Facultad Integral del Chaco Carrera Adm. de Empresas

Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercio Internacional

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA "GABRIEL RENÉ MORENO" FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO CARRERA DE INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL

ASIGNATURA: SIGLA:

ECONOMIA PETROLERA ECO 500

NIVEL:

NOVENO SEMESTRE

PROFESOR:

CARLOS MIRANDA PEÑA

Camiri, Marzo de 2013

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Profesor: Carlos Miranda Peña Asignatura: Comercio Internacional

UNIDAD VII LOS COSTOS DE LOS HIDROCARBUROS EN EL UPSTREAM   

Costos del Crudo: El costo de la exploración Costos de producción en la fase de upstream y sus efectos en la renta petrolera Costos de Perforación

1. Costos del Crudo 1.1. El Desarrollo de un campo – El verdadero costo del upstream Después de la exploración positiva de un área y si su evaluación avala un mínimo de rentabilidad, se inicia el desarrollo del campo y de los yacimientos. Las inversiones en desarrollo son las que conforme pasa el tiempo van concretando el tamaño de las reservas existente en un campo, y al hacerlo, automáticamente van perfilando el costo de cada barril descubierto y desarrollado. Las actividades básicas en el desarrollo de un campo descubierto y evaluado son las siguientes: * Instalación de equipos de perforación y producción * Instalación de servicios logísticos (almacenamiento, oleoductos, etc) * Establecimientos de recuperación secundaria y terciaria, en el caso y momento que sean necesarios para alargar la vida del campo. Los operadores petroleros tienen que evaluar sus inversiones en desarrollo, lo que supone valorar la adición de reservas que se vayan obteniendo, porque, al fin y al cabo, estas representan los rendimientos buscados. Todo operador define su costo de capital como la tasa mínima aceptable para una nueva inversión y que iguale los rendimientos obtenidos por otras inversiones obtenidos con un grado de riesgo similar. A continuación se obtiene la tasa de descuento al igualar las actualizaciones de las inversiones y los beneficios hasta la consumación física de las reservas añadidas. Si la tasa de descuento excede al costo de capital prefijado por el operador, el proyecto se considera viable. Una política de inversiones en desarrollo de reservas más intensiva redunda en un ratio producción/reservas mayor, lo que necesariamente incrementa la inversión por barril producido; se acelera al mismo tiempo la generación de beneficios, y, consecuentemente, aumenta el valor actual de la actividad. Los costos de producción se reparten según las características de cada yacimiento: Exploración entre 10 y 20% Desarrollo entre 40 y 60% Extracción entre 20 y 50&

1.2. Los costos operativos y los costos marginales Los costos operativos son el reflejo, en el corto plazo anual, de los costos de desarrollo en el upstream. Se le suele asignar a los costos operativos un 5% de las inversiones en desarrollo por pozo y año.

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Los costos de perforación (Drilling Cost) suponen el principal componente del upstream, significan aproximadamente el 70% de los desembolsos exploratorios y el 60% del desarrollo del campo. Las inversiones en desarrollo expanden las reservas y la capacidad de producción siempre que el costo permanezca por debajo del precio de mercado. El precio de un commodity como el crudo, soslayando los diferenciales de calidad localización, es el mismo para todos los campos de producción. Cuando se empieza la explotación de un yacimiento y durante un periodo de tiempo no muy largo, los costos fijos y costos unitarios decrecen al incrementarse la producción del pozo. Asimismo, durante ese corto plazo, el costo variable y el costo marginal se identifican en un valor constante, hasta alcanzar un punto en el que no es posible incrementar la producción.

1.3. Economía de perforación Los pozos profundos resultan ser generalmente los más costosos y eso debido a que con la profundidad del pozo se ingresan a formaciones más duras, los costos de trépanos para estas formaciones son más caros y tienen corta vida. La severidad de los problemas se manifiesta notablemente con la profundidad. Una buena práctica es utilizar información de costos de perforación de pozos similares y aplicarlos en los nuevos proyectos. La economía de perforación se agrupa en: costos de perforación, costos tangibles y costos intangibles.

1.3.1. Costos de perforación Incluye el costo de traslado y montaje del equipo de perforación, la tarifa diaria de perforación del equipo, el campamento, la alimentación, los combustibles y lubricantes, desmontaje y retiro del equipo de perforación.

1.3.2. Costos tangibles Incluye los costos de cañerías, tuberías, cabezales de pozo, arbolito de navidad, y material de terminación de pozo.

1.3.3. Costos intangibles Se los puede dividir en los siguientes grupos: Administración y afines: Costos de seguro y administración, medio ambiente y seguridad. Ingeniería y supervisión: Costos de supervisión e ingeniería, geología, perforación direccional, contratista e inspección. Materiales y herramientas: Costos de materiales de lodos, aditivos e ingeniería, cemento y sus aditivos, trépanos, alquiler de servicios y herramientas. Servicios especializados: Costos de registros eléctricos, perforación con aire, alquiler de aviones, toma de testigos y su evaluación, pruebas de formación y de producción. Estos costos deben ser ajustado y respaldados para evaluar el costo final de perforación de un pozo.

2. Costos de producción en la fase de upstream y sus efectos en la renta petrolera 2.1. Evolución de los costos de producción mundiales en la fase de upstream y

sus efectos en la renta petrolero, 1990 a 2009.

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La energía constituye uno de los sectores clave en la historia y desarrollo de la humanidad. Se trata de un factor que atraviesa todos los ámbitos de la vida social y que resulta crucial para comprender las luchas por el poder que han caracterizado al capitalismo contemporáneo. Dentro de los energéticos, el petróleo es el que más destaca, pues no es una mercancía cualquiera, al ser un recurso natural no renovable, finito y altamente apreciado porque no tiene un sustituto para el gran numero de productos derivados de él y necesarios para el desarrollo de la humanidad. La industria petrolera internacional, por su naturaleza, exhibe rasgos marcadamente oligopólicos y se caracteriza por enfrentar desequilibrios permanentes entre la oferta y demanda. Por un lado, la oferta petrolera es controlada por pocos agentes y, por el otro, su demanda tiene a ser bastante inelástica en el corto plazo ante cambios en el precio. En la actualidad, el petróleo aporta 40%, el gas 24%, el carbón 26% y el restante 10% proviene de otras fuentes energéticas. Esta situación no presentará cambios sustanciales en las próximas décadas, pues de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE) los hidrocarburos continuarán dominando la escena energética global. A nivel económico, en palabras de Stevens (2005), el petróleo crudo y los productos refinados constituyen la mayor mercancía en el comercio internacional, medido por volumen y valor. Festor, Grossin, Barreau y Sigonney (2007), afirman que el petróleo tiene un mercado mundial mayor a 1.5 trillones de dólares, de los cuales 10 son instalaciones y los restantes 90 trillones representan el valor de las reservas probadas a 70 dólares por barril (dpb) (Labban, 2008). Durante la mayor parte de la década de los años noventa el precio se mantuvo volátil, rondando entre los 25 a 35 dólares por barril (dpb), sin embargo, en los últimos años, el precio del petróleo ha tenido una tendencia alcista, al pasar de 20 dpb en 1999 a más de 140 dpb a mediados de 2008, el nivel más alto de la historia a precios constantes. En cambio los costos totales de reproducción, con base en la información del Departamento de Energía de Estados Unidos (2007) para las principales empresas privadas para el periodo de 2005-2007, costa afuera (offshore) de Estados Unidos (EU) fueron de 59.45 dólares por barril (dpb). En consecuencia, se puede inferior que los países y empresas que se encuentran en la posesión o manejo de los recursos petroleros obtienen ganancias extraordinarias. En esta unidad nos concentraremos en la parte de los costos de reproducción, centrándonos en la fase del upstream, pues es en ella donde se generan estas ganancias. Esta etapa de acuerdo a Figueroa (2006, p.27) es constituida por las fases de exploración, desarrollo y producción. Por tal motivo surgen las siguientes preguntas ¿Cómo han evolucionado los costos de reproducción en la industria de 19902008? ¿Qué factores han incidido en su evolución? Y ¿Qué efectos han tenido en el comportamiento de la renta petrolera? Con el fin de dar respuestas a estas interrogantes tomaremos en primer lugar, las bases teóricopracticas de la renta petrolera y el análisis de la estructura de costos en la industria; en segundo lugar, presentaremos la evolución de la renta petrolera, además de los efectos que tiene en ella la propiedad de los recursos petroleros y la tecnología; en tercer lugar, los efectos que ha tenido la crisis energética del 2008.

2.2. Elementos teóricos de la renta petrolera Líneas arriba se mostraba el gran diferencial existente entre el precio de venta del petróleo y los costos de producción. Esta diferencia puede ser entendida, en una primera mirada, como la renta petrolera. La renta es originada en el proceso de producción llevado a cabo por las empresas petroleras. Tal renta es muy importante, pues la disputa que hay por su generación y apropiación es central en la industria petrolera global. Las condiciones que se encuentren presentes en la producción contribuirán en gran parte en el nivel alcanzado de renta y en su repartición entre los diferentes actores que pueden tener acceso a ella, pues esta permite analizar el modo bajo el cual se vinculan los diferentes participantes en la industria petrolera. Al ser el petróleo el energético más utilizado en el mundo, posibilita la apropiación de elevadas ganancias extraordinarias bajo la forma de renta del suelo. El petróleo incluye una ganancia por arriba de la media que cubre los costos totales de producción y el margen de ganancia normales de la mayoría de las mercancías. Esta ganancia extraordinaria es la renta.

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Se identifican tres tipos de renta: la renta absoluta, la renta diferencial y la de monopolio. La renta absoluta tiene dos condiciones para que se presente: i) la composición orgánica del capital (COC) en el área de los recursos naturales debe ser menor al resto de los sectores productivos de la economía; y ii) la existencia, en los recursos naturales, de algún tipo de propiedad – dependiente de las relaciones de producción vigentes – que funcione como freno a la inversión de capital. En el caso del petróleo no se cumple la primera condición. Por el contrario, la renta diferencial depende de las disímiles calidades del suelo, y es resultado de la diferencia entre el costo individual de los productores en las peores condiciones y aquellos ubicados en mejor situación. A su vez, la renta de monopolio se sustenta en un precio monopólico, que no está determinado por el precio de producción, ni por el valor de las mercancías, sino por las necesidades y capacidad de compra de los consumidores. Bajo este argumento se sostiene que la renta es plus-valor producido en esferas de la producción distintas a la petrolera y realizada por la venta de productos petroleros y que es extraída por el capital. La renta en el sector petrolero se estima a partir de la diferencia entre el precio de venta del crudo y su precio de reproducción (costos de reproducción + ganancia media). El costo de reproducción es igual a sus costos de producción más los costos de exploración y desarrollo de los yacimientos recién descubiertos. Cabe precisar que el costo de reproducción en la concepción moderna, corresponde a una adecuación de la noción del precio de reproducción para el caso de los recursos no renovables. Una dificultad siempre presente para poder pasar los elementos teóricos a la realidad empírica son los datos estadísticos, pues estos han sido construidos para la economía convencional, lo que complica su análisis. Otro obstáculo que se presenta en esta clase de estudios es el de conocer los costos de producción de las empresas petroleras, en especial las públicas. Con el fin de salvar estas dificultades, se recurrirá a los Performance Profiles of major Energy Producers (PPMP), informes que van desde 1993 a 2007, elaborados por Energy Information Administratión (EAI), pertenecientes al Departamento de Energía de los Estados Unidos, los cuales incluyen los costos de producción (lifting) y de extracción (finding). En este sentido, estos costos son una estimación muy cercana a la noción de precio de reproducción planteada por Angelier. Además, estos informes presentan una excedente información estadística y homogénea de los costos de producción que enfrentan las principales petroleras privadas por sus operaciones en varios lugares del mundo, además de hacer posible el poder comparar los datos en el periodo de estudio y tener un seguimiento en el tiempo. Estos informes suministran análisis y revisión financiera de las actividades domésticas y mundiales de las compañías energéticas más importantes de EU. Los informes examinan las operaciones de las compañías a un nivel consolidado, sobre las líneas de negocios, por las principales funciones en cada línea de negocio, en varias regiones geográficas. El reporte se centra en los cambios agregados anuales sobre las ganancias, flujos de efectivo, inversiones en la industria energética internacional y de EU; además, explora los cambios en los principales gastos en exploración y desarrollo, reservas adicionadas y en los costos y márgenes de refinación. Los costos de producción (lifting costs) son los costos (out of the pocket) de extraer petróleo y gas, incluyen costos de operación (direct lifting costs), impuestos a la producción y pagos relacionados. Los costos directos por barril miden los costos de extraer cada barril de petróleo o barril equivalente de gas de los depósitos de hidrocarburos. Se incurre en ellos por operar y mantener los pozos, equipos relacionados e instalaciones, incluyendo la depreciación, costos de operación aplicables a las instalaciones y equipo de apoyo, otros costos de mantenimiento y operación. Algunos ejemplos son: costos de mano de obra para operar los pozos, los equipos relacionados y las instalaciones; costos de mantenimiento y reparación; los costos de los materiales, suministros, combustible consumidos y los servicios usados en la operación de los pozos, equipos e instalaciones relacionados; y los impuestos por despido o separación. Los costos de extracción (finding costs) son definidos como los gastos hechos en exploración y desarrollo, excluyendo los gastos sobre las reservas probadas, divididos por las adiciones en las reservas, excluyendo las adquisiciones netas. Esta proporción a menudo es usada como un indicador

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del costo de adicionar otro barril de reserva mediante las actividades de exploración y desarrollo. Pueden ser definidos también como los gastos (para hallar reservas adicionales) por pozo completado dividido por la tasa de extracción (adiciones de reservas probadas por pozo completado). Son expresados por el promedio de tres años seguidos, con el fin de suavizar la volatilidad de los descubrimientos y para disminuir las diferencias entre el tiempo en el cual los gastos son hechos y el tiempo cuando las reservas adicionadas asociadas son registradas. Los mercados de capital ponen especial atención en estos costos como un indicador de la capacidad de las empresas para permanecer en el negocio petrolero. Las empresas a menudo enfatizan sus reducciones en sus estados financieros.

2.3. Análisis de los Costos de Reproducción En la gráfica siguiente se muestra la evolución a lo largo del tiempo de los costos de reproducción, es decir, los costos de producción y de extracción. Gráfica 1 Costos de reproducción promedio a nivel mundial, 1992-1994 a 2005-2007 (Dólares, 2008)

a) Costos de producción (lifting cost) En relación a los costos de producción vemos que durante la década de los años noventa se tuvo una tendencia descendente, presentando su valor mínimo en 1998 – 2000 de 5.04 dólares por barril y promediando los 6 dólares en el periodo de estudio. Estados Unidos fue la región que presentó tanto la zona con los mayores costos de producción (onshore) y de menor costo (offshore). Tal tendencia comenzó a revertirse con claridad a partir del periodo 2002 – 2004 hasta alcanzar los 8.04 dólares por barril en 2005-2007, su valor máximo. Estos costos se dividen entre costos directos y los impuestos a la producción. La caída que se presentó en los costos de producción en los noventa respondió al mejoramiento de las prácticas de operación y a la aplicación de nuevas tecnologías (uso de materiales nuevos y procesos computarizados).

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En este sentido, los costos directos convergieron a la baja desde 1991, resultado de la mayor integración en sus operaciones a nivel internacional y el mejor desempeño de los pozos. Las compañías tuvieron una caída en estos costos entre 1991 a 1997 de 40%. En relación a los impuestos a la producción, éstos presentaron un camino descendente durante los años noventa, ayudando a la caída en los costos de producción. A partir de los primeros años de la presente década los costos de producción presentan una tendencia ascendente. Hasta antes de 2003 aumentan ligeramente por el lanzamiento de nuevos proyectos como lo son el inicio de los programas de recuperación y de nueva producción en línea, tales proyectos presentan fuertes costos iníciales. En estos años África fue la región de más altos costos como consecuencia del aumento en sus gastos de producción, seguido de Medio Oriente, que aumentó sus costos fijos a causa de los cortos en la producción por parte de la OPEP. A partir de 2003 la tendencia alcista se consolidó gracias al incremento en los costos directos por la caída en la producción y por el aumento en los precios del petróleo que han impulsado los gastos en producción. Desde 2006 el mayor contribuyente de los costos de producción globales han sido los gastos de producción en EU, que obedecen a su parte costa adentro (Onshore) que presenta tanto altos costos directos como impuestos a la producción. Canadá y África son las otras regiones que presentan altos costos directos. Con la llegada del nuevo siglo la situación se invirtió, pues los impuestos a la producción en relación a los costos de producción pasaron de 15% en 1997 – 1999 a 27% en 2005-2007, tal tendencia se vio fuertemente impulsada por el alza de precios del petróleo. Medio Oriente y Estados Unidos y África registraron los mayores aumentos en materia impositiva en este lapso.

b) Costos de extracción (finding cost) Estos costos mostraron un promedio de 9.18 dólares por barril, con un valor mínimo presentado en 1994-1996 con 2.90 dpb y un valor máximo en 2004-2006 con 18.40 dpb, 211% superior al mínimo. La parte offshore de Estados Unidos presentó en promedio los costos más altos en el tiempo con 20.86 dpb; mientras Medio Oriente registró el menor costo de extracción con 5.62 dpb. Cabe destacar que en los primeros años el costo de extracción se encontraba por debajo del costo de producción. Los costos de extracción hasta 1994-96 presentaron un aumento que se revirtió en 1995-97 y que perduró hasta el final de la década. Los movimientos en los costos son explicados por los cambios en la perforación, en los gastos de exploración y desarrollo por pozo y por cambios en la tasa de extracción. Asimismo, la caída de los pecios del petróleo de 1993 a 1994 impulsaron los esfuerzos de las empresas a reducir costos. En torno a la perforación, varios avances tecnológicos contribuyeron al descenso en los costos de extracción, pues ha permitido la convergencia de costos a nivel global; mientras los gastos en la exploración y desarrollo por pozo declinaron de 4.2 millones de dls en 1990-1992 a 3.7 millones de dls en 1994-96 (EIA, 1996). Por tanto, 80% de la caída mundial entre 1990-92 y 1994-96 es explicada por el aumento de la tasa de extracción. Desde 1995, los costos aumentaron, eliminando el descenso que se dio desde principios de los años noventa. En el período 1995-97, los costos subieron en 13% a nivel mundial, respecto al período anterior. En EU el aumento se produjo por la caída en la tasa de extracción (rendimientos decrecientes en perforación) y por el aumento en los gastos por pozos (aumentos en la perforación, adquisición de superficie para explorar, contratos de los equipos, equipo de apoyo y costos generales). Los costos costa fuera (offshore) fueron los mayores en el mundo, reflejando el movimiento al alza de las actividades de exploración y desarrollo, especialmente en el Golfo de México (G de M). Canadá y OECD Europa (Mar del Norte) también sufrieron incrementos por los altos costos en las áreas maduras y por las

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revisiones hacia la baja de las reservas, consecuencia de los bajos precios en 1998 que hicieron algunas reservas económicamente inviables para su explotación. Esta tendencia declinó ligeramente en 1999- 2001 por la caída en los costos de EU (offshore), ocasionado por el aumento en reservas y por el descenso en la adquisición de la superficie para explorar. En los informes se aprecia que los costos son afectados sustancialmente por lo que pasa en EU, la zona del mundo con la mayor actividad petrolera, pues concentra el mayor número de plataformas petroleras, seguido de Canadá. Empero, a pesar que es la zona con el mayor número de plataformas en el mundo, presenta una declinación en su producción entre 1990- 2007 de 22%. La tendencia en el número de plataformas en operación va muy de la mano con el precio del petróleo, situación que se hizo más evidente en los últimos años, pues con el mayor precio del petróleo se dio un fuerte incentivo a la actividad productiva. A nivel mundial la mayor parte de las plataformas se encuentran onshore; aunque la actividad offshore se encuentra en crecimiento porque muchos lugares donde se encuentra petróleo por explotar se localizan en aguas profundas como el Golfo de México, costa occidental de África y el Mar Caspio, lo que demuestra que la actividad petrolera se está desplazando cada vez más a zonas de difícil acceso. La parte del upstream de petróleo y gas es un sector muy intensivo de capital, pues se necesita muchos recursos materiales para poder extraer el petróleo del subsuelo. Se mostró que los costos de extracción en los últimos años se incrementaron fuertemente. Los costos offshore han repercutido seriamente en la estructura de costos, ya que como estima Parra (2003) su producción alcanza un tercio del total mundial. La inversión en la exploración de petróleo y gas requiere recursos anuales por casi 200 billones de dólares. En el rubro de la perforación un pozo en esta zona ronda entre los 10 a 50 millones de dólares (mdd) e incluso llegar a los 100 mdd si las condiciones son muy difíciles, con una duración entre los 30 a 100 días. La contratación de una plataforma de representa entre 20 a 35% de los costos de perforación. A principios del año 2000, el costo de contratar una plataforma oscilaba entre 15 mil a 25 mil dólares diarios (dls/d) por equipo costa adentro y de 25 mil a 150 mil dls/d para operaciones costa fuera y desde 2004 alrededor de 200 mil dls/. Este incremento encuentra su explicación en el ciclo económico, pues los equipos e instalaciones que son necesarios para su elaboración como el acero (el sector petrolero es el mayor consumidor de acero, necesarios para los ductos) y otras materias primas registraron precios muy altos; aunado a la escasez en el mercado de equipos de exploración; capacidades técnicas y mano de obra calificada. Hasta antes de la actual crisis económica se esperaba que en los próximos años la oferta se adecuara a los niveles de demanda. La estructura de costos aquí presentada muestra que los altos costos de reproducción, a pesar de la actual crisis, permanecerán por un largo tiempo, pues las condiciones estructurales del sector upstream así lo demuestran, ya que las nuevas zonas de posible producción petrolera (Golfo de México, África, Brasil, entre otras) son de difícil acceso y que necesitarán fuertes gastos en tecnología de punta para acceder a ellos, lo que repercute en los costos.

2.4. Evolución de la renta petrolera Mencionamos que la renta del suelo es una de las herramientas más útiles para entender la industria petrolera a nivel internacional. La estimación de la renta petrolera resulta de la diferencia entre el precio de venta del petróleo y el precio de reproducción (costos de reproducción más una ganancia media). En los párrafos anteriores analizamos los costos de producción y de extracción, elementos muy importantes en la determinación de la renta petrolera. Líneas atrás se mencionó que son comunes tres tipos de renta: absoluta, diferencial y de monopolio. En el caso del petróleo se presentan las rentas de monopolio y la diferencial, pues los requerimientos necesarios para que se presente una renta absoluta no se dan (COC en el área de los recursos naturales debe ser menor al

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resto de los sectores productivos de la economía, lo que no sucede en el petróleo). Este tipo de renta responde a un precio de monopolio que es determinado por la demanda y la capacidad de compra de los consumidores, tal caso se puede apreciar con mayor claridad con la evolución del precio del petróleo en los últimos años, alcanzando casi los 70 dpb promedio. La renta diferencial, en cambio, depende de las características naturales de los yacimientos.

Gráfica 2 Precio de reproducción, precio del petróleo y renta promedio a nivel internacional, 19921994 a 2005-2007 (Dólares de 2008)

Para homologar la renta petrolera y el precio de reproducción, los dos primeros se calcularon en períodos de tres años promedio. La renta que se tiene por un precio monopólico en el período que tiene en promedio 16 dpb, consecuencia de un precio del petróleo del orden de los 33.5 dpb y unos precios de reproducción de 17.3 dpb, promedio. Su valor mínimo fue de casi 9 dpb y su máximo de 36.5 dpb, una diferencia de cuatro veces. El precio de reproducción como se vio en la sección anterior fue impulsado en gran parte por los costos de extracción. La gráfica muestra que de 1992-1994 a 1995-1997 la renta creció ligeramente, resultado del leve aumento en los precios del hidrocarburo y la estabilidad del precio de reproducción. La renta presentó la mayor caída entre 1997-1999, gracias al severo desplome en los precios del petróleo hacía fines de los noventas (1998) por la crisis asiática, la mayor hasta esos años. La caída en la renta produjo un cisma en el sector petrolero que puso en aprietos la viabilidad de las empresas petroleras. Muchas de estas empresas cerraron, obligando a las sobrevivientes a unirse mediante fusiones y adquisiciones y de esta forma sortear la tormenta. Estos movimientos resultaron en una mayor concentración, en los años siguientes, de la actividad petrolera en un menor número de participantes, tanto en las petroleras como en las que proveen servicios petroleros. Labban (2008) menciona que las 15 mayores petroleras del mundo, en términos de reservas, controlan 68.5% de las reservas petroleras globales hacia finales del 2006; mientras que en términos de producción, las 14 más importantes controlan 52% de la producción mundial. Lo que demuestra que en el renglón upstream la mayor parte del mercado se concentra en pocas manos.

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Si se toma como punto de partida el 1999-2001 la renta petrolera siguió un camino creciente, salvo por la caída en los precios del petróleo en 2001- 2003, hasta el último período expuesto en la gráfica. Tales niveles de renta son resultado del sorprendentemente aumento en el precio del petróleo que excedió sustantivamente el precio de reproducción. Este último también presentó un alza sin precedentes en la historia reciente del sector, motivada por los fuertes costos en extracción de los últimos años. En concordancia con las fuertes ganancias expuestas en estas líneas y partiendo del mismo sustento teórico, Rojas (2007) estima que para el año 2006 el nivel mundial de la renta petrolera alcanzó alrededor de los 900 mil mdd, que en su mayoría es riqueza transferida a los productores. Esto pone de manifiesto las ganancias extraordinarias que se hacen presentes en él y el porqué es una de las ramas privilegiadas del capitalismo contemporáneo. Con estos niveles de renta las grandes petroleras y los principales países productores han obtenido ganancias extraordinarias. Muchas empresas han canalizado una parte significativa de estas ganancias a los mercados financieros o repartido entre sus accionistas, dejando de lado la innovación tecnológica como estrategia para mantener su posición. Myers y Soligo (2007) muestran que las grandes corporaciones petroleras (ExxonMobil, BP, Shell, ConocoPhillips y Chevron) no están reinvirtiendo sus ganancias al ritmo necesario que se necesita en el proceso productivo (exploración), sino que las están canalizando a los accionistas o colocándolas en los mercados financieros en busca de ganancias a corto plazo, pues 56% de su flujo de efectivo en 2006 se encauzó en recompras y entrega de dividendos a los accionistas. Pero a pesar de esto y como lo exhibe la IEA (2008) entre los años 2000-2007, las compañías privadas aportaron 60% de las inversiones en el upstream. Las cinco súper mayores (BP, ExxonMovil, Chevron, Shell y Total) representaron 29% de las inversiones, otras compañías privadas representan 17% y las empresas que se dedican a la exploración y producción 14%. Como consecuencia de lo anterior, los investigadores exhiben que las cinco grandes petroleras disminuyeron su producción de 10.25 a 9.7 millones de barriles diarios entre 1996 a 2006 y se dio una declinación de las reservas.

2.5. El papel de la renta diferencial en el negocio petrolero Esta renta se encuentra basada en las diferencias de productividad presentes entre distintas parcelas de desigual fertilidad, suponiendo que las tierras con mejor calidad son escasas, con igual cantidad de capital y trabajo. Es decir, este tipo de renta captura tanto las variaciones de la calidad del suelo como del capital invertido. Para Marx dicha renta es la más compatible con el desarrollo del modo capitalista de producción en la medida que se asocia con el desarrollo tecnológico y la innovación, y no por la propiedad territorial. En este tipo de renta, el precio regulador (valor de mercado) debe establecerse con base en los productores que enfrentan las condiciones más adversas, pues de no ser así éstos dejarían de producir. La renta, en este caso, es definida por la diferencia entre el costo individual de los productores en las peores condiciones y aquellos ubicados en mejor situación. Esta ganancia excedente es plus-valor generado en las ramas industriales o en otros sectores y transferidas a la rama de los recursos naturales. En la gráfica que a continuación se presenta se ve la renta diferencial, resultado de la diferencia entre las regiones con los mayores y menores costos de producción.

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Gráfica 3 Renta diferencial 1992-1994 a 2005-2007 (Dólares a 2008)

Estos montos de renta diferencial (RD) demuestran que la discrepancia de productividades entre regiones explica en mucho el negocio petrolero, haciendo que las grandes petroleras privadas se mantengan en el juego, dependiendo del lugar geográfico donde ellas operen. La gráfica muestra un crecimiento exponencial en el período, con una renta diferencial promedio de 18 dpb, un valor mínimo de 5.63 dpb y un máximo de 60 dpb. Esto es una aproximación, pues es difícil de conocer si toda la renta es apropiada por las empresas de EU. Es claro que durante los años noventa la renta diferencial fluctuó entre los cinco a diez dólares, nivel considerable de renta, pero sin punto de comparación con lo que sucede en la presente década, años en donde la renta entre la zona más productiva y la menor es sorprendente, especialmente entre 2002-2004 a 2005-2007, pues pasa de 25 a 60 dpb. En términos generales la zona con el mayor costo de reproducción promedio mundial es la región offshore de los EU (25 dpb) y seguida de OCDE Europa (Mar del Norte); zonas que se enfrentan a difícil condiciones climatológicas y profundidades que hacen difícil accesar a los recursos. Con lo anterior, queda de manifiesto que EU mantiene su posición como la región que contiene el precio regulador del mercado, ya que no de no ser así, su producción saldría del mismo. Este costo de reproducción afecta, hasta cierto punto, el nivel de precios del petróleo, pues tiene que cubrir la producción en la zona más cara. A su vez, la zona con el menor costo promedio es Medio Oriente (11.3 dpb), que tradicionalmente ha contado con los menores costos de producción por sus condiciones naturales, manteniéndola como el nudo gravitacional en la captación de ganancias extraordinarias en el sector. Con estos bajos costos y volúmenes de reservas se entiende el por qué esta zona del mundo es altamente disputada por las principales empresas privadas y potencias del orbe. Por otra parte, no hay que dejar de lado el hecho de que el precio del crudo, en los años anteriores a la crisis, se encontraba a un nivel muy por encima de su precio de reproducción. Tal precio respondía más al efecto de los mercados financieros que a la estructura de costos de la industria. En la medida en que la producción más costosa –producción costa fuera de EU- sea indispensable para satisfacer la demanda global, y exista un precio de venta que lo haga posible, es claro que el mecanismo de la RD seguirá siendo un elemento clave en los niveles de ganancias extraordinarias y por ende en la marcha de la industria a futuro.

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3. Costos de Perforación 3.1. Estructura de costos totales en Argentina El costo promedio total de un barril de petróleo en Argentina era 13,57 U$S en 1993 y, en 1994, bajó a 12,64U$S. Actualmente se estima, según analistas independientes, entre 9 y 12 U$S. según las regiones y la calidad del crudo. Dentro de la estructura de los costos petroleros, hay que diferenciar los dos principales rubros: los costos de producción y los costos de reposición de reservas. Para explotar un barril de petróleo, además de las inversiones involucradas en el pozo productivo, hay que incurrir en costos operativos y contribuir al mantenimiento de los costos de estructura (indirectos). El barril producido en Argentina paga regalías e impuestos (Ingresos Brutos). Además, el barril producido obliga a reponer reservas; la reposición de reservas tiene costos de exploración y de desarrollo que resultan del desempeño de la empresa para sumar reservas e incluyen la ampliación de áreas en explotación, descubrimientos, revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperación. Con criterio amplio, pueden incluirse en este concepto las adquisiciones de reservas.

ESTRUCTURA DE COSTOS TOTALES EN ARGENTINA Participación estimada de los distintos rubros Costos de producción

100%

Operativos

19%

Amortizaciones

38%

Indirectos

25%

Regalías

16%

Impuestos

2%

Costos de reposición de reservas 100% Exploración

37%

Desarrollo

63%

El costo de producción promedio de petróleo bajó en Argentina de 9,55 U$S por barril en 1993 a 7,37 U$S por barril en 1994. Si excluimos regalías e impuestos, el costo de producción promedio de petróleo es de 5,77 U$S por barril.

COSTOS DE PRODUCCIÓN PROMEDIO ESTIMADOS EN DISTINTAS REGIONES DEL MUNDO Región

U$S por barril

Estados Unidos 3,00-7,00 Mar del Norte

3,00-6,00

América del Sur 2,00-6,00 África

2,00-5,00

Medio Oriente

1,00-5,00

Argentina

3,00-6,00

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El costo promedio de reposición de reservas en la Argentina era de alrededor de 3,98 U$S por barril en 1993 pero, en 1994, aumentó a 5,27 U$S por barril. Tal variación encuentra su fundamento en el hecho que una vez finalizada la transición que marcó el paso a la desregulación petrolera, la reposición de reservas exige inversiones. Argentina se encuentra en la media mundial de estos costos: los costos de reposición de reservas para la industria petrolera a nivel mundial fueron de 5,27 U$S por barril de crudo durante el período 1988-1991. Por otra parte, el precio promedio de crudo que obtienen los productores en Argentina, debido a las correcciones de calidad y a la condición de sobreoferta del mercado local, se referencia a la cotización del WTI menos 2,5 U$S por barril en promedio. Con un precio del barril que ronda los 20 U$S, la recuperación total de costos promedios está asegurada. En suma, el sector petrolero argentino está recuperando totalmente los costos (recién cuando el WTI cotiza por debajo de los 15 U$S queda comprometida, en promedio, la recuperación total de costos). El sector upstream mantiene el ritmo productivo a pleno porque el costo marginal de producir un barril adicional de petróleo varía entre 3 y 6 U$S, según los yacimientos, por lo que dejar de producirlo implicaría la privación de un ingreso adicional de 17,5 U$S, si el precio internacional gira en torno de los 20 U$S por barril. En la operatividad del mercado, la baja sostenida de precios, no resiente en el corto plazo el ritmo productivo. Por el contrario, la necesidad de cash flow de muchas empresas puede acelerarlo. La víctima de un escenario de precios bajos empieza siendo la reposición de reservas y luego la recuperación de la inversión.

3.2. Acerca de la explotación de los yacimientos En la rama de la explotación de hidrocarburos existen diversas tecnologías que deben ser consideradas para la incorporación de reservas y el mejoramiento de la producción. La tendencia va hacia la superación de las dificultades para localizar y evaluar nuevos yacimientos petrolíferos y para explotarlos eficientemente. Actualmente se estima que los yacimientos que se consideran económicamente agotados contienen todavía alrededor de la tercera parte de su volumen original de hidrocarburos, y los nuevos o de reciente descubrimiento ofrecen dificultades para su explotación por su profundidad, complejidad geológica y tipos de fluidos. La explotación de yacimientos, desde el punto de vista rigurosamente técnico, puede considerarse como el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolífero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en todas sus etapas de producción; esto es, desde su descubrimiento, pasando por su explotación, hasta su abandono, aunque probablemente haya tantas definiciones como percepciones del proceso. Evaluación de yacimientos En esta etapa se realiza el estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contiene para cuantificar el volumen original de hidrocarburos existentes en los yacimientos petroleros, y establecer estrategias de explotación, tomando en cuenta los modelos de caracterización y simulación de yacimientos. Desarrollo de campos Consiste principalmente en la perforación y operación de pozos. Está condicionado por los tipos de fluidos y su comportamiento en el yacimiento. Aquellos determinarán cuántos pozos y dónde de deberán perforar, y cómo deberán producir para aumentar las ganancias. Existe una variedad de pozos según la necesidad del yacimiento. Entre ellos podemos mencionar: pozos convencionales,

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direccionales, de alcance extendido, horizontales, de diámetro reducido, multilaterales y ramificados. Todos ellos tienen como objetivo principal optimizar la extracción y aumentar las ganancias del hidrocarburo. Recuperación de hidrocarburos Tradicionalmente los métodos de producción por agotamiento primario y secundario permiten recuperar in situ una tercera parte del crudo de un yacimiento. En épocas pasadas esta situación no recibía mucha atención debido a que el crudo era relativamente fácil de encontrar y, en consecuencia, el costo de producción de un barril de crudo de un nuevo descubrimiento resultaba inferior al de un barril incorporado por métodos de recuperación terciaria o mejorada. Dada la declinación de reservas y la baja probabilidad de localizar nuevos campos importantes, los productores han buscado incrementar la recuperación final de hidrocarburos de campos abandonados o en estado avanzado de explotación. Asimismo, la caracterización computarizada de yacimientos constituye una de las herramientas más importantes en los procesos de recuperación mejorada de petróleo; de hecho, el éxito de estos procedimientos depende, prácticamente, de aplicar la energía mediante los fluidos inyectados en el lugar, tiempo y volumen correctos (también se puede realizar esta estrategia con un simulador de yacimientos adecuado). Sistemas e instalaciones de producción Esta etapa tiene una estrecha interrelación con el estudio de los fluidos y su interacción con las rocas, pero es el propio pozo y/o su diseño superficial el que determina la recuperación del crudo en forma optimizada, con la disposición de instalaciones superficiales adecuadas para futuras expansiones.

3.3. Evaluación de Costos en el Upstream Costos de Exploración Los costos exploratorios consisten generalmente en costos de reconocimiento geológico o geofísico, costos sísmicos, costos de perforación exploratorios y gastos administrativos y fijos. Como ya hemos visto, en áreas terrestres es posible llevar a cabo tanto levantamientos aéreos como trabajos de campo normales. Los costos de dichos levantamientos dependerán directamente del tamaño del área y de la complejidad logística. No obstante, los costos de los levantamientos aéreos de observación son bastante moderados; así, el costo de desarrollar una campaña de registro aerogravi-magnetométrico, cubriendo una concesión de 5.000 km2 de superficie ubicada en Sudamérica, está entre los 200.000 y 300.000. dólares. El costo del trabajo geológico de campo presenta una gran variabilidad, dependiendo en alto grado de los costos logísticos y de la mano de obra, tales como los costos de transporte (costos de helicópteros). En cuanto a los costos de prospección sísmica puede señalarse que los mismos son mucho más elevados, pudiendo efectuar una diferenciación en cuanto a las prospecciones en 2D o en 3D. Como se ha señalado oportunamente, la sísmica en 3D presenta desventajas en cuanto a los costos, puesto que la misma implicar una erogación, por kilómetro lineal, tres o cuatro veces mayor a la que representa la sísmica en 2D. El costo de una prospección sísmica 2D en Sudamérica asciende aproximadamente a 20.000 U$S por kilómetro de perfil (Ver Anexo 6.2).

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En comparación con los levantamientos geológicos y geofísicos, el costo de prospección sísmica 3D cubriendo sólo 250 km2 puede llegar a valores que oscilan entre 2 y 3 millones de dólares. Por otra parte, puede decirse que un estudio sísmico tridimensional en el mar cuesta U$S 15.000 por km2, según el lugar y las condiciones reinantes.

3.4. Costos de Perforación Por lo regular, los costos de perforación dependen de tres factores importantes: los costos diarios del equipo de perforación, los costos diarios de otros elementos, tales como combustibles, los revestimientos o tuberías y el tiempo empleado en la perforación del pozo. Los costos de perforación son expresados, a veces, en términos de unidad monetaria por día o unidad monetaria por metro o pié; lo más común es que los contratistas operen en base a costos diarios. A partir de la siguiente ecuación se puede obtener el costo unitario de perforación metro:

en U$S por

donde: : Costos operativos fijos del equipo de perforación (U$S/hora) : Costo del trépano (U$S) : Tiempo total de rotación (horas) : Tiempo total de no rotación (horas) : Tiempo de viaje o round tup (horas) : Profundidad perforada con el trépano (metros) Los costos de un equipo de perforación dependen mucho del mercado. Siempre que se da una alta demanda para perforaciones, los propietarios de equipo estarán en la capacidad de pedir precios elevados en vista a la escasez creada por dicha demanda. Para el caso de un mercado débil, los propietarios se verán forzados a reducir el precio hasta niveles apenas suficientes para mantener el equipo en operación y recuperar al menos, parte de los costos de capital. En condiciones de mercado normales, un propietario tratará de recuperar suficientes costos de capital como para estar en condiciones de adquirir nuevo equipo cuando el actual se encuentre totalmente depreciado. Por consiguiente, en un mercado robusto, el propietario del equipo tratará de depreciar el valor del mismo sobre la base del valor de reemplazo. Los costos del equipo de perforación dependen directamente de la potencia en caballaje y de las capacidades del mismo. Un equipo con capacidad para perforar pozos profundos será más caro que uno con capacidad para perforar solamente pozos poco profundos. Esto puede observarse en las tablas presentadas en el Anexo 6.3 donde se describen los costos de equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores de petróleo y de gas en distintas regiones de EE.UU. dados en el año 2000. En condiciones de mercado de gran demanda, el operador podrá recobrar el 0,20% por día de los costos o más, mientras que en condiciones de mercado débil, podrá obtener solamente alrededor de un 0,08% por día de esos costos.

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En la Argentina no se encuentran equipos de perforación en la abundancia que se dá en EE.UU., por ejemplo, por lo que los costos pueden obtenerse sobre la base de contratos de largo plazo. Las tarifas diarias son más bajas para los contratos a largo plazo pero los costos de equipo resultan más altos a causa de los problemas de mantenimiento, de riesgo y los costos de movilización y desmovilización, además que los períodos ociosos son más largos. Los gráficos siguientes muestran el comportamiento que los precios índice del petróleo y del gas natural y los costos índices de los equipos de perforación y terminación y de mantenimiento de pozos productores, han tenido desde el año 1976, tomado como base, hasta el año 2000. Por caso, para el gas natural se observa que tanto el costo de equipamiento como de mantenimiento han experimentado una menor variación en el período considerado que la que tuvo el precio del gas natural. Los costos de equipos para pozos productores de gas han permanecido, durante gran parte del período, por debajo del indicado para el año base, al igual que lo ocurrido para el costo de equipamiento de pozos productores de petróleo. Algo similar se observa en el gráfico que muestra los precios índices de petróleo, costos índice de equipos y mantenimiento de pozos productores de petróleo. Hay dos diferencias principales entre los dos gráficos. Primero, el precio índice del gas natural se ha mantenido por encima del año base, mientras que el precio índice del crudo ha estado apenas por encima del año base solamente en tres años desde 1986, en 1987, 1990 y 2000. El precio índice de 1998 fue sólo el 20% del alcanzado en 1981. Segundo, los costos índices de mantenimiento de pozos productores de petróleo han permanecido por encima de los niveles de 1976 mientras que el costo índice de mantenimiento de pozos productores de gas natural quedó por debajo de los valores del año base, en 1984, pero ambos han permanecido dentro de un rango relativamente estrecho desde entonces.

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La siguiente tabla nos da la integración porcentual en detalle de los costos relativos promedios de perforación y terminación de un pozo típico de EE.UU., los cuales se refieren a pozos de desarrollo promedios e incluyen equipo de boca de pozo.

Perforación y Terminación Rubro

Perforación

Terminación

Preparación de sitios y caminos

2,42

3,03

Equipo de perforación y herramientas

24,09

17,09

Fluídos de perforación

9,17

5,45

Alquiler de equipos

6,29

6,24

Cementación

4,00

2,53

Servicios de apoyo

12,30

12,85

Transporte

5,67

3,89

Supervisión y administración

1,88

1,44

SUBTOTAL

65,82

52,52

Equipamiento de tubería

32,81

39,46

Equipo de boca de pozo

1,36

7,28

Equipo de terminación

0,00

0,73

SUBTOTAL

34,17

47,47

Costos Intangibles

Costos Tangibles

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Contingencia*

15,00

15,00

* El porcentaje se aplica al costo total del pozo perforado y/o terminado Se estima que la relación entre costos diarios de perforación y otros costos es alrededor de 40-60. Tiempo y velocidad de perforación El tiempo de perforación de los pozos depende de su profundidad; en primer lugar, debido a que las formaciones más profundas son más difíciles de perforar, y segundo debido al "tiempo de reposición" que se incrementa con la profundidad cada vez que la sarta de perforación tenga que ser repuesta. También, el tiempo de perforación del pozo depende de las clases de formaciones geológicas que van encontrándose; así, si se encuentran calizas duras o areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la perforación disminuirá sensiblemente y en el caso de las últimas, la perforación puede llegar hasta paralizarse. En otro caso, si hay mucha probabilidad de presiones inesperadas, se necesitará preparar un programa de revestimiento especial, lo que tomará más tiempo en instalarse. En suma, la elección del tiempo de perforación apropiado depende por entero de la profundidad y de las condiciones geológicas y técnicas. Sin embargo, puede variar dicho tiempo de 40 días para un pozo de 1.800 metros de profundidad a 150 días para uno cuya profundidad alcance los 5.000 m. Analíticamente podemos decir que, cuando no se presentan mayores variaciones en el subsuelo, la velocidad de perforación decrece exponencialmente con la profundidad. Bajo estas condiciones, la velocidad de perforación puede vincularse a la profundidad , a través de

Ecuación 1 donde

y

son constantes propios de cada área o región.

A partir de la Ecuación 1, el tiempo de perforación requerido para perforar una profundidad dada, puede ser obtenido separando variables e integrando. Así

Ecuación 2 Luego, haciendo la sustitución

y resolviendo

obtenemos que

Ecuación 3 Entre los factores que afectan la velocidad de perforación pueden distinguirse variables y fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo y peso del trépano, rapidez de rotación, propiedades del lodo o barro de perforación, limpieza del fondo del pozo; entre los fijos, se reconocen a la dureza de las rocas y la presión de la formación.

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Costos de Pozo Totales Si los costos de perforación han sido establecidos en términos de unidad monetaria por día, la multiplicación de los costos del equipo de perforación más los otros costos por el número de días requeridos para perforar un pozo, nos dará los costos totales. Si, en cambio, aquellos expresados por metro o pié, el costo total se obtendrá multiplicando los costos por la profundidad total. Pozos totales, profundidad perforada e inversiones estimadas en perforación Estados Unidos 2000 vs. 1999 Tipo de Pozos Petróleo

Gas

Seco

Total

2000

1999

2000

1999

2000

1999

2000

1999

Cantidad de Pozos

7.651

12.808

14.231

21.418

3.738

4.119

25.620

37.687

Total Perforado

10.957

17.268

23.666

33.795

6.721

7.184

41.343

57.302

4.540

5.761

10.772

15.372

4.020

4.269

19.332

25.054

1.432

1.348

1.663

1.578

1.798

1.744

1.614

1.520

(en miles de metros) Costo Total (millones de U$S)

Profundidad media (metros) Costo por pozo medio

593.386 449.825 756.939 717.709 1.075.441 1.036.405 754.567 664.798

(U$S/pozo) Costo por metro medio

414

334

455

455

598

594

468

437

(U$S/metro)

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Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs. American Petroleum Institute. 2001 www.api.org En áreas especiales, los costos de movilización y desmovilización de un equipo de perforación deben tomarse en cuenta, pues pueden llegar a varios cientos de miles de dólares. La forma más económica de proceder es mediante la suscripción de contratos a largo plazo, si ello es posible, en vista del número de objetivos de exploración disponibles. El costo total del pozo tiende a incrementarse exponencialmente con la profundidad; así es que, con frecuencia, se asume una relación entre el costo total

donde

y

y la profundidad

, dada por

son constantes que dependen primariamente de la localización del pozo (área o región).

En la mayoría de las áreas del mundo, los costos logísticos adicionales pueden ser especialmente altos si hay necesidad de construir carreteras y nuevos caminos o campos especiales; la necesidad de contar con servicio aéreo ampliará el renglón de costos de transporte, pues habrá que preparar pistas de aterrizaje y bases, sobre todo si dichos servicios se vuelven muy necesarios. Esto hará elevar sensiblemente los costos de perforación. Por ejemplo, en Guatemala un pozo típico de 3.700 metros cuesta alrededor de $ 4,5 millones de dólares y este costo se compone en buena proporción de costos diarios adicionales. Gastos Generales Los gastos fijos pueden variar grandemente de un pozo a otro, aún dentro de una misma área general. Estos costos se relacionan con la administración, la interpretación de datos, la toma de decisiones, etc. y, por lo general se expresan como un porcentaje de los costos geofísicos y de perforación exploratoria. En áreas bien conocidas y desarrolladas los gastos fijos pueden ser bajos y representar el 15% de los costos geofísicos y el 10% de los costos de perforación, mientras que en áreas nuevas, los gastos fijos son por lo general altos: alrededor del 25% de los primeros y el 20% de los segundos. Costos de Desarrollo Los costos de desarrollo de un campo petrolero o gasífero terrestre pueden dividirse en costos de:     

pozos de delimitación infraestructura de pozos perforación de pozos de desarrollo instalaciones, y líneas de flujo

Costos de Perforaciones de Delimitación Los costos de perforaciones de delimitación son muy similares a los costos de perforación de un pozo exploratorio. El tiempo empleado en las perforaciones de delimitación es importante, ya que pueden iniciarse unos meses después de haberse efectuado el descubrimiento. En áreas donde los costos logísticos son altos y los equipos de perforación han sido empleados para otros propósitos, podría tomar hasta un año para que el primer pozo de delimitación pudiera iniciarse.

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El número de pozos de delimitación depende directamente de la complejidad y del tamaño de la estructura. En áreas terrestres, actualmente se acostumbra a iniciar la producción antes de que el campo esté completamente delimitado. Costo de Infraestructura de Pozos En tierra, el costo de la preparación del sitio para las instalaciones de producción o para las perforaciones de desarrollo es generalmente barato; de hecho, en áreas donde hay abundantes carreteras y las condiciones de la tierra son aceptables, la preparación del sitio solamente costará unos cuanto miles de dólares. En áreas mas remotas y de terreno inestable o pantanoso es necesario una completa preparación para el futuro sitio de producción y podrá costar medio millón de dólares o más. También en áreas remotas tendrán que construirse caminos adicionales y probablemente pistas de aterrizaje. Costos de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo Los costos terrestres por pozo productivo (petrolero o gasífero) terminado para una situación típica de EE.UU al año 1996 son los que detalla la siguiente tabla: Costos promedios de perforación y terminación de pozos productivos terrestres en EE.UU. (U$S)

Profundidad

Pozo

(metros)

Productivo

Hasta 850

149.559

850-1500

153.488

1500-2000

347.535

2000-2400

640.349

2400-3000

870.432

3000-3600

1.585.158

Más de 3600

2.600.372

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)

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Los costos diarios del equipo de perforación, de logística y otros, no varían mucho de los de un pozo exploratorio. En general, en países como la Argentina, los costos de los pozos de desarrollo terrestres resultan más elevados por causa de los factores logísticos y el riesgo, según se explicó anteriormente. Por caso, y en base a los datos de las diferentes áreas y yacimientos ubicados en la Provincia de Río Negro (Cuenca Neuquina) se registran costos promedios de perforación y terminación que ascienden a $ 1.077.000 por pozo, cuya profundidad promedio alcanza los 2.800 metros. Por otra parte, los costos promedio de pozos terrestres con perforación horizontal en EE.UU., para el año 1996, son los siguientes: Costos promedios de Pozos Terrestres con Perforación Horizontal en EE.UU. (U$S)

Longitud

Pozo

(metros)

Perforado

Hasta 500

95.667

500-1000

128.787

1000-2000

506.686

2000-2500

1.007.804

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2500-3000

1.220.000

Más de 3000

1.443.000

Fuente: Joint Association Survey on Drilling Costs (1996)

Número de Pozos de Desarrollo Los pozos de desarrollo se agrupan a menudo en productores, inyectores y secos. Los pozos inyectores son necesarios solamente si el campo petrolero se desarrolla sobre la base de la inyección de gas o agua. El número de pozos a perforarse solamente puede ser evaluado sobre la base de los estudios en detalle de los reservorios. A veces sucede que las permeabilidades son extremadamente buenas y que un solo pozo pueda drenar eficientemente una gran área, condicionado a que se aplique el mantenimiento de la presión, tal como la inyección de agua. En otras áreas, la geología es extremadamente variable y los pozos sólo podrán drenar una pequeña área. Por ejemplo, en el campo petrolero de Rubelsanto en Guatemala, un solo pozo drena una extensa área de 18 kilómetros cuadrados (1.800 Has) y, en contrapartida, en Woodbourne en Barbados, los pozos están siendo perforados con un espaciamiento de 5 acres (lo que hace un pozo cada 2 Has.). Los pozos secos son aquellos que se los ha encontrado o evaluado incapaces de producir petróleo y/o gas natural en suficientes cantidades para justificar su terminación como pozo productivo. Obsérvese, en los Anexos 6.5, 6.7 y 6.8, que las inversiones en estos pozos que finalmente no resultan productivos son importantes. Estos costos son necesarios para encontrar petróleo o gas natural y, a pesar de contar con tecnologías y equipos complejos, la industria sólo encuentra hidrocarburos en el 25% de las veces. Si se necesita un patrón de espaciamiento particular, entonces, el número de pozos puede ser determinado por la cantidad de hectáreas probadas de un campo. Si se aplica inyección de agua,

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puede usarse como principio que se necesita un pozo inyector para cada 2 o 3 productores. También por causa de circunstancias geológicas particulares, es bueno contar con el hecho de que uno de cada 10 pozos que se perforen en el campo resultará seco. El número de pozos de desarrollo perforados anualmente depende de la cantidad de torres o equipos de perforación que se hayan empleado en el desarrollo del campo y también del tiempo de perforación por pozo. El uso simultáneo de 2, 3 o 4 equipos de perforación, dependiendo del número de pozos, no es cosa extraordinaria. Costos de Instalaciones Los costos de las instalaciones para operaciones terrestres pueden ser muy modestos. Para un campo petrolero que consiste en unos cuantos pozos de un nivel bajo de producción, puede ser suficiente la instalación de tanques con una capacidad de 2.000 o 3.000 barriles, un separador de campo y otro de prueba junto con las bombas necesarias, así como las tarimas de carga de los camiones cisterna para retirar el petróleo del campo. Los costos actuales de un tanque alcanzan aproximadamente $ 20 por barril/capacidad, consecuentemente un tanque de 2.000 barriles de capacidad costará $ 40.000. Los separadores cuestan cerca de $12 por barril/capacidad, por consiguiente un campo petrolero pequeño no puede ser instalado con menos de $ 100.000. Pero por lo general, necesita más inversión. Si el gas es un tanto sulfuroso, se necesitará una chimenea para eliminar el H2S del gas sulfuroso antes de que pueda ser empleado en operaciones de campo, la cual puede llegar a costar varios millones de dólares. Si fuera necesario inyectar agua, se requerirá de una bomba con un costo promedio de $700 por caballo de fuerza. Líneas de flujo En operaciones terrestres, la red de líneas de recolección conectan los pozos individuales con las instalaciones de producción; y son suficientes para este propósito, ductos de cuatro a seis pulgadas. El costo de estos ductos es variable con respecto al tamaño del campo petrolero y al número total de pozos. Costos de Operación En los campos terrestres medianos y grandes, los costos anuales de operación están casi en función directa al capital total invertido. Los costos de operación totales anuales pueden dividirse en costos de operación propiamente dichos, costos de mantenimiento, costos de seguro y costos de administración. Los costos de operación propiamente dichos incluyen los abastecimientos, el tratamiento de hidrocarburos, las comunicaciones, las provisiones para la seguridad y otros elementos afines. Los costos de mantenimiento consisten en las inspecciones de la estructura y mantenimiento; operaciones de reparación del equipo y modificación o reemplazo de partes; y el servicio de pozos. Generalmente mientras mayor sea el nivel de inversión, mayores serán los desembolsos por servicio de pozos. Por otro lado, los gastos en seguros aumentan en proporción a los costos de capital y los costos de administración se incrementan conforme sube el nivel de las operaciones. La mayoría de los costos anuales de operación son fijos. Por esta razón nos encontramos con costos como las inspecciones periódicas, las cuales deben efectuarse con regularidad por medio del servicio de transporte como helicópteros, los que deben estar siempre a disposición, independientemente del nivel de producción. También en lo que se refiere al servicio de pozos, éste se debe efectuar siempre, ya sea que los pozos tengan un nivel de producción alto o un nivel moderado. Solamente ciertos

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costos menores son directamente variables al nivel de la producción tales como los combustibles y los productos químicos. En consecuencia, para la mayoría de análisis económicos es aceptable considerar los costos de operación anuales como fijos y como un porcentaje constante de la inversión. Sin embargo, esto no es totalmente cierto puesto que algunos costos de mantenimiento están sujetos a incrementarse conforme aumenta la antigüedad del campo. Inicialmente, los costos de operación de un campo petrolero podrían ser altos como consecuencia de los esfuerzos necesarios para corregir errores menores durante la construcción pero en seguida, una vez que el equipo se encuentra en funcionamiento adecuado, dichos costos tienden a reducirse. La obsolescencia del equipo da lugar a ligeros incrementos en los costos de operación pero sin embargo, se desconoce en gran parte la secuencia exacta que siguen los costos de operación y, por ello, el considerar los costos de operación simplemente como una suma anual fija es una práctica aceptable. La proporción de los costos de operación, expresada en términos porcentuales, varía mucho según las circunstancias y las condiciones mismas de operación. Los costos de operación serán algo más elevados en los campos pequeños que en los grandes, lo cual también depende de la zona geográfica en donde se llevan a cabo las operaciones. Si los costos de mano de obra son relativamente bajos, los costos totales anuales de operación serán más bajos puesto que aquellos juegan un papel importante. Un factor por demás importante lo constituyen las condiciones técnicas del campo, así por ejemplo, si el gas del campo contiene grandes volúmenes de H2S pueden darse serios problemas de corrosión y si el petróleo contiene gran cantidad de parafinas podría requerirse de servicios periódicos de desparafinamiento de los pozos. Sin embargo, un nivel razonable para los costos de operación es usar alrededor de un 4 a 5% de los costos de capital para los campos económicos, y de un 13 a 15% para los más caros. Costos de Transporte Petrolero y Gasífero El petróleo y el gas pueden transportarse por medio de ductos o tanqueros en el medio marítimo, y ductos, camiones cisternas o vagones tanque en el medio terrestre. Ductos: Los costos de los ductos incluyen el costo de tubería, preparación de zanjado y enterramiento. Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor conveniencia por pulgada/milla o por centímetro/kilómetro. Los costos de construcción de ductos mayores son casi directamente proporcionales a su longitud. Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también resultan mucho más altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio. Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y los costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud. Un aspectos a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a veces en el término de unos cuantos meses.

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Los costos de las estaciones compresoras son, por lo regular, directamente proporcionales al costo de su potencia, expresada ésta en términos de caballaje (HP). Selección del tamaño Atendiendo a que los costos de un ducto son casi directamente proporcionales a su tamaño, es importante seleccionar el tamaño adecuado. En este sentido, deben tenerse en cuenta aspectos diferenciales según se trate de petróleo o gas. Petróleo: El diámetro del ducto petrolero, en pulgadas o centímetros, lo determina el flujo requerido en barriles por día; la viscosidad del petróleo y las condiciones del terreno. También se considera el grosor de la lámina de la tubería, ya que mientras mayor sea, podrán soportarse mayores presiones. Por otro lado, la opción de seleccionar un ducto de pequeñas dimensiones depende directamente de cuán elevado es el diferencial de presión. Aparte de los espesores de las paredes, es igualmente importante el factor calidad en la selección de las presiones máximas de operación. En la actualidad, para un proyecto en particular, la determinación de las dimensiones de un ducto, el grosor de la lámina y la calidad, se realizan mediante programas de optimización de computadoras. De todas maneras, la variable principal es el requerimiento sobre el nivel de flujo y es importante asegurar siempre que todo ducto que se diseñe tenga suficiente capacidad como para permitir posibles expansiones futuras en el nivel de flujo, las que serán consecuencia de un aumento en la producción petrolera. La capacidad del oleoducto puede ser aumentada por medio de la adición al sistema de estaciones de bombeo. La siguiente tabla proporciona una idea de los tamaños típicos del ducto atendiendo al nivel de producción: Volumen Diario

Tamaño(*)

(Barriles)

(Pulgadas)

(centímetros)

5.000

6

15

10.000

8

20

15.000

10

25

25.000

14

35

50.000

18

45

100.000

20

50

150.000

24

60

300.000

28

70

26

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500.000

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32

80

(*) Estos tamaños permiten niveles de flujo mayores a los indicados, en el caso de que se agreguen estaciones de bombeo. Gas: También para el caso del gas, el diámetro del ducto depende principalmente del volumen a ser transportado, pero además y muy particularmente, de las distancias entre estaciones compresoras a lo largo del ducto. Al igual que con los oleoductos, el tamaño depende también del grosor de la lámina y de las consideraciones de calidad. Es posible obtener una estimación somera mediante la aplicación de la fórmula de Weymouth:

donde: Q: Volumen de gas en pies cúbicos/hora D: P1: P2: L:

Diámetro Presión Presión Longitud

de de de de

línea entrada salida la

en en en línea,

en

pulgadas lbs/pulg2 lbs/pulg2 millas

Es también aconsejable que para el caso de gasoductos, el diseño incluya capacidad para un incremento futuro aunque se debe evitar el sobredimensionamiento, dado que siempre es posible tender otro ducto en el mismo derecho de vía si es que se desea incrementar la producción a niveles que excedan la capacidad de flujo del ducto original. Costos de los gasoductos El costo de un gasoducto está constituido predominantemente de los siguientes componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales, costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales. La mayor porción del total consiste en los costos de materiales e instalación. Cuando se estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debería ser considerado. 

costos de derecho de vía

Los costos de derecho de vía consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el pago de daños y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados. Los dos factores que más afectan el costo ROW son: densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cuánto más alta sea la densidad poblacional, los costos ROW son más altos; Factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por áreas ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la longitud del ducto, lo cual, a su turno, puede resultar en el agregado de gastos devenidos por el cruce de más inmuebles (parcelas).

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

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costos de materiales

Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías, revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se incrementa con el diámetro del ducto planificado. La tubería usualmente será el ítem más costoso. El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubería. Los factores que afectan el costo de los materiales son: La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo o en el MAOP pueden afectar sensiblemente el costo del gasoducto. La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases de localización del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una relación directa con el espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el peso de la tubería y, en consecuencia, el costo. La disponibilidad de material está relacionada al número de proyectos de ductos que se están llevando a cabo simultáneamente. 

costos de instalación

Los costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las características del terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano de obra. La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los costos de instalación en comparación con las áreas rurales; Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ríos, restauración de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios arqueológicos o históricos; El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construcción debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de áreas abiertas, tierras húmedas en lugar de áridas, o zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados; si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno, implica menores costos. 

costos de ingeniería

Los costos de ingeniería varían con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los gastos generales usualmente los establece cada empresa en particular y se expresan como un porcentaje del costo total del proyecto. Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto.

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Fig. 1-Los costos de un gasoducto dependen del tamaño y el terreno, así como de la ubicación. Generalmente se incrementan con el tamaño del ducto (longitud y diámetro) y son mucho más altos en áreas densamente pobladas. La siguiente tabla muestra la participación porcentual promedio de cada ítem en el costo total de un gasoducto (EE.UU, 1988): Item

Porcentaje del Costo Total

Terreno y Derecho de Vía 6 Materiales

33

Instalación

43

Otros *

18

(*) Ingeniería, gastos generales y contingencia. Depreciación y costos de mantenimiento y operación: En la mayoría de los casos un ducto será diseñado para un período de aproximadamente 20 años, que es el período promedio de duración de un campo petrolero o gasífero; sin embargo, y según sea la caso, el mismo puede ser mayor o menor. En los ductos terrestres, los costos de mantenimiento y operación son relativamente bajos, no más de U$S 2.000 a U$S 5.000 por kilómetro para cada ducto. Costos de ductos marítimos En este caso también se evidencia que para proyectos de ductos cortos (de unos cuantos kilómetros), los costos son extremadamente altos a causa de la necesidad de movilizar y desmovilizar las barcazas de tendido, mientras que los costos de los proyectos mayores son comparativamente menores, estando en función directa de la longitud. Así, en EE.UU. (más precisamente en proyectos desarrollados en el Golfo de México), el costo promedio por centímetro/kilómetro para los proyectos de ductos muy cortos es de 16.000 U$S, mientras que para los proyectos mayores es apróx. 7.000 U$S por centímetro/kilómetro.

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El costo promedio de estaciones compresoras típicas, por caballo de fuerza, es aproximadamente un 33% mayor que el costo para estaciones terrestres. Nótese, no obstante, que los costos para el Golfo de México no pueden ser representativos para el resto del mundo; por lo mismo, en casi cualquier otra región del globo, los costos serán sustancialmente más elevados; también los costos de movilización y desmovilización de las barcazas de tendido son bastante elevados, ya que éstas constituyen uno de los elementos más caros del equipo utilizado en operaciones marítimas. Además, en otras regiones será necesario importar mano de obra altamente calificada para llevar a cabo este trabajo especializado. Los costos de ductos marítimos también dependen en particular, de la profundidad del mar y pueden llegar a ser muy altos en aguas muy profundas. Un ejemplo típico lo proporciona el ducto de 20 pulgadas y 220 km de longitud que conecta Italia con Túnez, donde fue necesaria una inversión de 327 millones de dólares, lo que corresponde a U$S 29.000 por centímetro/kilómetro, o sea, más de cuatro veces el costo promedio en el Golfo de México.

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LECTURAS SOBRE EL TEMA

Bolivia pagará $us 30 extras por barril de crudo para “incentivar” a las petroleras El gobierno de Bolivia pagará a las transnacionales petroleras que operan en el país 30 dólares adicionales por cada barril de petróleo producido a un costo promedio de 5,7 dólares. Bolivia importa gasolina y diesel, carburantes subvencionados por el Estado con cerca de 700 millones de dólares al año. Por esa razón, las autoridades gobierno evalúan diferentes mecanismos para estimular las inversiones en la producción de crudo, diesel y gasolina. Este año Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) adjudicará más de 30 nuevas concesiones a petroleras privadas. El Plan de Exploración 2010-2020 de YPFB Corporación contempla el inicio de actividades de prospección petrolera en los departamentos de Beni y Pando, y la consolidación de proyectos de exploración en el norte de La Paz. YPFB identificó 62 áreas de exploración hidrocarburífera potenciales, de las cuales 32 no son operadas por ninguna empresa. Se estima que YPFB detenta por lo menos dos áreas; Andina seis, Chaco seis, y Petroandina. Al menos nueve áreas estarían en proceso de adjudicación a YPF Argentina, Nioc, Petrovietnam, Petrobras y Repsol. YPFB negocia contratos con EP Ltda en Sanandita; con Gazprom-Total en el bloque Azero; con Pluspetrol en Huacareta, y con Global Bolivia en el Madre de Dios y Sayurenda. El Congreso sancionó al menos cuatro Leyes que autorizan a YPFB firmar contratos de servicios con Gas To Liquid International SA (GTLI) para la exploración y explotación de yacimientos en las áreas de Itacaray (Chuquisaca), Río Beni (La Paz, Beni y Pando), y Cupecito y Almendro (Santa Cruz). El gobierno pretendió estimular a los inversionistas aumentado los precios en el mercado interno mediante el fallido gasolinazo de diciembre de 2010. Luego del fracaso, YPFB ofreció devolver un período de entre cinco y 10 años el 100% de las inversiones a las empresas que encuentren nuevas reservas de petróleo. Sin embargo, el presidente de YPFB Carlos Villegas admitió que ese aliciente “no es suficiente”, y por esa razón se comenzó a elaborar una nueva ley de inversiones para “dar garantías a los inversionistas extranjeros”, informó el canciller David Choquehuanca a principios de año. Desde febrero de 2012, el Vicepresidente Álvaro García Linera se reúne periódicamente con representantes de las transnacionales para concertar un programa de inversiones en la producción de líquidos. “Nos hemos reunido con las empresas petroleras que trabajan en el país para evaluar el año exitoso de 2011 y ver cómo replicamos en inversiones y producción en 2012. Estamos preocupados por la producción de líquidos, diesel y gasolina. Del petróleo sale el diesel y la gasolina, y está claro que tenemos déficit”, reconoció García Linera el 13 de febrero. “Bolivia es un país gasífero, consumimos gas, extraemos y exportamos gas, pero ahora lo que nos preocupa son los líquidos, en donde tenemos déficit. Queremos mejorar la producción y exportación de líquidos y estamos viendo distintas opciones de impacto inmediato que pudieran mejorar la producción, para que el país deje de importar diésel y gasolina”, explicó el Vicepresidente el 27 de febrero, luego de reunirse con ejecutivos de Petrobras, Repsol, British Gas y Total. García reveló que la agenda de trabajo con las petroleras tiene que ver con el cobro de impuestos y con otras opciones para incentivar el proceso exploratorio de petróleo en el país. “Es un pedido del

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Presidente Evo Morales que las reuniones con los sectores estratégicos sean regulares para el seguimiento de su producción operativa”, reveló el Vicepresidente. Un día después, el Presidente Morales aseguró que las inversiones extranjeras en Bolivia están garantizadas y no hay motivos para desconfiar, considerando que el proceso de nacionalización de los hidrocarburos se consolidó hace varios años (2006) y hoy el sector goza de estabilidad plena. “Esa etapa ya hemos superado, hay un nueva Constitución aprobada por el pueblo boliviano, hay nuevos contratos y los contratos bolivianas se respetan. Aquí se respeta también la propiedad privada y, especialmente, la inversión que viene del exterior”, manifestó Morales en la inauguración de una nueva planta de gas natural en el campo Sábalo. “Quiero decir a los representantes de Petrobras Bolivia, a Total y a otras empresas (que) no tengan ninguna desconfianza; es obligación respetar las normas bolivianas y nosotros también respetar la inversión y garantizar la inversión”, declaró Morales tras insistir en que su gobierno está empeñado en alentar las inversiones en el sector de hidrocarburos, respetando los contratos suscritos con las empresas internacionales “socias” del país. El gobierno incentiva a las petroleras El gobierno de Morales otorgará un incentivo a las empresas que operan en Bolivia con el fin de incrementar la producción de petróleo, informó el 19 de abril el presidente de YPFB Carlos Villegas. “El gobierno nacional aprobó el 18 de abril el decreto 1202 que consiste en establecer un incentivo a las empresas para lograr aumentar la producción de petróleo”, precisó. El presidente de YPFB explicó que el incentivo consiste en el pago de 30 dólares por barril de petróleo a las empresas bajo la forma de Notas de Crédito (Nocres), lo que se sumará a los 10 dólares que actualmente reciben por barril de crudo. La medida fue adoptada en virtud de que en los últimos años se verificó que la producción de petróleo se estancó o en su defecto algunos campos se encuentran en declinación, justificó. Según la agencia ABI, el presidente de YPFB habría asegurado “que el incentivo no tendrá ningún efecto en el precio del barril en el mercado interno y en el costo de los derivados puestos en el mercado”. Villegas manifestó que las compañías tienen 90 días para presentar planes de producción de crudo, de modo que “pronto se revierta esta situación (la falta de petróleo)”. Con la vigencia del decreto 1202, las ganancias de las petroleras que operan en Bolivia aumentarán significativamente. Según una investigación del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), ninguna compañía petrolera que opera en Bolivia trabaja a pérdida, pese a que el Estado mantiene congelado en 27 dólares el precio del barril de petróleo. La investigación del CEDLA, divulgada en los Cuadernos de Coyuntura de la Plataforma Energética, reveló que los costos promedio de producción de hidrocarburos líquidos de las compañías que trabajan en el país es de sólo 5,77 dólares por barril de petróleo. Los datos muestran que el 60% de la producción de petróleo y condensado de Bolivia tiene un costo de 2,48 dólares. Con estos costos, gran parte de las empresas que entregan la producción de petróleo y condensado al Estado a un precio de 27,11 dólares obtienen una utilidad neta de 5,62 dólares por barril. Otras compañías que trabajan en campos marginales reciben un incentivo mayor a la producción, por lo que su utilidad neta aumenta a 11,27 dólares por barril. Las petroleras ganan mucho dinero La investigación del CEDLA “Gasolinazo: subvención popular al Estado y a las petroleras”, divulgada en los Cuadernos de Coyuntura de la Plataforma Energética, revela que los costos de producción de las transnacionales está por debajo del precio que les paga el Estado, y en ningún caso exceden el precio de referencia interno, incluso los de los campos más ineficientes. Es más, una parte de ellos recibe desde diciembre de 2006 un incentivo adicional exento del pago de IDH y regalías, que duplica su utilidad neta por barril de 6,1 a 11,3 dólares. El estudio constata que los costos promedio de producción de hidrocarburos líquidos por empresa o el costo de producción ponderado de las compañías que trabajan en el país es sólo de 5,77 dólares por barril de petróleo, con un rango que va desde los 2,48 dólares hasta los 17,99 dólares por barril.

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Los datos muestran que el 60% de la producción de petróleo y condensado tiene un costo de 2,48 dólares y sólo un 0,03% un costo de 17,99 dólares. El costo promedio de producción de un barril de petróleo y condensado en Petrobras Bolivia es de 2,48 dólares; en Vintage de 6,62 dólares; en Petrobras Energía de 9,08 dólares; en Chaco de 9,71; en British Gas de 10,04; en Andina de 10,57; en Repsol YPF de 11,45M en Pluspetrol de 11,68 y 17,99 dólares en Matpetrol. Con estos costos, gran parte de las empresas que entregan la producción de petróleo y condensado al Estado a un precio de 27,11 dólares obtienen una utilidad neta de 5,62 dólares por barril. Otras compañías que trabajan en campos marginales reciben un incentivo mayor a la producción, por lo que su utilidad neta aumenta a 11,27 dólares por barril, indica el estudio del CEDLA. Por ello, en promedio, las empresas estarían obteniendo una ganancia neta de 6,13 dólares por barril de petróleo, pese a que el Estado mantiene congelado en 27,11 dólares el precio de referencia del petróleo. El estudio advierte, sin embargo, que “estos costos de producción, al ser ponderados entre la producción total de energía de cada empresa, ocultan con seguridad valores extremos de costos de producción tanto en el límite superior como en el inferior. En otras palabras, es muy probable que existan campos cuyo costo de producción sea menor al mínimo encontrado, y a la inversa”. Al igual que con la producción de hidrocarburos líquidos, las transnacionales petroleras logran millonarias utilidades con la producción de gas natural, ya que sus costos de producción están muy por debajo de lo que reciben como pago del Estado, que comercializa este energético en los mercados de Brasil y Argentina. En promedio, el costo de producción de un millar de pies cúbicos de gas natural en Bolivia es de 1,02 dólares. El 60% de la producción de gas natural tiene un costo menor al medio dólar por millar de pies cúbicos. El costo promedio de producción de un millar de pies cúbicos de gas natural en Petrobras Bolivia es de 0,44 dólares, en Vintage de 1,17 dólares, en Petrobras Energía de 1,61 dólares, en Chaco de 1,72, en British Gas de 1,78, en Andina de 1,88, en Repsol YPF de 2,03, en Pluspetrol de 2,07 y en Matpetrol de 3,19 dólares.

Nacionalización, costo de producción y ganancia petrolera La sui generis tercera nacionalización de los hidrocarburos, considerada por los propugnadores como “medida inteligente y moderna”, se debió a que no se expropió a los inversionistas extranjeros de la misma manera como lo habían hecho gobiernos del pasado con otras nacionalizaciones. La sugestiva nacionalización, desde la óptica de analistas y expertos petroleros, significa nada más que la adecuación de los contratos petroleros a las leyes en vigencia, el incremento tributario y la compra de millones de acciones a las petroleras transnacionales, con la creencia de haber encontrado la mejor opción para el desarrollo de la economía nacional, que en la práctica resultó un fiasco, porque las buenas intenciones para “vivir bien” quedaron en el olvido y la esperanza del pueblo boliviano frustrada por la inoperancia gubernamental. Veamos algunas razones, entre otras, de lo afirmado: YPFB - Corporación pese a la vigencia del Decreto Supremo 28.701 y de la Ley 3.058 ha perdido su prelación de mando sobre las empresas petroleras transnacionales por no tener capacidad para disponer que dichas empresas exploren prioritariamente las zonas con mayor probabilidad de tener reservorios de petróleo para industrializarlo y obtener carburantes con miras a satisfacer los requerimientos del mercado nacional y evitar la dependencia energética, las importaciones y subvenciones millonarias que atosigan al TGN. Además el 80% de la producción de hidrocarburos, el manejo técnico-operativo y las principales decisiones de inversión que definen la dinámica productiva del sector petrolero, continúan en manos de las empresas extranjeras y el resto, es decir el 20%, a cargo del Estado a través de las petroleras Andina y Chaco. Vale decir que YPFB - Corporación se halla subordinada al interés económico de las empresas petroleras foráneas.

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COSTO DE PRODUCCIÓN Por los datos oficiales procesados por el Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA) se establece que las empresas petroleras que operan en Bolivia no trabajan a pérdida, ya que sus costos de producción de hidrocarburos, incluidos los costos de producción de los campos considerados “ineficientes”, están muy por debajo del precio congelado por el Estado de 27.11 dólares por barril de petróleo. UTILIDAD DE LAS EMPRESAS Por los datos procesados por CEDLA (Plataforma Energética) se establece que la utilidad (promedio) por barril de petróleo es de 6,13 dólares. Al multiplicar esta cifra por la producción diaria, por ejemplo de 42.000 barriles de petróleo, se tiene una utilidad anual de 93.972.900 dólares. Ahora bien, de haberse admitido la vigencia del impopular Decreto Supremo No. 748, denominado “gasolinazo”, con el nuevo precio de 59 dólares por barril de petróleo previsto por el Gobierno plurinacional, con una producción diaria por ejemplo de 42.000 barriles (mínimo) la utilidad anual habría sido gigantesca, de 582.846.600 dólares a favor de las petroleras transnacionales. Con el gas natural ocurre lo mismo, la utilidad es extraordinariamente superior a la ganancia percibida por el petróleo. En cualquiera de los casos grandes ganadoras son las empresas petroleras transnacionales y el gran perdedor es el depauperado pueblo boliviano. VISION GUBERNAMENTAL La visión del presidente Evo Morales es de que las empresas petroleras ganan más de lo que actualmente reciben. Al respecto dijo en enero del pasado año: “La única forma de que las empresas inviertan en la búsqueda de petróleo es nivelando los precios de los carburantes al mercado internacional”, etc. Al concluir, la política energética nacional requiere reorientación y reflexión patriótica para encarar la industrialización de los hidrocarburos como la mejor opción para la liberación económica del país.

YPFB CHACO, COSTOS

Durante la gestión fiscal 2010, el costo directo de producción por barril de petróleo equivalente fue us$/bpe 1,23; mientras que el indirecto estuvo en el orden de us$/bpe 0,70. El costo total para la gestión fiscal es us$/bpe 1,93.

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Ambos indicadores contemplan el de las tomas de hidrocarburos que se suscitaron durante el periodo fiscal, considerando que estos indicadores se calculan en base a las entregas de hidrocarburos.

EXPERTO: EL COSTO DE PRODUCIR PETRÓLEO EN BOLIVIA ES MENOS DE 5 DÓLARES El economista Juan Carlos Zuleta dice que el gobierno boliviano debe exigir a las petroleras el cumplimiento de sus contratos para que inviertan en la exploración de los yacimientos de petróleo En una entrevista con el diario La Nación de la Argentina, el economista Juan Carlos Zuleta aseguró que el costo de producción de un barril de petróleo en Bolivia no alcanza ni siquiera a los 5 dólares, por lo que se infiere que las compañías extranjeras estarían obteniendo utilidades, y no pérdidas, cuando el Estado les paga sobre la base de la cotización del barril de petróleo a 27 dólares. Según la información gubernamental, las petroleras que operan en Bolivia reciben del Estado boliviano algo más de 10 dólares por barril de petróleo. Este monto sería suficiente, según las cifras de Zuleta, para que las compañías puedan cubrir sus costos de producción y lograr importantes utilidades. Esta es la entrevista realizada por el diario La Nación (LN) a Juan Carlos Zuleta (JCZ) y difundida en su integridad por la Plataforma Energética: LA.- ¿Cómo repercutirá en la economía la decisión de Morales de dar marcha atrás con la subida del precio de los combustibles? JCZ.- Pondrá algunas presiones financieras. Se ha previsto que la importación de diesel significará alrededor de US$ 1000 millones este año, es decir más o menos el 10% de las reservas internacionales acumuladas hasta la fecha. Incluye una estimación de la posible alza del petróleo. Es para asustar a cualquiera. En 2005 el país importaba diesel por un valor de algo más de US$ 100 millones. LN.- ¿Qué debería hacer el gobierno? JCZ.- En el corto plazo, exigir el cumplimiento de los contratos de operación que contemplan en ciertos casos la obligatoriedad de las petroleras transnacionales de realizar inversiones en exploración en yacimientos que contienen petróleo. Se ha hablado mucho de la falta de incentivos porque el país sólo paga US$ 27,11 por barril. Sin embargo, se dice poco sobre el costo de producir, que no alcanza los US$ 5 en el peor de los casos. Y no es menos verdadero que poco o nada se ha hecho para

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evitar el contrabando de combustibles líquidos. El gasolinazo y la crisis energética que parece avecinarse han desnudado estos problemas y están mostrando una realidad muy dura en el futuro próximo. El gobierno deberá ser creativo y encontrar formas de controlar el contrabando a partir un enfoque integral. En el mediano y largo plazo, el gobierno deberá encarar con decisión el cambio de la matriz energética para primero reducir y luego eliminar el uso del diesel en el parque automotor. Recientemente el gobierno ha descubierto que los kits de conversión vehicular de motores a gasolina a gas natural no funcionan en el caso de motores diesel. Esto le llevó a concluir que la solución ya no pasa por introducir kits de conversión, sino por cambiar los motores de los vehículos. Esta solución podrá ser relativamente barata, pero dudo mucho que sea adecuada y sostenible en el tiempo. Considero que el gobierno no debería descartar la posibilidad de importar vehículos de transporte público a gas natural nuevos, a tiempo de acordar con los fabricantes un proceso gradual de transferencia tecnológica para que en el curso de los próximos 10 años Bolivia pueda primero ensamblar y luego producirlos. Y se debería añadir un plan completo de exploración de hidrocarburos, estableciendo reglas claras e incentivos para las empresas transnacionales interesadas. LN.- ¿Con qué dinero Morales seguirá subsidiando el combustible? JCZ.- Este monto está incluido en el Presupuesto, pero obviamente representa una preocupación para el gobierno considerando que de esos US$ 1000 millones, US$ 380 millones se irán a la subvención y US$ 150 millones al contrabando. O sea que asumiendo una empresa estatal YPFB tan inactiva como hasta ahora, sin prácticamente ninguna iniciativa corporativa, lo más probable es que se produzca una crisis energética. LN.- ¿Los ajustes significan el fin del romance con los sectores populares? JCZ.- El gasolinazo ha despertado a mucha gente de un largo sueño. El gobierno todavía puede remontar el desencanto de la población. Requiere un fuerte golpe de timón en la conducción del sector hidrocarburífero y minero del país. Incluyo aquí al sector minero porque entre ambos sectores, representan el 77% de las exportaciones, principal fuente de divisas y reservas internacionales. Las recientes manifestaciones de los sectores populares demuestran que la gente ya no estará dispuesta a tolerar más errores y desaciertos. LN.- ¿El modelo puede sostenerse? JCZ.- Si se refiere a la nacionalización de los hidrocarburos, aún es posible reconducir el proceso, aunque se necesita mucha voluntad política del gobierno central. Hace poco el gobierno aceptó subir los sueldos al personal más técnico y especializado de YPFB, por encima del salario del Presidente del Estado. Sin embargo, no acaba de entender que esta medida sólo surtirá efecto si es parte de un proceso amplio de reestructuración que no se ha podido encarar desde la nacionalización. Ni el incremento de sueldos en el personal técnico especializado por sí mismo ni la dictación de un nuevo gasolinazo resolverán la situación. La crisis energética que se prevé para un futuro próximo exige soluciones mucho más amplias. LN.- ¿Cómo ve el panorama económico para América latina en 2011? JCZ.- Todo indicar que continuará el auge de muchas materias primas principalmente mineras, por lo que se espera que algunos países tendrán un nuevo año de relativa holgura. Algo similar se puede pronosticar en los países exportadores netos de alimentos. Sin embargo, es muy probable que los efectos de la crisis financiera que podría agravarse en muchos países desarrollados se traduzcan en una especie de estrangulamiento crediticio posiblemente acompañado de un alza significativa en los tipos de interés internacionales.

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En este marco, resulta difícil pensar que, a pesar de la tendencia al alza en los precios del petróleo en el mercado internacional, Venezuela pueda mantener su actual nivel de gasto en asistencia económica a países como Bolivia, Cuba o Nicaragua y otros países centroamericanos. ** Este es un servicio de la Plataforma de Política Energética, un espacio permanente, plural y abierto a todos, para compartir información, generar conocimiento y promover el debate público sobre los temas fundamentales del sector energético.

PRECISIONES SOBRE LOS COSTOS DE PRODUCCION PETROLERA Gustavo Rodríguez Cáceres - El Decreto Supremo 1202 establece el pago de 30 dólares extras por cada barril de petróleo producido en el país. Para Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación e impulsor de la medida, esa determinación se justifica porque de los 27,11 dólares que se paga por barril de petróleo en Bolivia, las empresas petroleras reciben efectivamente sólo 10,29 dólares, monto que no cubriría los actuales costos de producción de las empresas, porque, según Villegas, el costo promedio de producción por barril de petróleo, en los 19 campos petrolíferos en actual operación en el país, habría subido de 23 dólares el año 2007 a 44,6 dólares el año 2011.

Esta justificación, en nuestro criterio incorrecta, obliga a hacer algunas precisiones y plantearse algunas interrogantes.

En relación a los costos en la industria petrolera se utilizan dos conceptos claramente delimitados. El de costo de exploración y desarrollo que incluye todos los egresos desde el inicio de la exploración hasta la puesta en marcha del campo petrolero o gasífero. Son los egresos clasificados como gasto de capital (CAPEX). El de costo de producción que refiere sólo a los egresos relacionados con la extracción de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la planta de procesamiento o, en el caso boliviano, hasta el punto de fiscalización. Son las erogaciones clasificadas como gasto operativo (OPEX). A partir de estos conceptos se construyen los indicadores de costo unitario de exploración y desarrollo, que se obtiene dividiendo el total de las inversiones realizadas entre el total de reservas probadas descubiertas; y el de costo unitario de producción, que se obtiene dividiendo el total de gastos operativos de un año entre el total de la producción de hidrocarburos correspondiente a esa gestión. La suma de ambos conforma el costo total de un barril de petróleo, que va variando según varían los costos referidos. Se comprende que el costo de exploración y desarrollo no aumenta o, aumenta muy poco, debido a que en la etapa productiva de un campo las inversiones son circunstanciales y mínimas. También se comprende que a medida que la producción de un campo va declinando el costo de producción

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también va en aumento, debido a que los costos operativos, aunque no son constantes, son relativamente rígidos. La regla es que la producción de un campo petrolero debe detenerse el momento en que los costos unitarios no pueden ser cubiertos por los precios vigentes en el mercado; si hasta ese momento las empresas recuperaron sus inversiones, la operación será exitosa, caso contrario, será una operación a pérdida.

Un ejercicio aplicando estos conceptos, realizado en el CEDIB a finales de 2009, reflejaba que las petroleras habían invertido alrededor de 2,51 dólares por cada barril equivalente de petróleo que tenían en calidad de reserva probada; el costo promedio de producción de esas reservas era de 3,75; sumados ambos, daban un costo total de producción de 6,26 dólares por barril. Con otra metodología y recurriendo a otros instrumentos los investigadores del CEDLA encontraron resultados similares.

Como ratificando estas estimaciones, el informe económico de YPFB Chaco señala que su costo de producción por cada barril de petróleo equivalente fue de 1,47 dólares el 2007; 1,96 el 2008; 2,13 el 2009; y 1,93 el 2010. (Puede verificarse esta información en: http://www.ypfbchaco.com.bo/index.php?option=com_content&task=view&a mp;id=651&Itemid=217) Anótese que YPFB Chaco opera nueve de los 19 campos petroleros del país, ocho de los cuales están en plena declinación; además, aun así reporta utilidades y no pérdidas, por lo que es de suponer que no necesita incentivos. A la luz de estos datos, hubiese sido preferible que YPFB Chaco, empresa 100% nacional, se haga cargo de todos aquellos campos petroleros que, según Villegas, reportan pérdidas o, mejor, que el dinero del “incentivo” sea otorgado a la misma, a fin de que sea ésta la que busque el petróleo que tanto necesita el país. Pero claro, o el “presidente de la Corporación” no conoce estos datos, ni siquiera los de su subsidiaria, o conociéndolos, prefiere favorecer otros intereses.

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La renta económica

Los costos de producción en el negocio petrolero se han multiplicado en los últimos años. (Especial)

Fantasma 1: Para que un país disfrute la renta económica del petróleo y gas se requiere que una empresa estatal extraiga y venda los hidrocarburos. El concepto de renta económica fue desarrollado por Adam Smith y David Ricardo. Se puede explicar con un ejemplo muy simple: hay un trabajador que está dispuesto a emplearse por 7,000 pesos, pero el mercado está dispuesto a pagarle 10,000 pesos. Los 3,000 pesos de diferencia son la renta económica que el mercado reconoce como valor intrínseco al trabajador. En ciertas industrias, particularmente en el caso de los recursos naturales, se crea un valor en exceso de los costos totales y la utilidad esperada por un inversionista. Este valor en exceso le corresponde a la nación por ser la propietaria de los recursos, lo que es un principio ampliamente aceptado en todo el mundo. Esta renta es muy significativa. Según la naturaleza geológica del yacimiento, representa en la actualidad un promedio de 70% del valor total de cada barril producido, aunque el rango varía entre 18 y 99%, según Wood Mackenzie, una firma especializada en impuestos petroleros. Este pago es entregado a la nación a cambio de la extracción de un recurso no renovable. En la mayoría de los casos, la compañía que extrae físicamente el hidrocarburo es un operador de la explotación, y en esta categoría están empresas privadas como Shell, Exxon, Total y BP, o firmas estatales como Pemex, Petrobras, Pertamina y PDVSA. Su función es invertir y desarrollar campos, maximizar producción y reducir costos de extracción. Ellos cobran un retorno al capital invertido, pero sin ningún derecho sobre la renta. Los sistemas fiscales sirven para determinar y recolectar esta renta económica, pero dichos sistemas están lejos de ser perfectos, pues cada yacimiento tiene una rentabilidad diferente y los mercados cambian constantemente. Los operadores se han apropiado históricamente de una parte de la renta que le corresponde al dueño de los hidrocarburos. A principios del siglo XX, las grandes concesiones en Irán, Iraq, Arabia

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Saudita, México (hasta 1938), y Venezuela (hasta 1943), fueron ‘escandalosas’ con respecto a la apropiación de la renta por parte de ‘los operadores’ o empresas petroleras privadas; sin embargo, hoy por hoy, esta apropiación excesiva sólo puede darse en el caso de tener esquemas fiscales deficientes o mal diseñados. En años recientes, algunos países productores de petróleo no previeron que el precio del barril de crudo pudiera rebasar los 100 dólares y, actualmente, no están recibiendo la parte de la renta correspondiente al incremento en el precio. Ésta es una de las causas de la ola de renegociaciones de contratos existentes entre países productores y operadores, entre los que destaca el caso de Venezuela, por ser el más radical. El hecho de que las empresas con participación estatal de los países productores controlen más de 75% de las reservas probadas del mundo, otorga a dichos países un gran poder de negociación frente a los operadores privados. Por los motivos anteriores, no hay razón para tener tanto miedo de los operadores privados. El residente Cárdenas no les tuvo miedo en una época en que las empresas petroleras privadas tenían más poder e influencia en la política exterior. Él, y su equipo de trabajo, en un momento previo a la nacionalización de 1938 y con pocos recursos a su alcance, incluso se adelantó a una práctica que, en pocos años, empezaría a ser común en todo el mundo, al firmar un acuerdo con la empresa El Águila (anglo holandesa), donde la compañía aceptaba dar al Estado una renta económica que oscilaba entre 15 y 35% de la producción de ciertos yacimientos.

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