文 | 黄琬喆
编辑 | 杨兰
审核 | 浦电路交易员
传统的brt定价体系依赖与dated brt也就是现货的联结，因此在原本交割品量级减少时，需要加入新油种来保持现货的流动性和活跃性。
WTI作为非北海油种加入brt交割油种具有重要意义；选择wti是由于其量大、流动性好等优势，同时ctd的角度，ti仍具备相当的价格优势。
Ti成为brt交割品后，bw的联动性进一步加深。北海的强弱变化为观测ti逼仓条件的形成提供了一定的便利，北海窗口的稳定性也有所加强；仓位在逼仓发生时有明显放大，但其他时候不显著。
BW价差受到北海和美湾相对强弱以及运费的影响，跟踪北海的窗口和价差、库欣逼仓条件和美湾出口来比较两地的合理估值，以此衍生bw价差的套利。
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传统的Brent定价体系是如何运作的
1. Brent的地位
Brent定价体系起源于北海。70年代受第一次石油危机的影响，阿拉伯国家打破了石油七姐妹的垄断，拿到石油的定价权，油价暴涨，也因此导致了西方国家的经济衰退。
上世纪70年代北海发现油田，随后在80年代开始大规模开采，北海产量峰值在90年代攀升至约600万桶日。北海油田的发现在当时极大程度上缓解了西方能源紧张的问题，奠定了brent的历史地位。
地理上，北海靠近欧美炼厂，北海油田直连管道到Sullom Voe港口，为运输提供了便利。活跃程度上，1979年UK的税收规定促使贸易商在现货市场上活跃交易，提供了流动性。油种的选择上，来源广泛，减少垄断可能；即时调整，保持贸易量的影响力。
合约规则中，brent期货主要是现金交割，包含少量的EFP期转现交割方式，因此交割地点不受限制，由此通过dated brent及实货衍生出来的一系列金融工具也增强了brent在金融层面的定价能力。
2. Brent交割品的发展
20世纪80年代，首先评估的是dated brent，交割窗口为7-15天，而到90年代brent油田产量达峰后开始下滑，。2002年，交割品加入了forties和Oseberg，交割窗口也延长至10-21天。2007年，Ekofisk纳入交割品，BFOE成型。
Brent交割品不断扩充的主要逻辑是原有的brent油种产量下滑，窗口交易量也明显萎缩，作为基准价的锚定公允性出现明显偏差，因此需要不断补充品质相近的油种来提供定价的公允性和流动性。
目前北海主要国家挪威和英国的原油产量较90年代的峰值已经萎缩超过50%，量级由600区间降至300区间左右，其中具体油种BFOET的总产量已经不足60万桶日。
3. Brent相应金融衍生品的发展
Brent Forward：21-day BFOET，确定了装载月但具体日期未定的远期合约，一般提前3个月报价，至少提前21天；大部分现货结算，小部分现金结算；具有相当的价格发现功能；船货量一般在30-60万桶/天，对贸易商接货要求较高，主要参与者是majors。
ICE Brent期货：主要是现金结算，包含少量EFP（Exchange for Physicals）期权。现金结算的基准为ICE Brent index，也就是等于首次月21-day BFOET船货交易的加权平均+/-首次月价差交易的平均值，而其他期货合约一般都是以现货价格进行结算。因此ICE Brent的结算是基于forward市场的。
EFP：通过EFP交易，可以在场外将期货头寸转变为Brent Forward或21-day BFOET船货，相当于提供了一个期转现的方式。
CFDs（The contract for diffenrences）：掉期合约，允许交易dated BFOE和次月forward brent的价差，相当于交易现货的升贴水。由于dated brent是船货的现货交易，反映的至少是10天前的价格，因此会有采购价和交货价的价差风险。
DFL（Brent dated-to-Frontline）：交易的是dated brent 评估价和Brent首月合约的价差。
4. 价格发现的过程
通过机构（普氏、Argus）报价确定Forward Brent/BFOET，也可以用当月期货价格和EFPs推算远期价格：
再测算dated brent：
CFD会公布未来8周的数据，因此可以得到远期dated Brent的远期曲线，再算出其10-21天的均价。而基于交易时对该均价的升贴水可以得出当天的dated brent/BFOET，通常是forties来定价。
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WTI纳入交割品的细节
1. 选择WTI作为交割品的合理性
按照前文提到的交割品原则，供应量大且稳定、流动性好是选择新品种的基本标准。在BEOFT整体的产量进一步下滑之后，北海窗口交易量也在不断缩减，目前平均每周只有1-2船货的成交量，已经较过往的峰值下降了非常多。
而与北海产量进入21世纪后的不断衰减相反，美国在页岩油革命后原油产量在10年代出现爆发式增长，美国原油供应从量级上来看完成了“自给自足”的格局。
页岩油的另一大特点则是轻质油种，与美国原建炼厂所常用的含硫酸油品质差异较大，因此需要用“进口重油，出口轻油”的方式来完成国内的原料平衡。
美国原油当前出口量大概在350万桶日量级，其中有9成都是Light sweet；从出口地区来看，美国向欧洲出口的占比也在不断抬升，今年以来平均水平接近50%，量级大概在170万桶日左右，其中有140左右都是midland油种。
因此WTI Midland油种被选定为brent交割品也就顺理成章。2023年5月，WTI Midland正式成为brent交割品之一。
2. CTD规则的应用
在wti被纳入Brent交割品前，forties是品质最差的交割品（硫含量最高，API最低），按照ctd（cheapest to delivered）原则，过往定价都锚定forties。
交割品中增加了wti后，单从品质上来看，wti的API度最高，也就意味着其品质最好，从品质的角度上不会被作为ctd考虑方向。
但考虑brent和wti的价差时，由于产地的区别，运费的成本占据价差中较为重要的部分。即brent-wti=品质差+运费差。
而近年来，wti在运力瓶颈得以解决后，美国国内甜油过剩，有更多的能力和更低的成本向外输送原油，因此ti常年贴水brt，实际上是为cover运费后留出套利空间。
运费水平来看，美湾到欧洲的运费在俄乌之前基本都稳定在1-4美元/桶区间，俄乌之后，受到俄罗斯原油出口贸易流的改变，欧洲对除俄罗斯外地区的原油需求量增加，以及影子船队、绕道、航行风险等等溢价的上升，整体运费中枢水平抬升，增加到3-6美元/桶。BW价差的中枢趋势也大致趋同。
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WTI定价能力有所上升
自wti加入brt的交割品之后，可以发现，WTI参与brent的定价能力明显上升。
定价能力提升后，发生了更多的变化：
1. WTI逼仓与brt的强弱联动更紧密？
近几年WTI出现比较明显“逼仓”行情的情况有三次，分别是21年10月底、22年9月底和23年7/8月。
2021年10月中下旬，美湾对cushing套利窗口打开，库欣持续去库预期加剧，出现逼仓条件。10月29日，库欣库存降至2641.6万桶，WTI近次月价差最高飙升至1.79美元/桶，bw价差缩至1.21美元/桶。
2023年9月底，库欣在连续三个月的持续去库后，库存降至五年来最低值2101万桶，再一次出现逼仓行情，wti近次月价差最高涨至2.38美元/桶，wti绝对价格受驱动同样飙升至年内最高值95美元/桶。
今年7/8月，wti的交割油品短缺的问题继续突显，提供新一轮的逼仓条件。这一次的区别是CSO的参与更多，月差最高也逼近2美元/桶。具体详见热点评论《CSO如何助力TI逼仓？》。
复盘近几年WTI的“逼仓”表现，能够总结出的特点为：库欣的去库预期比库存的绝对值更重要。
而库欣的去库预期，又通过美湾-库欣价差与出口能力联结起来。
可以看到，22年之后美国出口量级显著上升，增量超过100万桶日。这里的契机有三个，一是俄乌冲突之后填补欧洲的缺口；二是原料的平衡（非洲新炼厂、亚洲调和等）；三是ti的交割属性增加后，北海窗口的波动会影响ti出口的强弱。
在北海的参与程度更紧密的情况下，ti受到的影响也愈大，逼仓条件也相较过往更容易形成。
2. 仓位的选择偏好发生了变化？
形成逼仓条件时ti仓位有明显放大，但其他时候不显著。
仓位的变化形成的原因更为复杂，更多代表了参与者的想法，包括宏观对冲基金、CTA、一些固定的多头策略、主观玩家等等。对于BRT和WTI的选择，从大体上，可以分为基本面偏好和金融偏好。而由于近几年市场参与者的策略同样也发生了较大变化，宏观对冲权重的变化、地缘风险下资金的撤出、CTA对行情的加速等都对仓位的变化造成较大影响，因而从仓位的角度，暂时很难观察出ti定价能力上升后的影响力。
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影响BW价差的因素
从前文可以得出结论，bw价差实际由北海与美湾的相对强弱以及运费两大块来决定。拆分来看，北海的强弱，可以观测窗口的情况，和现货价差；美湾则关注库欣逼仓条件、出口量级的变化。
