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Diciembre 2005

Parte del Proyecto De Cooperación Técnica Regional: Una Evaluación Sobre La Contribución Potencial Del

Sector De Hidrocarburos De Los Países De La Comunidad Andina

Análisis de Ventajas Comparativas y Potencial de Mercado

para Hidrocarburos de los Países de la Comunidad Andina de Naciones

Luis A. Pacheco [email protected]

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Análisis de Ventajas Comparativas y Potencial de Mercado para hidrocarburos de los países

de la Comunidad Andina de Naciones

Resumen Ejecutivo

El presente informe contiene los resultados de un estudio de competitividad realizado para algunos crudos representativos de los países de la Comunidad Andina de Nacio-nes.

Para este estudio se realizó un análisis del entorno petrolero y se desarrollaron tres escenarios de precios posibles para el mediano plazo ( 2006-2010) . Se seleccionaron los crudos a evaluar , los mercados naturales para cada crudo y los crudos que compi-ten por participación con crudos Latinoamericanos en los mercados de EEUU . Final-mente, se calcularon precios de mercado pronóstico competitivos con el nivel de pre-cios proyectado en los tres escenarios .

A partir de estos precios de mercado pronóstico y los costos estimados de explora-ción, desarrollo, producción y transporte de crudos , se calculó la renta máxima que cada país puede aspirar por sus crudos.

Los escenarios desarrollados contemplan diferentes niveles de crecimiento de la de-manda de hidrocarburos , entre 1,8 y 2,2 % . En el escenario de Demanda Alta se pro-yecta un nivel de precio promedio para el crudo WTI de 62 $/B y para el Maya de 47 $/B y en el escenario de Demanda Baja de 48 $/B y 36 $/B respectivamente.

Los resultados de este estudio arrojan pronósticos de precios altos para los crudos evaluados y para los hidrocarburos en general aun cuando el suministro y la deman-da de hidrocarburos se percibe en balance. Esto de debe principalmente a que la ca-pacidad de producción y refinación en el corto plazo están prácticamente copadas, y no existe flexibilidad para responder a interrupciones en el suministro de hidrocarburos por eventualidades operacionales y/o políticas .Ello, presiona los precios al alza.

El análisis de competitividad que se llevó a cabo en este estudio corrobora que la competitividad de los crudos , es decir, el precio al cual un crudo debe venderse para competir con las otras alternativas de suministro del mercado, dependen en gran medi-da de su calidad , ubicación geográfica y limitaciones operacionales .

La renta máxima calculada a partir de los precios de mercado pronóstico y de los esti-mados de costos de exploración, desarrollo, producción y transporte, arroja que con los altos precios que se proyectan para el mediano plazo, la inversión en exploración y producción se ve favorecida aún en las áreas de más alto costo., arrojando cifras de más de 20 $/B antes de impuestos. Sin embargo, este estudio no contempla un análi-sis de riesgo, que incorpore a estas economías los elementos de inestabilidad política y baja operatividad que algunos de los países evaluados presenta. Este análisis es fundamental para la evaluación económica de proyectos de inversión en esos países.

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INDICE

Página Introducción …………………………………………………………….. 4 Entorno petrolero

• Análisis del entorno Petrolero ……………………………………………. 5 • Perspectivas de mercado 2005 - 2010 / Escenarios ……………….. 11

Identificación competidores y oportunidades potenciales • Análisis de mercado / importaciones de crudo de EEUU .……………. 14 • Resumen de aspectos relevantes por país ….…………………………. 18

⇒ Venezuela ⇒ Colombia ⇒ Ecuador ⇒ Perú ⇒ Bolivia ⇒ Otros países de Latinoamérica y Caribe ⇒ Principales países competidores

Determinación de precios de mercado / Análisis de competitividad • Metodología ………………………………………………………………….. 31

• Resultados generales ……………………………………………………… 33 Determinación de la renta máxima

• Metodología ………………………………………………………………….. 36

• Resultados ……………………………………………………………………. 38 Conclusiones ……………………………………………………………… 40 Anexo I : Importaciones crudos y productos EEUU– 2004 Anexo II : Producción y Capacidad de producción de crudo de la OPEP Anexo III : Precios de Crudos y Productos - Escenario Demanda Alta, Baja e Intermedia Anexo IV : Calidades principales de crudos Anexo V : Información general países Comunidad Andina Anexo VI: Información general otros países de Latinoamérica y Caribe Anexo VII: Información general algunos países competidores Anexo VIII : Precios pronóstico - Escenario Demanda Alta Anexo IX : Precios pronóstico - Escenario Demanda Intermedia Anexo X : Precios pronóstico - Escenario Demanda Baja Anexo XI: Renta Máxima antes de regalía y otros impuestos- $/B

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Introducción

El presente informe contiene los resultados del análisis de competitividad realizado para crudos representativos de los países de la Comunidad Andina de Naciones. El estudio se concentra en crudos , ya que, con excepción de Venezuela, los países de Latinoamérica no cuentan con excedentes de productos del petróleo para exporta-ción de forma significativa y continua ( Anexo I ) . El estudio se realizó con base en las siguientes premisas y metodología: Análisis de entorno y escenarios

Se llevó a cabo un análisis macro del entorno petrolero a fin de desarrollar tres escenarios de precios posibles para el mediano plazo.

Identificación de competidores y oportunidades potenciales Se identificaron los mercados naturales dentro de EEUU ( por área geográfi-ca ) para cada uno de los países analizados así como los crudos competido-res en cada uno de los mercados. Para cada país se seleccionaron los crudos con mayores ventas y cotizaciones en el mercado como referencia .

Determinación de precios de mercado - Análisis de competitividad Con base en la data histórica y simulaciones del valor de estos crudos en tér-minos de productos en el mercado de EEUU, se calcularon las diferencias de precios de mercado para cada crudo en sus respectivos mercados.

Análisis de renta máxima Utilizando los precios de mercado estimados en el punto anterior y cifras esti-madas de costos de exploración, desarrollo, producción y transporte de crudos se calculó la renta máxima que cada país puede aspirar por sus crudos.

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Entorno Petrolero Análisis de entorno petrolero y escenarios Los precios en el mercado petrolero han estado soportados por los principios funda-mentales de la demanda y suministro que son llamados “Fundamentals”. Durante los últimos cuatro años los precios de los crudos y productos han estado incremen-tando y sometidos a una creciente volatilidad. Buena parte de este histórico incre-mento de precio ha sido producido por los Fundamentals como son la demanda más alta que la pronosticada, control de la producción por parte de la OPEP1 y en consecuencia bajos inventarios. Adicionalmente, intervinieron factores no funda-mentales como la debilidad del dólar que disminuyó el poder de compra de los paí-ses productores y problemas políticos en esos países... Pero durante el año 2005, con precios por encima de los 60 $/B2, todos los analis-tas coinciden en que la explicación de ese nivel de precios no se debe a los princi-pios fundamentales o a estimados sustentables, sino a expectativas de lo que pue-da pasar con esos Fundamentals. El hecho es que en el mercado existe incertidum-bre y la incertidumbre genera una prima sobre los precios actuales. Como en el mercado de bonos, es natural que el mercado cargue una prima por riesgo. Debido a que todos estos factores afectan los precios es importante analizar lo que ha pasado durante el año 2005, lo que se estima pasará en el año 2006 y así poder pronosticar lo que pudiera esperase para el mediano plazo. Demanda La demanda mundial de hidrocarburos continúa creciendo aunque a un ritmo infe-rior a la registrada durante el 2004. Según la IEA3 fue de 3,7 % vs.1,9 % en el 2005 ( Tabla 1) y será de 2,2% en el 2006. Los estimados iniciales, altos por record his-tórico del 2004, han sido corregidos a medida que avanza el año 2005. En todas estas estimaciones iniciales y sus correcciones posteriores influyen principalmente los cambios en los estimados de demanda de China, EEUU, Japón y la India. En lo referente a demanda incremental, China es el actor más importante. En el 2004 creció 860 mil barriles por día (MBD) de un crecimiento total de 2,9 MMBD, y las expectativas es que durante el 2005 crezca en unos 320 mil barriles día.

1 OPEP: Organización de Países Exportadores de Petróleo 2 $/B: Dólares Americanos por barril de petróleo. Un barril equivale a 42 galones americanos 3 IEA: Agencia Internacional de Energía. Reporte de Agosto del 2005.

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Tabla 1

Entorno Petrolero

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1 IEA: Agencia Internacional de Energía. Reporte de Agosto del . Cifras en millones de barriles por día ( MMBD)

Según la IEA la demanda se estima crecerá como sigue: Tabla 2

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Entorno Petrolero Hasta ahora la demanda ha sido inelástica al aumento de precios y existen pocas razones para creer que durante el año 2005 será diferente. A pesar de los altos precios registrados durante los últimos años, hemos observado crecimientos por superiores al 2% .

Se espera que el crecimiento económico continuará fuerte por el resto del 2005 y del 2006 aún con precios superiores a los 60 $/B y aún cuando el petróleo jugará un rol menos importante en las economías que durante los años 70.

Los reportes de demanda y las estimaciones de demanda futura están bajo obser-vación debido a su volatilidad y discrepancia entre diferentes fuentes. Cuando com-paramos lo reportado por la IEA, EIA1, OPEP y BP2 encontramos diferencias signi-ficativas de 0,5 a 1,0 millones de barriles diarios, lo cual afecta el balance oferta - demanda. Estas diferencias , reales o percibidas, causan alzas significativas de los precios.

Tabla 3

1 EIA: Energy Information Administration, reporte del Departamento de Energía de Estados Uni-dos. Reporte de Agosto del 2005

2 BP: Compañía British Petroleum

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Entorno Petrolero Suministro En cuanto al suministro de hidrocarburos, las estimaciones de diferentes fuentes arrojan un crecimiento de la producción No-OPEP1 entre los 700 mil y un millón de barriles por día. Los más grandes contribuidores a los incremen-tos de producción serían Rusia con aumentos anuales de unos 500 MBD, África con aumentos de 300 MBD durante el 2005 y de 600 MBD du-rante el 2006. También se destacan los incre-mentos previstos en México y Brasil que contri-buirán a que la región aumente en unos 200 MBD. No obstante, los estimados del 2005 pudieran verse afectados por una menor producción en Rusia por falta de inversiones en producción. Estos incrementos de la producción no OPEP no son suficientes para satisfacer los incrementos de la demanda, y por consiguiente la producción OPEP debería au-mentar en más de un millón de barriles día en el 2005 y el 2006 para mantener el balance oferta suministro en el lado positivo. Hay que resaltar que la producción OPEP ha aumentado más de 2,0 millones de ba-rriles diarios durante los últimos 18 meses y que su crecimiento ha estado en línea con la producción No OPEP y la demanda mundial.

Tabla 4

Figura 1

Fuente IEA : Agencia Internacional de Energía

1 No-OPEP: Son todos aquellos países productores no pertenecientes a la OPEP

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Entorno Petrolero La producción OPEP promedio, hasta julio de este año , se coloca en 29,70 millones de barriles diarios de crudo, un aumento de casi 500 mil barriles diarios versus el pro-medio del año 2004. Según los balances de la IEA la OPEP debería producir 28,9 millones de barriles dia-rios de crudo durante el 2005 y 29,5 millones de barriles diarios durante el 2006 para nivelar la oferta y la demanda. Estas cifras son inferiores a la producción actual pro-medio año por lo que si están ajustadas a la realidad y responden a los principios fundamentales del mercado, no debería haber problemas de escasez de crudo y por consiguiente no debería haber presión al alza en los precios . Adicionalmente, la capa-cidad de producción sostenible de la OPEP para julio del 2005, se estimó en 31,7 mi-llones de barriles diarios , el cual sería un nivel suficientemente cómodo para manejar los picos de demanda estacionales ( Anexo II ). Si embargo, uno de los mayores problemas que afronta el mercado energético es que la capacidad de producción adicional de la OPEP es la menor en más de 10 años y la inversión en desarrollo de capacidad de producción adicional ha sido mínima. Así mismo , la capacidad de refinación mundial está actualmente prácticamente copada. Los altos precios del petróleo actuales responden a la percepción de que no existe ca-pacidad de producción y refinación disponible para cubrir la oferta de petróleo en caso de cualquier situación de interrupción de suministro o de declinación de inventarios. Balance demanda / suministro El balance global promedio del año 2003 hasta la primera mitad del 2005 muestra una oferta por encima de la demanda y por con-siguiente una acumulación de inventarios.

Tabla 5 1

1 Cifras en millones de barriles por día ( MMBD)

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Entorno Petrolero Como puede observarse , no existe escasez real de crudo sino una percepción de escasez por reducción de la capacidad de producción disponible de la OPEP y poten-ciales conflictos políticos que ocasionen interrupción del suministro a corto y largo plazo. Este balance se corrobora con los gráficos siguientes que muestran un drenaje de los inventarios en los países de la OECD1 en el año 2002 y un crecimiento sostenido en los niveles de inventarios promedio del 2003 a Agosto del 2005. Los inventarios se muestran en días de consumo disponibles ( gráfico de la izquierda) y en millones de barriles ( gráfico de la derecha ).

De lo anterior podemos concluir que los elementos fundamentales del balance oferta y demanda de hidrocarburos no soportan precios mayores a los actuales en el me-diano plazo. Los niveles de precios actuales y los pronósticos de precios de diversas fuentes, son especulativos y se sustentan en:

• Amenazas de interrupción de suministro por razones políticas • Baja capacidad de producción disponible para ofrecer volumen incremen-

tal de crudo oportunamente ante cualquier amenaza de interrupción de suministro fundada o infundada

• Capacidad de refinación de EEUU copada encarece precios de productos y estos arrastran precios de los crudos.

• “Manipulaciones especulativas” para impulsar precios al alza

1 OECD: Organización de Países de Economía Descentralizada. Son 30 los países miembros de esta organización.

Fuente IEA

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Entorno Petrolero Perspectivas de mercado 2005 - 2010 / Escenarios El precio promedio del petróleo en lo que va de año está por encima de los 55 $/B y todos los pronósticos lo sitúan por encima de ese valor para lo que resta de año y pa-ra el 2006. Los precios permanecen sensibles a cualquier escasez de suministro en el mercado petrolero y esto causa que los precios promedio de los crudos estén por encima de los 60 $/B. Son varios los factores que soportan estas expectativas : Crecimiento de la Demanda La demanda mundial se estima crecerá entre 1,8 y 2,2 % ( 1,5 y 2,0 MMBD) prome-dio anual, la cual es menor a la tasa de crecimiento del 2004 . Los últimos pronósti-cos de la IEA ( International Energy Agency), los cuales ha estado corrigiendo hacia abajo en lo que va de año 2005, sitúan el crecimiento de la demanda en 1,2 y 1,6 MMBD para el 2005 y 2006 respectivamente. Una de las razones de estas correccio-nes es el cambio de estimado de crecimiento de demanda en China , de 1 MMBD del 2004 a un promedio de 600 MBD por año en el 2005 y 2006. Hay que destacar que China, India y Estados Unidos son los líderes en crecimiento de la demanda. Du-rante los últimos 10 años son responsables de más del 50 % del crecimiento .En re-sumen los estimados de crecimiento de la demanda para el período 2007 al 2010 se sitúan entre 1,8 y 2,2 % interanual. Suministro Se espera que el crecimiento del suministro NO OPEP más los suministros no con-vencionales y los LGNs1 de la OPEP crezcan en 700 MBD en el 2005 y en 1,2 MMBD en el 2006. Estos crecimientos están liderizados por Rusia, Brasil, Canadá y Norte de África. A partir del 2006 se está pronosticando un crecimiento de la producción No OPEP del 2% anual (1,1 - 1,2 MMBD)., lo cual se sustenta en que existirán incentivos para inversiones en aumento de capacidad de producción de los campos existentes y de suministros no convencionales y que adicionalmente la producción de Rusia restable-cerá su nivel de crecimiento que se vió afectado por los problemas con Yukos.

1 LGN: Líquidos del gas natural. En inglés se abrevia NGL. Son hidrocarburos líquidos o licuifica-dos producidos en la manufactura, estabilización y purificación del gas natural.

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Entorno Petrolero Para la demanda esperada y con un crecimiento de la producción No OPEP como la señalada anteriormente , una producción OPEP de 32 MMBD es suficiente para mantener el balance en el lado positivo .Este nivel es alcanzable con incrementos de producción de Arabia Saudita, Kuwait e Irán ( Anexo II) . Inventarios Los inventarios de los países de la OECD han crecido en términos volumétricos y en términos de días de suministro. En términos de días de consumo los inventarios es-tán más altos que los años 2003 y 2004, y en términos volumétricos están más altos que los tres años precedentes. En base a esto no se mantiene el argumento que los precios altos están relacionados con bajos inventarios. En cuanto a Estados Unidos, incluido en la OECD, la comparación de inventarios del 2005 con los históricos es la misma antes descrita para la OECD. No obstante estos niveles, el mercado reacciona ante cualquier baja semanal en inventarios de gasolinas y destilados que reporta la EIA. Como justificación se argumenta que con una utilización de la capacidad de refinación de más del 94% es factible que cual-quier interrupción en las operaciones de las refinerías impacte el suministro de pro-ductos y los precios reaccionan en consecuencia. También hay que destacar que la expectativa de precios altos en el futuro proporcio-na un incentivo financiero a la construcción de inventarios. Escenarios Los elementos anteriores, conocidos como principios fundamentales del mercado, indican que la demanda será satisfecha para el período 2006 al 2010. Sin embargo, los elementos especulativos estarán presentes y tendrán su impacto en los niveles de precio futuros. Cualquier pronóstico de precios es frágil por las múltiples variables y su dinámica. No obstante hemos desarrollado tres escenarios volumétricos basados en princi-pios fundamentales , específicamente en variación de los pronósticos de demanda.

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Entorno Petrolero

Escenario Demanda Alta Demanda : incremento anual promedio de 1,90 MMBD = 2,2% Suministro No OPEP : incremento anual promedio de 1,2 MMBD = 2,0% OPEP máxima capacidad. = 32 MMBD - estimado mínimo a partir del 2006 ( Fuente IEA) Escenario Demanda Intermedia Demanda : incremento anual promedio de 1,75 MMBD = 2,0% Suministro No OPEP : incremento anual promedio de 1,2 MMBD =2,0% OPEP máxima capacidad = 32 MMBD- estimado mínimo a partir del 2006 ( Fuente IEA) Escenario Demanda Baja Demanda : incremento anual promedio de 1,65 MMBD = 1,8% Suministro No OPEP : incremento anual promedio de 1,2 MMBD =2,0% OPEP máxima capacidad . = 32 MMBD - estimado mínimo a partir del 2006 (Fuente IEA)

Figura 3

En el Anexo III, se muestran los precios de crudos y productos marcadores1 para cada uno de estos escenarios y en la Figura 3 siguiente, el precio del crudo WTI de merca-do reportado por Platts2 para el período 1996 - Septiembre 2005 (nominal - no ajustado por inflación) y los precios pronósticos para cada escenario desarrollado.

1 Crudos y productos marcadores son aquellos que reportan cotizaciones diarias en el mercado de fuentes internacionalmente reconocidas, y que se utilizan frecuentemente como referencia al mo-

2 Platts es una fuente de información de energía internacionalmente reconocida

WTI - Precio mercado de acuerdo a Platts / Pronóstico

0

10

20

30

40

50

60

70

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$/B

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Precios PronósticoPrecios Platts

Escenario Alto

Escenario Intermedio

Escenario Bajo

WTI - Precio mercado de acuerdo a Platts / Pronóstico

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$/B

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 20101996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Precios PronósticoPrecios Platts

Escenario Alto

Escenario Intermedio

Escenario Bajo

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Identificación de competidores y oportunidades potenciales

Análisis de mercado / importaciones de crudo de EEUU Para identificar los principales competidores de los crudos producidos por los países de Latinoamérica en el mercado de EEUU, se revisaron las cifras de importaciones de crudos de ese país para los últimos años. Se encontró que cerca del 70% del total de importaciones de crudo de Estados Unidos proviene de cinco países: México, Canadá, Arabia Saudita, Venezuela y Nigeria . Con la excepción de Venezuela, los países de la Comunidad Andina y Latinoamérica en general no tienen una participación significativa en el mercado de crudos y productos refinados. Como referencia, en la siguiente tabla se muestran las cifras de importaciones de cru-do de EEUU correspondiente al año 2004

Tabla 6

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Identificación de competidores y oportunidades potenciales Igualmente se realizó un análisis de las importaciones de Estados Unidos por PADD 1 de manera de identificar el área geográfica de EEUU donde se dirigen mayormente las importaciones.

Se encontró que el mayor volumen de importaciones de crudos de EEUU se concen-tra en el PADD 3 - Costa del Golfo. Para el año 2004 este mercado representó aproximadamente un 57% del total de crudos importados . Para el Primer Semestre del año 2005 el comportamiento es similar al año 2004

Fuente: http://www.energy.ca.gov/gasoline/map_eia_padds.html

Figura 4

Importaciones Crudo EEUU - 2004 Por área geográfica (PADD)

57%18%

9%

16%

PADD 3 PADD 1 PADD 4 y 5 PADD 2

Fuente : EIA ( Energy Information Administration )


57%18%

9%

16%



57%18%

9%

16%


Fuente : EIA ( Energy Information Administration )

Figura 5

1 PADD: Petroleum Administration for Defense Districts

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La principales fuentes de importación para cada una de estas áreas geográficas (PADD´s) varía dependiendo de las ventajas comparativas que tiene cada una de las principales fuentes de suministro, siendo las mas importantes la ubicación geográfica de las mismas respecto a estos mercado y la calidad de los crudos ( Anexo IV ) . Seguidamente , se listan los principales países exportadores de crudo a EEUU por área geográfica y en miles de barriles diarios ( MBD)

PADD 3 -- Costa del Golfo PADD 1 - Costa Este MBD % del total MBD % del total México 1515 26,2% Nigeria 435 24,6% Venezuela 1165 20,1% Canadá 198 11,2% Arabia S 916 15,8% Arabia S 174 9,8% Nigeria 568 9,8% Angola 158 9,0% Irak 433 7,5% Venezuela 119 6,7% Otros 1187 20,5% Otros 683 38,7%

5784 1767

PADD 4 y 5 - Costa Oeste / Rockies PADD 2 - Medio Oeste MBD % del total MBD % del total Arabia S 256 27,5% Canadá 1057 66,5% Irak 157 16,9% Arabia S 154 9,7% Ecuador 139 14,9% Nigeria 76 4,8% Canadá 87 9,4% Irak 67 4,2% Otros 290 31,2% Otros 236 14,8%

929 1589

México y Venezuela son los principales suplidores del mercado del PADD 3 · Costa del Golfo , donde las refinerías se han adecuado a las calidades de los crudos que producen estos países ( pesados y de alto contenido de azufre) como consecuencia de los altos volúmenes disponibles y las ventajas geográficas que presentan .

Tabla 7

Fuente : EIA (Energy Information Administration )

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Identificación de competidores y oportunidades potenciales Canadá es el principal suplidor de importaciones para el PADD 2 - Medio Oeste, don-de el crudo llega básicamente por oleoductos directamente al área que suple las refi-nerías . Es el segundo suplidor del PADD 1 - Costa Este, igualmente por la ventaja que tiene al ubicarse tan cerca de ese mercado. Arabia Saudita aparece dentro de los primeros suplidores de crudo a todos los merca-dos de EEUU , dada la alta disponibilidad de volumen para exportación con que cuenta este país y de calidades menos restrictivas que México y Venezuela . Los crudos de Arabia Saudita pueden ser procesados en refinerías menos complejas de la Costa Es-te y Oeste de EEUU. Los crudos Nigerianos son muy competitivos en el PADD 1 - Costa Este , donde las refinerías son menos complejas y exigen una alimentación mayormente de crudos livianos y con bajo contenido de azufre como los nigerianos. Ecuador aparece como tercer exportador de volumen de crudo al PADD 5 - Costa Oeste . Por su ubicación geográfica y salida de crudos por el Océano Pacifico, Ecua-dor es más competitivo en ese mercado que otros suplidores de Latinoamérica , Ca-nadá y África .

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Resumen aspectos relevantes por país A continuación presentamos un resumen de los aspectos más relevantes en el área de petróleo para los países de la Comunidad Andina de Naciones . Adicionalmente en el Anexo V encontrarán este resumen en cifras. Venezuela Venezuela posee 77 miles de millones de barriles de reservas probadas de crudos convencionales . Adicionalmente posee grandes reservas no probadas de crudos ex-tra-pesados y bitumen en Faja Petrolífera del Orinoco las cuales no se incluyen en es-ta cifra ( aproximadamente 270 miles de millones de barriles ).

El nivel actual de producción de Venezuela es difícil de estimar ya que fuentes guber-namentales y analistas independientes señalan cifras diferentes. Por una parte, el go-bierno de Venezuela reporta una producción para el año 2004 de 3,1 millones de ba-rriles diarios, mientras que la mayoría de los analistas independientes señalan 2,5-2,6 millones de barriles por día.

Venezuela es el quinto exportador de crudo del mundo y vende cerca del 60% de su producción a Estados Unidos.

Figure 6

19




Venezuela nacionalizó su industria petrolera en el año 1975, cuando creó a Petróleos de Venezuela ( PDVSA) , la compañía estatal para manejar las operaciones de petro-leras y gas del país. En los años noventa, Venezuela abrió la industria petrolera a inversión extranjera con la llamada Apertura , lo cual permitió la creación de 32 conve-nios operativos con compañías extranjeras y finalmente para el desarrollo de las re-servas de la Faja del Orinoco, estableció cuatro Asociaciones Estratégicas con compa-ñías extranjeras, las cuales convierten el crudo de aproximadamente 9° API en un crudo sintético más liviano y dulce que puede ser comercializado en el mercado.

La producción de Ve-nezuela es mayormen-te de crudos pesados y de alto contenido de azufre los cuales se transportan a través de redes de oleoductos desde los campos de producción hacia las refinerías y terminales de exportación.

Orinoco Belt Strategic Associations Project Name (New

Name) Petrozuata (Junin) Cerro Negro (Carabobo) Sincor (Boyaca) Hamaca

(Ayacucho)

Partners (percent) PdVSA (49.9), Cono-coPhillips (50.1)

PdVSA (41.67), ExxonMobil (41.67),

BP (16.66) PdVSA (38), Total (47), Statoil (15)

PdVSA (30), Cono-coPhillips (40), Chev-

ron (30) Startup Date October 1998 November 1999 December 2000 October 2001

Extra-Heavy Crude Production (bbl/d;

API) 120.000; 9,3° 120,000; 8,5° 200.000; 8-8,5° 190.000; 8,7°

Syncrude Production (bbl/d; API) 104.000; 19-25° 105.000; 16° 180.000; 32° 180.000; 26°

Tabla 8

Fuente : EIA Energy Information Ad.ministration

Figura 7

Fuente: www.mipunto.com/venezuelavirtual

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Por otra parte, las exportaciones de crudo desde Venezuela tienen como destino más favorable el PADD 3 - Costa del Golfo , donde PDVSA se ha venido posicionando en los últimos años., manteniéndose entre los cuatro suplidores de crudo más importan-tes de EEUU , conjuntamente con Canadá, México, y Arabia Saudita.

Aproximadamente 80-85% del crudo venezolano para exportación se destina a refi-nerías propiedad de PDVSA en EEUU o donde PDVSA tiene participación. El volumen de crudos convencionales de Venezuela disponible luego de cubrir los requerimientos de las refinerías de PDVSA ( o con participación de PDVSA) en el ex-terior, compite principalmente en los mercados del Golfo y Costa Este de EEUU para posicionarse en refinerías con esquemas de refinación de conversión sencilla.

• El crudo más liviano y de menor contenido de azufre ( Santa Bárbara 37,7oAPI y 0,54 %S) se destina al mercado de Costa Este principalmente .

• El crudo liviano tipo Mesa (30 o API y 1,01 %S) , compite en la costa de Golfo básicamente con crudos de Irak ya que su contenido de azufre es mayor que los crudos Árabes livianos, Nigerianos y que otros crudos de Latinoamérica

• El crudo pesado de Venezuela es de alto contenido de azufre por lo que compi-te principalmente con crudo Mejicano Maya ,al cual se asemeja en calidad.

El crudo sintético compite en los diferentes mercados desplazando crudos convencio-nales en refinerías adecuadas para el procesamiento de estos crudos.

Exportaciones Venezuela a EEUU - 2004 MBD

PADD 3 PADD 1 PADD 5 PADD 2

1165

119133





1165

119133

1165

119133

Fuente : EIA Energy Information Administratin

Figura 8

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Colombia Colombia posee1,54 miles de millones de barriles en reservas probadas de crudo , el quinto país en Latinoamérica. Las reservas, al igual que la producción han venido de-clinando en los últimos años y en el mediano plazo puede convertirse en importador neto de petróleo y derivados. Entre los años 1948-1951 nace La Empresa Colombiana de Petróleos. En 1970 adop-tó su primer estatuto orgánico que ratificó su naturaleza de empresa industrial y co-mercial del Estado, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, cuya vigilancia fiscal es ejercida por la Contraloría General de la República. En 2003 el gobierno colombiano reestructuró la Empresa Colombiana de Petróleos, con el objetivo de internacionalizarla y hacerla más competitiva en el marco de la in-dustria mundial de hidrocarburos. Modificó la estructura orgánica de la Empresa Co-lombiana de Petróleos y la convirtió en Ecopetrol S.A., una sociedad pública por ac-ciones, ciento por ciento estatal. Con la transformación de la Empresa Colombiana de Petróleos en la nueva Ecopetrol S.A., la Compañía se liberó de las funciones de Estado como administrador del recur-so petrolero y para realizar esta función fue creada La ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) .

Figura 9

22




Desde 1999 el gobierno de Colombia ha tomado medidas para atraer inversión ex-tranjera , tales como permitir que compañías extranjeras posean hasta 100% de ne-gocios y establecer una menor regalía1 para proyectos en el área . Esto ha forzado a Ecopetrol a competir con los operadores privados : BP, Occidental. ,Petrotesting Colombia; Petrobras, Canada's Nexen; y Canada's Petrobank Energy and Resources. Adicionalmente, la mejoría en las condiciones de seguridad de Colombia ha contribuido significativamente a atraer la inversión de compañías extranjeras. Colombia Posee numerosos campos pequeños a lo largo de las áreas de producción, así como regiones no exploradas geológicamente ricas en hidrocarburos . Este crudo es transportado desde los campos de producción hasta el Terminal de exportación de Coveñas a través de cinco oleoductos principales, tal como se señala en la Figura 10. Colombia exporta casi la mitad de su producción, la cual se destina principalmente a los mercados de EEUU.

1 Regalía : impuesto sobre la explotación de los hidrocarburos

Figura 10 Infraestructura Petrolera - Oleoductos

Fuente : www. ecopetrol.com

23




El crudo Colombiano es de bajo con-tenido de azufre por lo cual puede ser procesado en todos los merca-dos de EEUU. Sin embargo su ubica-ción geográfica favorece la exporta-ción hacia el mercado del PADD 3 - Costa del Golfo . El mayor volumen de exportación de crudo de Colombia es de crudo Cu-siana ( 36,6oAPI y 0,26 %S) y Vas-conia ( 25,3oAPI y 0,81 %S) Ecuador Ecuador posee 4,6 miles de millones de barriles de reservas probadas de crudo lo que lo coloca como el tercero mayor en Latinoamérica , asimismo, es el quinto productor de crudo del área. La producción está limitada por falta de transporte y esperan elevar-la a 800 MBD con la construcción de un oleoducto para crudo pesado. Para el 2004 la producción de crudos se colocó en unos 528 MBD . Produce dos tipos de crudos: Orien-te (28,8° API y 1%S). y Napo ( 19,2°API y 2%S). Se estima que gran parte de las reservas de Ecua-dor son de crudos con mayor conte-nido de azufre y más pesados que los anteriores por lo que requerirán de mezcla con crudos más livianos antes de transportarlos por los oleo-ductos para exportación. La mayoría del petróleo extraído se destina a la exportación.( Figura 12)


Exportaciones Colombia a EEUU - 2004

868

11

37

MBD


Exportaciones Colombia a EEUU - 2004

868

11

37

MBD


Figura 11

Figura 12

24



La empresa estatal Petroecuador domina la producción del país, con 37 % de la pro-ducción total del año 2004. Comparte la explotación con numerosas firmas extranje-ras, entre ellas Occidental, EnCana , Rep-sol- YPF y Petrobras. Ecuador enfrenta una significante oposi-ción de grupos indígenas hacia el desa-rrollo del petróleo . Esos grupos repetida-mente obstruyen las actividades de explo-ración y producción . No obstante lo ante-rior, es el segundo exportador de crudo de Latinoamérica después de Venezuela. El crudo es transportado desde los cam-pos de producción hasta el Terminal de exportación Esmeraldas a través de dos oleoductos principales : • Sistema Oleducto Trans-Ecuatoriano

(SOTE) • Oleducto de Crudos Pesados (OCP).

Las exportaciones son en términos de crudo Oriente y principalmente hacia la Costa Oeste de EEUU por la ventaja geográfica que posee para suministrar ese mercado y donde compite mayor-mente con crudos de Arabia Saudita e Irak.


Oleoductos y terminales de exportación Figura 13

Fuente : www. petroecuador.com Figura 14

Exportaciones Ecuador a EEUU - 2004

69

18139

7MBD


Exportaciones Ecuador a EEUU - 2004

69

18139

7MBD



25



Perú Perú posee reservas probadas de 253 MM de barriles de crudo y una producción de unos 93 MBD de crudo, principalmente Loreto de 20° API y 1,2 %S . El consumo de hidrocarbu-ros es mucho mayor que la producción por lo que sólo eventualmente exporta crudo hacia el mercado de la Costa Oeste de EEUU, donde es competitivo dada la ventaja comparativa resultante de su ubicación geográfica . Para el año 2004, las expor-taciones de Perú se coloca-ron en 385 mil barriles de crudo durante todo el año ( 1 MBD ),

En 1993, Perú privatizó gran par-te de la compañía estatal petro-lera, Petroperú . Esta compañía continúa controlando el oleoducto de crudo Norperuano que trans-porta el crudo hasta el Terminal de exportación Bayovar, la ma-yoría de las refinerías y el merca-do de productos al detal. Los productores más grandes de crudos de Perú son Pluspe-trol ,Occidental Petroleum y Petrobras entre otras.


Figura 15

Figura 16

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Republica de Perú

26



Identificación de competidores y oportunidades potenciales Bolivia Bolivia posee unas reservas probadas de 440 millones de barriles y una producción de unos 42 MBD de crudo Casi todo el crudo producido se consume, excepto unos 6 MBD de crudos que exportan a Chile vía oleoducto . Bolivia es un neto importador de crudos La privatización de la industria de hidrocarburos de Bolivia comenzó en 1994 . La com-pañía estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pasó a ser el administrador de los negocios internacionales y contratos con compañías extranjeras y el gobierno de Bolivia creó una Superintendencia de Hidrocarburos para regular la industria de petróleo y gas del país.

Figura 17


27



Identificación de competidores y oportunidades potenciales Otros países de Latinoamérica y Caribe A continuación presentamos un resumen de los aspectos mas relevantes en el área de petróleo para otros países de Latinoamérica y Caribe que tienen alguna presencia en el mercado internacional de crudos. Adicionalmente en el Anexo VI pueden encon-trar detalle de cifras tales como producción y consumo de petróleo , las cuales no se mencionan en el siguiente texto. Brasil Brasil posee 10,6 MMM de barriles de reservas probadas de crudos . Los campos cos-ta afuera contienen la vasta mayoría de estas reservas. La producción de crudo ha crecido en los últimos años y aún cuando el país es todavía un importador neto, el gobierno de Brasil quiere llevarlo a ser un exportador neto en el corto plazo. La compañía estatal Petrobrás controla el 95 % de la producción de crudos del país y es después de Pemex y PDVSA la firma del sector más importante en América Latina. Opera en varios países de la región . Las exportaciones de crudo de Brasil son básicamente en términos de crudo Marlim ( 20 o API y 0,7 %S) y principalmente dirigidas a EEUU.

Figura 18

Exportaciones Brasil a EEUU- 2004

21

22

5 3

MBD

Exportaciones Brasil a EEUU- 2004

21

22

5 3

MBD

PADD 3 PADD 1 PADD 5 PADD 2PADD 3 PADD 1 PADD 5 PADD 2


28



Identificación de competidores y oportunidades potenciales Argentina Argentina posee alrededor de 2,7 miles de millones de barriles en reservas probadas de crudo. La producción ha venido declinando, sin embargo Argentina aún es el tercer productor de crudo de Latinoamérica. En 1999, la compañía española Repsol se fusionó con la estatal Argentina Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF). Repsol-YPF domina las actividades de exploración y producción de crudos de Argentina . En el 2003 Repsol-YPF contó con el 39 % de la producción total de crudos. Otras compañías productoras en Argentina son Pan American Energy, Chevron Texaco y Petrobras Energía. Las exportaciones de Argentina se dirigen principalmente a Chile y Brasil , dada la ventajosa posición geográfica para suministrar estos países. Argentina produce crudos livianos y pesados con bajo contenido de azufre , tales comos Medanito ( 35,1o API y 0,43 %S) y Escalante ( 24,1o API y 0,19 %S) Trinidad y Tobago Trinidad y Tobago, es el exportador por excelencia del Caribe. Posee 990 millones de barriles de reservas probadas , produce unos 140 MBD y consume unos 24 MBD. Pa-ra el año 2004, exportó unos 50 MBD de crudos al mercado del Golfo de EEUU. El principal productor de crudos en Trinidad y Tobago es BP Trinidad and Tobago ( 70 % BP y 30% Repsol-YPF ) que controla el 50 % de la producción total de crudos. La compañía estatal Petroleum Company of Trinidad ( Petrotrin) controla mayormente el resto de la producción.

29



Identificación de competidores y oportunidades potenciales Principales países competidores A continuación presentamos un resumen de los aspectos más relevantes en el área de petróleo para los países que producen crudos que tienen una participación significati-va en los mercados de EEUU. Adicionalmente en el Anexo VII pueden encontrar de-talle de cifras tales como producción y consumo de petróleo , las cuales no se mencio-nan en el siguiente texto. Mexico

Se estima que México posee unas reservas probadas de crudo del orden de los 15,7 miles de millones de barriles. Según datos de la AIE, México es actualmente el país latinoamericano que más crudo produce: 3,8 millones de barriles por día. Petróleos Mexicanos (Pemex) es una de las grandes productoras del mercado internacional y una de las mayores proveedoras de Estados Unidos. México exporta más de la mitad del crudo que extrae Para el 2004 exportó unos 1830 MBD con destino principal, al mercado de EEUU Aproximadamente el 70 % de la producción de México es de crudo pesado y de alto contenido de azufre y el 50 % es crudo Maya de 22o API y 3,3 %S. Arabia Saudita Arabia Saudita posee 261,9 MMM barriles de reservas probadas de crudo . Es el líder mundial en producción y exportación de crudos, pero su ubicación geográfica en la re-gión políticamente tan volátil del Golfo Pérsico, añade un elemento de preocupación a sus consumidores / importadores . Mantiene una capacidad de producción de 10,5-11,0 millones de barriles por día y asegura que puede alcanzar los 15 millones de barriles diarios de producción de crudo en un futuro y mantener ese nivel por 50 años. Arabia Saudita produce un rango de crudos desde pesados a extra-livianos., siendo cerca del 65% livianos ( aproximadamente 34 o API, 1,8 %S)

30



Identificación de competidores y oportunidades potenciales Irak Irak posee 115 miles de millones de barriles de reservas probadas de crudo. Para mayo de este año, la producción crudo de Irak alcanzó unos 1,9 millones de barriles diarios , en su mayoría de una mezcla de tres diferentes corrientes : Basrah Liviano ( 34o API); Basrah Mediano ( 30o API, 2,6 %S) y Basrah Pesado (22o-24o API, 3,4 %S ) . Las corrientes se mezclan resultando un crudo de alrededor 33o API, 1,95 %S . Se reporta que cada vez el crudo es más pesado y con mayor contenido de azufre. La mayoría de los analistas señala que para los próximos 2-3 años no habrá un in-cremento significativo de producción de crudo de Irak , pero que podría alcanzar unos 4 millones de barriles diarios para el final de la década. Canadá Canadá posee 178,8 miles de millones de barriles de reservas probadas de crudo , de las cuales el 95% son “oil sands”1 La producción total de crudo para el 2004 se situó en unos 2400 MBD, la cual ha venido creciendo desde 1999 incorporando proyectos de desarrollo de “oil sands” y costa afuera .

Analistas pronostican que la producción de “oil sands” va a crecer significativamente en los próximos años , lo cual balanceará la declinación de producción de crudo con-vencional Canadiense. A partir de estas “oil sands” se produce un crudo sintético mejo-rado ( Syncrude Sweet Blend (SSB)) con 30o a 32o API y azufre entre 0,1 y 0,2 %S.

Canadá exporta aproximadamente el 99% de su crudo hacia EEUU principalmente al Medio Oeste ( 65%) , donde el crudo consigue una salida natural vía oleoductos hacia ese mercado. Un volumen menor se exporta hacia las Costas Este y Oeste de EEUU.

Nigeria Se estima que Nigeria posee 35.2 miles de millones de barriles de reservas probadas de crudo. El gobierno planifica expandir este nivel hasta 40 mil millones de barriles para el 2010. Nigeria es el productor de crudo más grande de África , promediando uno 2500 MBD para el año 2004. . Cerca del 95 % de la producción de crudos de Nigeria proviene de los “Joint Ventures” que tiene este país con compañías extranjeras. La mayoría de las exportaciones de crudo se destinan a EEUU y Europa Occidental, en términos de: Bonny Light ( 35,5 API y 0,14 %S) y Forcados ( 30 API y 0,28 %S)

1 Arenas bituminosas. El bitumen extraído de estas arenas es de aproximadamente 8 o API y entre 4-6 %S

31



Determinación de precios de mercado Análisis de competitividad

Metodología Con la información de entorno petrolero para cada uno de los países de la Comuni-dad Andina y sus competidores , se realizó un análisis de competitividad que permitió calcular precios de mercado estimados (los cuales llamamos precios pronóstico) pa-ra los crudos representativos de estos países y para cada uno de los escenarios des-arrollados en este estudio. En los Anexos V, VI y VII, se muestra un resumen de los aspectos más importantes de cada país considerados para este análisis .

• Anexo V, corresponde a los Países de la Comunidad Andina de Naciones • Anexo VI , corresponde a otros países de Latinoamérica y Caribe • Anexo VII, corresponde a los principales países competidores

A continuación se detalla la metodología utilizada para el análisis de competitividad:

• Para cada país evaluado se identificó al menos un crudo representativo de sus reservas , tomando en cuenta la calidad y el volumen de exportación.

• Se identificaron los mercados de EEUU donde cada crudo tiene mayor partici-pación , lo cual es indicio de que ese crudo es competitivo en ese mercado.

• Para los diferentes mercados de EEUU ( PADD 1,2,3 y 5) se identificaron los crudos competidores ( los que tienen mayor participación en ese mercado) y los crudos marcadores de precios. Estos últimos son los crudos que por contar con cotizaciones diarias en el mercado de fuentes internacionalmente reconoci-das, se utilizan como referencia al momento de fijar precios de compra/venta ( por ejemplo : WTI, Maya y Brent) .

• Una vez identificados todos los crudos a evaluar, se recopiló la información dis-ponible en cuanto a precios de mercado históricos de las diferentes fuentes de información de energía internacionales ( Platts, EIA ) : precios de los crudos marcadores ( WTI y Maya) , precios de los crudos seleccionados con cotizacio-nes disponibles y los precios de productos en los diferentes mercados de EEUU.

• Se analizaron los diferenciales de precios históricos de productos en los dife-rentes mercados y se construyeron los precios pronostico de los productos pa-ra cada escenario y mercado , requeridos para el análisis de competitividad..

32




• Utilizando los precios pronóstico de crudos y productos para cada escenario des-

arrollado, se calcularon las competitividades de los crudos en evaluación vs. los crudos competidores y marcadores. Este análisis de competitividad contempla :

⇒ Cálculo y análisis de diferenciales de calidad de los crudos. Es decir, el valor que genera cada crudo en términos de los productos que produce una vez refinado en la refinería típica de cada mercado

⇒ Estimados de costo de transporte de cada crudo hacia los mercados de referencia.

⇒ Estimados de costos de comercialización y seguridad de suministro. • Se analizó toda la información anterior y se desarrollaron los precios pronóstico

FOB puerto de carga para cada crudo evaluado. A continuación se muestra de forma esquemática como se realizó análisis de compe-titividad de los crudos:

Metodología para el cálculo de precios competitivos de mercado Figura 19

33




Resultados generales del Análisis de Competitividad Los resultados del análisis de competitividad se presentan de la siguiente manera:

⇒ En las figuras 20, 21 y 22 a continuación , se presenta el precio pronós-tico promedio 2006-2010 de cada crudo como diferencial del precio del crudo marcador , para los tres escenarios desarrollados . Esta fórmula de precio permite estimar rápidamente un precio promedio si se cono-ce el nivel de precio del crudo marcador. ( ver Anexo IV para identificar el país al cual corresponde cada crudo)

⇒ En tablas anexas ( Anexo VIII, Anexo IX y Anexo X ) , para cada es-

cenario desarrollado se presentan los precios pronóstico calculados pa-ra cada año y el promedio del periodo 2006 –2010

⇒ Finalmente , se presentan algunas conclusiones de los resultados obte-

nidos de este análisis.

WTI promedio = 48 $/B (estimado promedio 2006-2010 )

Diferencial de precio pronóstico Vs. WTI en $/B

-5,8

-0,3

-6,4-6,9

-6,1

-4,8

-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

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ArabeLiviano

Basrah

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Vasconia



-5,8

-0,3

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-6,1

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-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

OrienteMarlim

ArabeLiviano

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-5,8

-0,3

-6,4-6,9

-6,1

-4,8

-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

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ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight

Vasconia

-1,2

-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster

Maya promedio = 36 $/B (estimado promedio 2006-2010 )

Diferencial de precio pronóstico Vs. Maya en $/B

-1,2

-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster

-1,2

-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster



Figura 22 Escenario Demanda Baja

1 Precio en EEUU 2 Precio FOB puerto de carga 3 Precio ex oleoducto en Canadá

1

2

3

34




-6,7

-0,4

-7,4 -7,4 -6,9

-5,4

-8,0

-3

Mesa

Cusiana

VasconiaOriente

Marlim

ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight



-6,7

-0,4

-7,4 -7,4 -6,9

-5,4

-8,0

-3

Mesa

Cusiana

VasconiaOriente

Marlim

ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight



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-3,2

-1,0

Merey

Maya

Lloydminster

ArabePesado-1,1

-0,7

-3,2

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Merey

Maya

Lloydminster

ArabePesado



Figura 21 Escenario Demanda Intermedia



-5,8

-0,3

-6,4-6,9

-6,1

-4,8

-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

OrienteMarlim

ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight

Vasconia



-5,8

-0,3

-6,4-6,9

-6,1

-4,8

-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

OrienteMarlim

ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight

Vasconia

-5,8

-0,3

-6,4-6,9

-6,1

-4,8

-7,5

-2,6

Mesa

Cusiana

OrienteMarlim

ArabeLiviano

Basrah

BonnyLight

Vasconia

-1,2

-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster



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-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster

-1,2

-0,7

-1,1

-2,7

Merey

MayaArabePesado

Lloydminster



Figura 22

Escenario Demanda Baja

1 Precio en EEUU 2 Precio FOB puerto de carga 3 Precio ex oleoducto en Canadá

1

2

3

1

2

3

35




Del análisis de los resultados anteriores podemos concluir lo siguiente: ♦ En la medida que el nivel de precios de crudos y productos del mercado es me-

nor, los diferenciales de precio entre los diferentes crudos se reducen . Esto se debe principalmente a que los diferenciales de calidad entre los crudos se estre-chan como consecuencia de que los diferenciales entre los precios de los produc-tos igualmente se estrechan. Lo anterior se observa al comparar los resultados para un mismo crudo en los tres escenarios de precios. Por ejemplo el crudo Mesa ( Venezuela) se valoriza como WTI -7,4 $/B cuando el WTI es igual a 62 $/B mientras se valoriza como WTI -5,8 $/B cuando el WTI es igual a 48 $/B.

♦ La competitividad de los crudos depende en gran medida de su calidad, ubica-ción geográfica y limitaciones operacionales. Para ilustrar este punto citamos al-gunos ejemplos: Al comparar los precios de crudos más o menos similares en calidad que compi-ten por la misma capacidad de refinación en el mismo mercado, como es el caso del crudo Maya (México) y Merey (Venezuela) nos encontramos con que el Maya tiene un precio más atractivo FOB México que el Merey FOB Venezuela. Esto se debe principalmente a que la distancia hacia el mercado del PADD 3 - Costa del Golfo es menor para el Maya que para el crudo Venezolano y en consecuencia existe un diferencial en el costo de transporte a favor del Maya.. Por otra parte si comparamos el precio del Merey vs el Arabe Pesado, nos en-contramos con que el Arabe Pesado es más competitivo que el Merey . En este caso esto responde principalmente a dos factores:

⇒ Aun cuando la distancia hacia el mercado de EEUU es mucho mayor para el caso de Arabe pesado , este crudo es más liviano ( 28 o API vs 16 o API del Merey) y se valoriza mejor en términos de productos refi-nados.

⇒ El costo de transporte de Arabe Pesado , a pesar de la distancia, no es tan alto relativamente al del crudo Venezolano ya que se transporta en tanqueros de gran tamaño , lo cual no es el caso de Venezuela por tener limitaciones en sus puertos de carga.

36



Determinación de la Renta Máxima

Metodología Para calcular la renta máxima que los países evaluados pueden aspirar por sus crudos , partimos de los precios de mercado pronóstico calculados en el punto an-terior y les restamos estimados costos de exploración y desarrollo, producción y manejo operacional . La mayoría de la información sobre estimados de costos de exploración, desarrollo y producción se obtuvo de publicaciones de CERA ( Cam-bridge Energy Research Associates) A continuación algunos datos de interés en el área de costos de exploración, desa-rrollo y producción: Los costos de exploración y desarrollo Los costos de exploración incluyen lo relacionado con la adquisición del área, el le-vantamiento de la data sísmica, la perforación exploratoria y el mejoramiento de los pozos. Los costos de desarrollo incluyen lo relacionado con la perforación y la instalación de todas las facilidades necesarias para extraer y procesar el crudo, el gas y el agua. En lugares remotos se incluyen los gastos asociados a carreteras y facilida-des para el personal. La introducción de nuevas tecnologías, como la sísmica 3D, ha dado como resulta-do una reducción de los costos de exploración particularmente en las actividades costa afuera. Los costos de producción Los gastos de producción incluyen todo lo relacionado con las operaciones diarias tales como personal, reparaciones y mantenimiento, combustible, electricidad y agua. Al igual que en el caso de los costros de exploración, los costos de producción se han visto igualmente reducidos en la medida en que se ha incrementado la produc-tividad de los pozos, aplicando nuevas tecnologías como la perforación horizontal y el avance en las técnicas de recuperación.

37



Determinación de la Renta Máxima En cuanto al manejo operacional de los crudos, en muchos casos es realmente signi-ficativo el costo de transporte de crudos desde los campos de producción hasta los ter-minales de exportación . Esta información se obtuvo de Internet : Portales de Empre-sas Estatales , Ministerios de Energía de los países evaluados y de diferentes repor-tes que se acceden a través de buscadores como www.google.com. Para algunos casos no se encontraron cifras precisas y se utilizó una cifra promedio como indica-ción. Los impuestos sobre la explotación de hidrocarburos (regalía) y otros impuestos de producción no se incluyen en los costos de producción. Sin embargo la regalía está siendo utilizada por muchos países como un elemento que pueden modificar para atraer inversiones, es por ello , que la mencionamos conjuntamente con los costos de exploración , desarrollo, producción y transporte que mostramos en la Tabla 10 a con-tinuación.

Tabla 10

38




Como se desprende de la tabla anterior, la regalía varía para cada país y de acuerdo a las condiciones particulares de los campos a desarrollar . En algunos casos aplica sobre el precio de venta del crudo, en otros, como el caso de Canadá, sobre los ingre-sos del proyecto y como estos ejemplos hay muchos más. Por esta razón y para efecto de este estudio, no se incluirá este costo en el cálculo de Renta máxima .

Resultados En la siguientes gráficas Figuras 23 y 24 , se presentan los resultados de los cálcu-los de la Renta Máxima antes de la Regalía y otros impuestos para cada país evalua-do y para los dos escenarios extremos: Demanda Alta y Demanda Baja. En el Anexo XI se presenta una tabla con el resumen en cifras, para los tres escena-rios desarrollados . Es importante señalar que se utilizó como base para este cálculo el crudo que más se asemeja a las reservas disponibles para cada país y los precios pronóstico correspon-dientes a dichos crudos Escenario Demanda Alta

Figura 23

39



Escenario Demanda Baja

Figura 24


De las figuras anteriores se puede concluir que debido a los altos precios que se pronostican para el mediano plazo, la inversión en exploración y producción se ve favorecida aún en las áreas de más alto costo como el caso de Canadá . Sin embargo, es importante destacar que este estudio no contempla un análisis de riesgo, que incorpore a estas economías los elementos de inestabilidad política y baja operatividad que algunos de los países evaluados presentan. Es funda-mental incorporar estos parámetros al momento de evaluar proyectos de inver-sión en esos piases. Así mismo, cabe señalar que esta evaluación supone que la capacidad de refina-ción para el procesamiento de estos crudos está disponible en el mercado. Sin embargo, esta es un área de atención y evaluación, materia de otro estudio. Por otra parte, se destaca que la regalía continúa siendo un elemento de las eco-nomías que está siendo utilizado por los estados para ser más competitivos y atraer inversiones.

40



Conclusiones

• Se prevé un aumento en la demanda mundial de hidrocarburos en los próxi-mos años, entre 1,8-2,2 % . Este crecimiento, aunado a una capacidad mun-dial de producción y refinación de crudos prácticamente copada, soporta un nivel de precios altos para estos hidrocarburos en el presente y para el media-no plazo ( 2006-2010) .

• La demanda creciente de hidrocarburos mundial, abre oportunidades en los mercados de EEUU para comercializar volumen adicional de crudo provenien-te de nueva producción disponible. Sin embargo, para ello se requiere de nue-va capacidad de refinación de manera de transformar estos crudos en los pro-ductos que se consumen finalmente. A objeto de este estudio se considera que la producción adicional de crudos cuenta con una capacidad de refinación dis-ponible para su procesamiento.

• Como principales actores del mercado de Estados Unidos se identificaron los siguientes países: México , Arabia Saudita, Canadá, Venezuela, Nigeria e Irak. Los crudos de Latinoamérica compiten por participación en ese mercado contra los crudos producidos por esos países.

• Los diferenciales de precio entre diferentes crudos en el mercado se reducen en la medida que el nivel de precios de crudos y productos del mercado es menor. Esto se debe principalmente a que los diferenciales de calidad entre los crudos se estrechan como consecuencia de que los diferenciales entre los precios de los productos igualmente se estrechan.

• El análisis de competitividad que se llevó a cabo en este estudio corrobora que la competitividad de los crudos depende en gran medida de su calidad, ubicación geográfica y limitaciones operacionales .

• La renta máxima calculada a partir de los precios de mercado pronóstico des-arrollados y de los estimados de costos de exploración, desarrollo, producción y transporte, arroja que con los altos precios que se pronostican para el me-diano plazo, la inversión en exploración y producción se ve favorecida aún en las áreas de más alto costo. Se destaca que este estudio no contempla un análisis de riesgo, que incorpore a estas economías los elementos de inesta-bilidad política y baja operatividad que algunos de los países evaluados pre-senta. Este análisis es fundamental para el la evaluación económica de pro-yectos de inversión en esos países.

41

Anexo I

42

Ane

xo

II

43

Ane

xo II

I

Cifr

as e

n dó

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s po

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ril -

$/B

44

Anexo IV

45

Ane

xo V

I

nfor

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Cifr

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2004

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46

Anexo VI

47

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VII

48

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VIII

49

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IX

50

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X

51

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XI

análisis de ventajas comparativas y potencial de … · estos incrementos de la producción no...

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