2020 los Estados Unidos será el mayor productor mundial de crudo.
Independientemente de la clasificación actual de la producción de EE.UU. en comparación con los demás, no puede haber duda de quela producción de América del Norte se ha incrementado de manera significativa , se espera que continúe aumentando de manera significativa en el futuro previsible, y constituye un componente significativo de la oferta fundamental internacional y la demanda de petróleo.
Impactos Precio
Todas las cosas en igualdad de condiciones, el aumento de la producción en América del Norte debería haber dado lugar a menores precios del crudo en América del Norte en comparación con el resto del mundo. Además, dada la continua disminución rápida en la producción del Mar del Norte, que precede al aumento de la producción en América del Norte, los precios del Mar del Norte en relación con los precios norteamericanos tendrían que haber aumentado. Por supuesto, como siempre en el mundo real, no es el caso de «todas las demás cosas iguales ', aunque lo suficientemente quedado" igual "porque de hecho ser el caso de que los precios del Mar del Norte aumentaron en relación con los precios de Estados Unidos, no todos estos impactos han sido igualmente incurrida o sufrida durante todo el período.
Parte de la razón de esto es que la expansión del sistema de distribución de petróleo en América del Norte detuvo la expansión del sistema de producción de petróleo de uno a tres años, dependiendo de quién está haciendo el recuento y la forma en que están haciendo.
Durante este período, sin embargo durante mucho tiempo uno evalúa que sea, el suministro Midcontinent América del Norte aumentó en relación con EE.UU. abastecimiento Costa del Golfo y los precios lo reflejaba. Una consecuencia lógica de esto, completamente consistente con los fundamentos, es que el diferencial entre Midcontinent y Costa del Golfo EE.UU. los precios del crudo se amplió a favor de la Costa del Golfo. Por ejemplo, utilizando Coste Refinador adquisición del petróleo crudo producido doméstica denunciados por la EIA, a partir de la primavera de 2011, el diferencial se incrementó a cerca de $ 5 / barril, y con el tiempo llegó a $ 19/barrel durante el otoño de 2012, inmediatamente antes de la aplicación de la tubería Seaway inversión que aumentó la capacidad de flujo de la Midcontinent al Golfo en aproximadamente 400.000 b / d.
Después de la inversión de la vía marítima , que es sólo una parte del aumento de la capacidad de flujo de la Midcontinent al Golfo EE.UU., el diferencial se redujo rápidamente, llegando a cerca de $ 2/barrel en junio y julio, los dos meses más recientes para los que se informaron estos datos en el momento de preparar esta nota. $ 2/barrel es ligeramente superior a las que la relación se puso delante de la primavera de 2011, pero está muy cerca. Solía Costos Refinador de adquisición (RAC), ya que están documentados y autorizados por la EIA y representan lo que las refinerías en realidad paga por su petróleo crudo.
No obstante, es muy probable que la distribución de los flujos de crudo incluido en estos datos cambian de mes a mes, por lo que estos datos no incorporan cambios en las especificaciones que no se contabilizan. El uso de una corriente alternativa de los precios, tales como los precios spot denunciados, implica comparable, si es diferente, los compromisos de coherencia de datos. El propósito general aquí es para dar una indicación del alcance de la relación entre Midcontinent y precios Golfo de los EE.UU., y RAC que hace.
Análisis de Precios North American Crude Oil
Una característica atractiva y comúnmente aceptada del mercado de EE.UU. es que los precios del crudo estadounidense, incluyendo WTI, reflejan fielmente la oferta y la demanda fundamental. En gran parte, el mercado comercial está estructurado y organizado para lograr esto expresamente. Los mecanismos de mercado, incluidos los componentes de entrega del mercado comercial de petróleo de EE.UU. se basan en diseños sencillos, destinados a atraer la participación y apoyar y desarrollar el comercio, sino que son sencillos y carecen de barreras artificiales a la entrada, y esto conduce a un arbitraje activo a través de la red de distribución amplia . El resultado es que los mercados comerciales de Estados Unidos tendrán acceso directo a miles de personas y, impulsada por el arbitraje, incorporan importantes niveles de transparencia y de competencia.
En consecuencia, los precios responden a la oferta, la demanda y la competencia - exactamente lo Midcontinent y del Golfo EE.UU. suministros están experimentando y lo que se ilustra arriba. La razón los precios han convergido se debe a la capacidad de mover crudo desde las zonas de producción en el Midcontinent al resto de los Estados Unidos, incluyendo la costa del Golfo, se ha incrementado dramáticamente - en cerca de 2 mb / d en los últimos años, con un adicional de 1,5 mb / d hasta el Golfo que se añade durante el Q4-13 y Q1-14. La EIA informa que los vagones están transportando 1,4 mb / d a partir de mediados de 2013. Como se mencionó anteriormente, la reversión Seaway añadió 400.000 Capacidad de b / d para el Golfo y el bucle de sus líneas tiene previsto duplicar que durante Q1-14.
El tramo sur del oleoducto Keystone comenzó a funcionar en eneroy en última instancia, debe agregar 750.000 Capacidad de b / d.Además, el gasoducto de Magellan está programado para llevar a otros 250.000 b / d de capacidad en el 1T-14 . El mercado se ha metido de lleno en la capacidad adicional y continuará haciéndolo se añade como aún más nueva capacidad.
La EIA también proporciona un registro histórico de la tubería , cisterna, y los movimientos de barcazas entre PADDs. Aún no ha sido capaz de incorporar los movimientos del coche de ferrocarril en esta serie de registros específico. Hasta hace poco, el flujo desde el Golfo hasta el Medio Oeste dominó la dirección inversa . Según la EIA, en fecha tan reciente como 2005, hubo meses en que más de 2 mb / d de crudo fluyó desde el Golfo hasta el Medio Oeste. Esto ha disminuido constantemente desde entonces, pero sigue siendo el caso de que los flujos mensuales promedio de 860.000 b / d para más de 1 mb / d (Q4-12). Estos datos fundamentales son consistentes con las otras observaciones fundamentales sobre el aumento de la producción. Es evidente que la necesidad de crudo "importación" desde el Golfo hasta el Medio Oeste ha disminuido la producción Midcontinent ha aumentado.
Por otra parte, el flujo inverso - desde la región central hasta el Golfo - ha aumentado de manera constante desde la producción de EE.UU. comenzó a aumentar en 2008, disparando, en particular, durante el año 2013. Según la EIA, en enero de 2008, el flujo fue de 63.000 b / d; tanto en marzo de 2013 y julio 2013 la tasa fue de más de 500.000 b / d. El aumento de la capacidad del gasoducto significa que las condiciones se ponen en marcha para que esto aumentará aún más fácilmente.
Además de esto, desde marzo hasta julio de 2013, EIA informa que las importaciones de petróleo crudo en el Golfo han disminuido en un 1,8 a 2 mb / d desde el año 2010 , lo que afecta claramente los mercados fuera de los EE.UU. En otras palabras, el suministro de petróleo a la resto del mundo - conceptualmente del Golfo de los EE.UU. - se ha incrementado en cerca de 2 mb / d en los últimos tres años. El aumento de la oferta de EE.UU. está afectando directa y significativamente la oferta mundial.
Desde la perspectiva de la oferta del mercado fundamental y la información de la demanda, los participantes del mercado de Estados Unidos están muy bien informados, de hecho el mejor informadas en el mundo por un amplio margen. Además de lo que se hace referencia anteriormente, existen conocida serie de informes de los inventarios semanales de crudo y productos , cada región (incluyendo Cushing, Oklahoma, el punto de entrega y el precio de WTI), y todos los Estados Unidos. Estos datos son entregados dentro de los tres días hábiles, lo que hace que se acercan a la equivalente de la información en tiempo real para los fundamentos. Además, los participantes del mercado tienen acceso a las actualizaciones semanales de los insumos de las refinerías y de utilización de la capacidad a nivel regional y nacional.
Una de las conclusiones a extraer de la tesoro de datos es que los mercados de crudo de Estados Unidos, que se rige por el arbitraje, no pueden eludir la disciplina de la oferta y la demanda fundamental. Nuestra propia referencia a la relación entre el Midcontinent y Costa del Golfo sirve como una ilustración de este punto, demostrado con tres tipos diferentes de flujos de datos para cada ubicación. (Los flujos de datos incluyen la producción, el precio y los movimientos. Además, una cuarta corriente aplicada a las importaciones de la Costa del Golfo.)
Hasta ahora, hemos añadido al testimonio histórico bien documentado de que los precios del petróleo de los Estados Unidos, incluyendo el WTI, son impulsados por el arbitraje y son muy sensibles a los fundamentos que sean transparentes, además de estar apoyada por mecanismos de mercado comerciales subyacentes que son también fundamentalmente transparente y justo.
Norte Fundamentos mar?
Un punto de partida razonable es tratar de identificar una relación para el petróleo del Mar del Norte y el suministro fundamental y la información de la demanda comparable a la que existe para los mercados de crudo en Estados Unidos, incluyendo el WTI. Ahora, una pieza muy importante de información fundamental se realiza una vez cada mes, por adelantado, por los productores comerciales: la
Producción y carga de los horarios de los respectivos flujos de crudo. Más allá de eso, el suministro de información fundamental y la demanda para el Mar del Norte no existe en términos de detalle y oportunidad para la que existe para los Estados Unidos. Nadie en autoridad recopila dicha información fundamental para el Mar del Norte.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) se compilafundamentales de la oferta y la demanda de información y proporciona una gran cantidad de valiosos análisis del mundo, pero su flujo de datos tiene un retraso considerable de más de tres meses, cuando se toman en cuenta las revisiones. Sin embargo, no hay ninguna fuente oficial de la oferta fundamental y la información de la demanda para el Mar del Norte, más allá de las cargas programadas y un informe resumen de la producción por la AIE (con sus largos rezagos), y esto no siempre se detalle sus componentes 'BFOE' ( Brent, Forties, Oseberg y Ekofisk, los flujos de constituyentes que actualmente conforman lo que se conoce coloquialmente como 'Brent' en el mercado del petróleo).
No hay ambigüedad en lo que debería definir los fundamentos del Mar del Norte. La prueba de esto es que no hay escasez de reflexiones subjetivas sobre el mercado BFOE, muchos de los cuales son muy perspicaz, pero esas reflexiones están dominados por los informes no confirmados de la actividad comercial y las inferencias de los mismos, en lugar de por la oferta y la demanda de información objetiva, todo de lo que constituye los comentarios del mercado en lugar de los fundamentos del mercado.
Esto plantea dos cuestiones relacionadas entre sí: si hay en esencia es la falta de información fundamental objetivo por el cual medir los movimientos de precios de BFOE, ¿cómo se puede confirmar que BFOE es impulsado por los fundamentos? Además, si los precios BFOE no fueron expulsados por los fundamentos, ¿qué es lo impulsado por?
BFOE Cash Adelante y mercados físicos
El BFOE "mercado" está sumido en capas de diferentes instrumentos o mecanismos. La mayoría de las capas se han añadido con el tiempo como parte de un esfuerzo para hacer frente a la disminución de la producción de petróleo del Mar del Norte.Nuestra atención se centra en dos capas muy importantes: el mercado monetario hacia adelante BFOE - cargces completos - que es el núcleo tradicional del BFOE (y su predecesor Brent) del mercado y el mercado de carga física - Fechado BFOE.
Vamos a ver de cerca el precio de fecha Platts porque es que la referencia que se incorpora en casi todas las transacciones reales Dated físicas de carga, así como muchas fórmulas de valoración utilizados por los productores nacionales de petróleo al precio de su petróleo. La relación entre estos dos mecanismos es sencillo, pero indirecta. Platts Dated no está directamente relacionada con forwards BFOE:
• efectivo-forwards BFOE son contratos de 600.000 cargas de cañón que se entregarán en la terminal de carga de B, F, O, o E en la discreción del vendedor durante el mes de entrega. El vendedor debe el comprador de un periodo mínimo de preaviso - actualidad es de 25 días - que la entrega se llevará a cabo.
• Dateds BFOE son los mismos contratos monetarios hacia adelante BFOE después del Vendedor ha proporcionado al comprador con lafecha de carga en el contrato. Ellos se conocen como físicas cargas debido a que están legalmente destinados a ser cargado y entregado con aceite física. Contratos fechados suelen oscilar en un diferencial de precios de Platts fechados para una serie de días.
• evaluaciones de precios de Platts Dated se publican diariamente .Tenemos entendido que se derivan de dos de su mercado en Cerrar mecanismos (MOC) de descubrimiento de precios: los parciales Delanteros Brent y el contrato por diferencia (CFD) entre Brents parciales y Fechado Brent. Parciales Delanteros Brent son obligaciones liquidadas en efectivo entre cualquier vendedor emparejado y el comprador para 100.000 barril obligaciones equivalentes. Están liquidados en efectivo, equivalente a operaciones de permuta, mediante la evaluación de Brent parcial de Platts como el precio flotante con una excepción: si las mismas contrapartes entran en seis transacciones entre sí en el mismo mes del contrato, están obligados a pasar las seis obligaciones un contrato completo de carga de proa. Platts nos ha asegurado que esto ocurre más de vez en cuando y los participantes del mercado se atienen a la regla.
Nadie sugiere que esto es el resultado habitual pero ocurre. El segundo mecanismo de descubrimiento de precios (la CFD entre Brents parciales y Dated Brent) es exclusivamente liquidada en efectivo. Cuando uno suma los "precios" de cada uno de estos "mercados" - la suma de Brent parcial con la diferencia entre Parcial Brent Dated Brent y - uno obtiene Platts Dated Brent. En consecuencia, Platts Dated Brent, la referencia más comúnmente utilizado para los contratos BFOE física, se deriva de dos series que se estructuran a dinero en efectivo-se asiente, uno que siempre lo hace, y el otro que lo hace la mayoría de las veces, con algunas excepciones.
Los precios MOC procesos de descubrimiento parciales Brent y CFD son claramente importantes mecanismos cruciales para fijar el precio del mercado físico BFOE. Uno de ellos implica una obligación de entrega es posible, pero sólo como una coincidencia improbable. El otro implica ninguna obligación de entrega. Por otra parte, los procesos de descubrimiento de precios no son específicamente los mecanismos de mercado, sino que soportan las transacciones y las ofertas y ofertas, pero estos mecanismos han sido diseñados expresamente para descubrir el valor en un momento definido en el tiempo. Las transacciones y ofertas y demandas son herramientas para alcanzar ese objetivo.
En comparación, los mercados se definen expresamente en sus ofertas, ofertas y transacciones, y una de las salidas de mercado es el valor por descubrir.
Como tal, son estos procesos de descubrimiento de precios impulsados en forma similar a los del mercado de petróleo de EE.UU. - los participantes comparar alternativas de entrega física y la realización de un arbitraje para determinar los precios? No está claro que hay un papel para el arbitraje en estos procesos. Esto no es para sugerir que hay algo inapropiado en esto, pero si no hay un papel para el arbitraje, ¿hay un papel para los fundamentos del mercado? Realmente no hay nada que obliga a la oferta del mercado físico y la disciplina de la demanda que se administrarán a través de estos mecanismos.
Las ofertas y las ofertas pueden reflejan las opiniones y expectativas de los fundamentos del mercado y pueden incorporarlas, pero no hay una consecuencia física de mercado si no lo hacen. Entendemos que, de ordinario, las evaluaciones MOC contra el cual las transacciones son liquidadas en efectivo se determinan endógenamente dentro de estos procesos sin ninguna consideración específica de los fundamentos del mercado.
A diferencia de los mecanismos de mercado, ya sea con las obligaciones de entrega o mecanismos físicos liquidados en efectivo calibrados a valores de transacción del mercado físico, se trata de puros mecanismos de descubrimiento de precios que aparentemente pueden ser independientes de los fundamentos físicos.
En la medida en que son independientes, que equivalen esencialmente a ser una elaborada plataforma de negociación de precios, que constituye un sofisticado medio por el cual los vendedores y los compradores se determinan los precios de compra y venta, en última instancia, para el aceite de física que utiliza esta serie como una referencia de los precios. Y la continua dependencia de los participantes del mercado en este tipo de mecanismos para servir como base de un precio de referencia para otras transacciones importantes constituye un fuerte respaldo de su valor, pero significa que reflejan los fundamentos del mercado?
¿Es en definitiva gobierna las transacciones de carga efectivo hacia adelante BFOE Platts Fechado BFOE? Una de las dificultades para tratar de responder a esto es que el mercado BFOE efectivo se comporta de manera no transparente. Muy pocas transacciones se informan públicamente lo que no hay ventana pública por la que para ver cualquier posible descubrimiento de precios. En comparación, Platts lleva a cabo sus procesos de descubrimiento de precios con un alto grado de transparencia.
Dejando de lado la falta de BFOE adelante transparencia del mercado, el arbitraje que podría tener lugar sería entre los cargos a plazo y los cargos de fecha. Uno esperaría que un cierto grado de convergencia que tendrá lugar entre el delantero y los mercados de fecha, pero la falta de transparencia del mercado a plazo hace que sea difícil de descubrir cualquier evidencia de apoyo. Al mismo tiempo, existe tal convergencia debe tener lugar entre los Platts fechados y BFOE Forwards. Por lo tanto, realmente no hay mecanismo de arbitraje entre Platts MOC mecanismos de descubrimiento de precios y el mercado de carga BFOE. En consecuencia, es difícil de imaginar lo que gobernarían principios Platts calibración fechado en bloqueo de paso a los impulsos de los precios del mercado a plazo BFOE.
Por proceso de eliminación, esto sugeriría que los procesos de descubrimiento de precios de Platts fechados pueden liderar el mercado de carga de proa BFOE. Si conducen o no, que no parecen seguir. Fuera de los motivos de negociación, no parece ser principios rectores obvias para estos procesos, incluyendo cualquier predicado de la oferta y la demanda fundamental.
Estancamiento
Todavía tenemos que definir lo que constituye los fundamentos relevantes para el Mar del Norte y ver si esos fundamentos son en realidad jamás se haya reunido o calculados. Además, todavía tenemos que determinar cuáles son las fuerzas impulsoras principales en el mercado del Mar del Norte y si los fundamentos están en el centro o algo completamente distinto.
No parece que se puede afirmar que los puntos de referencia del mercado de los Estados Unidos incorporan el arbitraje del mercado físico, reflejan la oferta y la demanda fundamental, y están sujetos a la confirmación de esto por un catálogo considerable de datos fidedignos.
Con respecto a los puntos de referencia del Mar del Norte, el papel de arbitraje, y cómo y si refleja los fundamentos del mercado no es tan clara y hay una falta de datos fidedignos que permitan confirmar el rendimiento.
Este artículo apareció originalmente en Oxford Foro de Energía
