PRESUPUESTO EN PROYECTOS PETROLEROS

María Eugenia Pósleman de Sícoli ─ Universidad Nacional de Cuyo ARGENTINA

Resumen

Es importante tener en cuenta que el petróleo no es un producto homogéneo y su composición varía de acuerdo con el lugar de extracción. Existen, entonces, distintos precios para los petróleos tipo, los que se utilizan para deducir el precio de un petróleo en particular.

Por otra parte cada zona de explotación de hidrocarburos tiene un costo de producción que varía de acuerdo con las características del fluido. En este sentido la OPEP le lleva ventaja al resto del mundo pues tiene los costos más bajos de producción. Las perspectivas de precios que se insinúan para los próximos años han reorientado los objetivos de la industria a tecnologías de producción que minimicen costos. Ya no se debe producir a cualquier precio. Ya no se trata de maximizar la producción sino de optimizarla.

El conjunto de nuevas tecnologías va transformando el management de la industria e integrando las distintas operaciones de la cadena del negocio en una arquitectura armónica que minimiza tiempos y daños ambientales localizados. Eso también repercute en los costos. La renta de la actividad ya no depende de la perspectiva de los precios alcistas sino fundamentalmente de la posibilidad de reducir costos.

En este trabajo se trata de determinar las variables incorporadas al estudio de la composición del ingreso en las compañías petroleras. La información utilizada es fundamentalmente: Producción de petróleo, precios y costos (sus componentes). En asociación con la producción se determina la participación de cada rubro dentro de los ingresos brutos y los costos respectivamente. Se considera a la provincia de Mendoza (Argentina) como un gran yacimiento, utilizando una metodología de carácter general que luego podrá ser aplicada al caso particular de cada empresa del ramo. Bajo este enfoque se debe tener en cuenta que los precios del petróleo en Argentina-Mendoza varían con los del mercado mundial. No son fijados por el gobierno argentino y los precios internacionales están determinados por factores en los que la provincia no tiene control. Entre ellos se cuentan: Oferta global y demanda por petróleo, incertidumbre de mercado, condiciones políticas de las naciones productoras, oferta extranjera de petróleo, grado de la demanda de los consumidores y relaciones gubernamentales.

La situación local se caracteriza por una producción lo suficientemente pequeña con respecto a la
internacional como para no influir en la determinación de los precios. Por este motivo, agregado a que el producto se comercializa a nivel internacional, los productores argentinos, y como consecuencia los mendocinos, se comportan como “price takers”.

Con la elaboración de este informe se ha tratado de determinar la incidencia del costo de la actividad petrolera en la provincia tomando como base una estructura de costos posibles, compatible con supuestos de comportamiento de los números, y relacionándola con el ingreso que representa la explotación de ese hidrocarburo, en la que se tiene como marco contextual una plaza mínima de la actividad como es la provincia de Mendoza (Argentina), en el Mundo.

Introducción

La principal motivación que impulsa el desarrollo de este trabajo de investigación consiste en identificar una metodología, que permita conocer los resultados económicos de la actividad petrolera. Para ello es necesario conocer las variables que lo determinan en un contexto temporal. Con ese motivo se intenta explicitarlas para la determinación de la renta generada por la explotación de petróleo, con especial referencia a la provincia de Mendoza.

Texto Principal
Para cumplir con los objetivos de este estudio se divide el análisis en: Ingresos y Costos. En cada
caso se incorporan sus componentes las que se caracterizan tanto conceptual como estadísticamente, para finalmente, elaborar un cuadro que muestra el comportamiento de las mismas durante el período -1997/2003-

Ingresos
Las variables incorporadas al estudio de la composición del ingreso en las compañías petroleras de la Provincia de Mendoza son: Producción y precios.

Producción
Se refiere a la producción de petróleo que se realiza en la provincia de Mendoza, donde el petróleo es extraído de dos cuencas sedimentarias:
  • La Cuenca Neuquina, situada al sur de la provincia, con las mayores reservas.
  • La Cuenca Cuyana, al norte de Mendoza, con menores reservas pero la principal productora a nivel provincial.
Precio
Los precios del crudo argentino se referencian a la cotización del WTI (West Texas Intermediate) con las correcciones de calidad y diferencias que impone la condición de sobreoferta que suministra el mercado local, es decir de cada provincia productora.

La dependencia de la producción local, de los precios internacionales, fuerza la introducción de nueva tecnología para minimizar costos y aumentar la productividad. La mayor productividad y los menores costos toleran menores niveles de precios a los que se puede responder con más tecnología, menores costos y más productividad.

El precio promedio del crudo que obtienen los productores argentinos-mendocinos, se referencia a la cotización del WTI menos US$ 2,5 por barril en promedio.

Los precios del petróleo en Argentina-Mendoza, varían con los precios del mercado mundial, no son fijados por el gobierno argentino. Los precios internacionales del petróleo están determinados por factores en los que la provincia no tiene control. Algunos de esos factores son: Oferta global y demanda por petróleo, incertidumbre de mercado, condiciones políticas de las naciones productoras de petróleo, oferta extranjera de petróleo, grado de la demanda de los consumidores y regulaciones gubernamentales.

Algunos contratos pueden, por convención de partes, tener una fórmula de conversión o equivalencia a los efectos de contemplar las variaciones en el precio internacional.

Para analizar el precio del petróleo se debe distinguir la presencia de dos mercados. Por un lado se observa el mercado internacional, en el cual el precio se establece en función del juego de la oferta y la demanda, a los que debe agregarse algunos factores geopolíticos e imperfecciones del mercado. Por otro lado se plantea el caso específico de nuestro país que debe adaptarse al precio de mercado internacional, es decir, es “precio aceptante”.


Los gráficos muestran esta situación. En el N° 1 (a) aparece el Mercado Internacional, en el cual se observa la característica de inelasticidad de la Demanda (productos indispensables), la curva de Oferta viene regida por la OPEP, debido al alto porcentaje de su participación en la producción mundial. Se trata de un mercado oligopólico en el que los países que forman el cartel establecen el precio. Los intereses que justifican su comportamiento van más allá de los puramente económicos, intervienen también intereses políticos y sociales.

La situación local se caracteriza por una producción lo suficientemente pequeña con respecto a la
internacional como para no influir en la determinación de los precios. Por este motivo, agregado a que el producto se comercializa a nivel internacional, los productores argentinos y como consecuencia los mendocinos, se comportan como “price takers” Gráfico 1 (b).

Es importante también tener en cuenta que el petróleo no es un producto homogéneo y su composición varía de acuerdo con el lugar de extracción y no es único. Existen, entonces, distintos precios para los petróleos-tipo, los que se utilizan para deducir el precio de un petróleo en particular. El caso argentinomendocino, responde al WTI como precio base de referencia. El cual se refiere a un crudo de 44º API, con 0,2% de azufre, dulce y liviano.

Cada zona de explotación de hidrocarburos tiene un costo de producción que varía de acuerdo con las características del fluido, y en este sentido la OPEP le lleva ventaja al resto del mundo pues tiene el costo más bajo de producción.

Cada cuenca posee un precio límite que es el que debería tener el petróleo para cubrir los costos de explotación. Cuando se produce una baja del precio por debajo de ese valor se deja de producir, con las consecuencias de falta de trabajo, escasez del producto, deterioro de los yacimientos y pozos. El mercado de precios de petróleo crudo tiene parámetros regionales que quedan reflejados a través de los llamados crudos marcadores, siendo los principales los señalados en el Cuadro Nº 1.


Los petróleos argentinos encuentran sus canales de comercialización especialmente dentro del mercado americano, por lo que refieren su valor al WTI.

Los descuentos de los crudos argentinos para la exportación, establecidos con referencia al WTI, vienen determinados por dos fundamentos:

1) Flete al mercado de destino.
2) Diferencia de precio con petróleos de similar calidad que se ofrecen en esos mercados.

Para los crudos de Argentina, el mercado referencial marginal es el del Golfo de los Estados Unidos. Los excedentes no absorbidos por el mercado local o regional refieren su valor a ese mercado. Es en este contexto de referencia a un mercado tan distante lo que ha ocasionado un fuerte deterioro de los descuentos de los petróleos argentinos que marginalmente requieren volcar excedentes en mercados alejados.

Con referencia a la calidad, hubo recientemente un deterioro de los precios de los crudos pesados frente a los livianos, derivado de una mayor abundancia de ellos.

Se puede afirmar que lo que reciben las empresas productoras de petróleo de la región es un precio calculado de la siguiente manera:

Precio del petróleo = Precio WTI – Monto Fijo.

El Monto Fijo está constituido por costos de transporte, quitas según la calidad del hidrocarburo y otros rubros menores. Según los casos este valor oscila entre U$S 2,5 y U$S 7,6 aproximadamente. El barril producido en la Argentina-Mendoza, paga regalías e impuesto a los ingresos brutos y también las empresas son obligadas a reponer reservas. Cuando el WTI cotiza por debajo de US$ 16 queda comprometida la recuperación de sus costos, pero como se habla siempre de promedios, habrá yacimientos de alta rentabilidad y otros incapaces de recuperar sus costos.

En la operatividad del mercado petrolero, la baja sostenida de los precios no resiente en el corto plazo la producción. La víctima en un escenario de precios bajos es primero la reposición de reservas y luego la recuperación de la inversión.

Costos
En el mercado petrolero argentino-mendocino se podía exportar o importar libremente el crudo sin pagar aranceles ni derechos de exportación. No había restricciones a la entrada de nuevos actores ya sea aguas abajo (destilación) o aguas arriba (explotación).

A principios del 2002 se instauraron los impuestos a las exportaciones, en forma transitoria, en medio de la crisis que asoló Argentina, a efectos de financiar planes de ayuda social, fortalecer las arcas nacionales y evitar los aumentos de precios generados por el incremento del barril de petróleo crudo. En la actualidad, abril del 2005, las retenciones a las exportaciones de petróleo ascienden al 40% y las de gas al 20%.2

Los objetivos de la industria deberían ser reorientados hacia tecnologías de producción que minimicen costos. En este caso, ya no se trata de maximizar la producción, sino de optimizarla. Las tecnologías responsables del impacto en los costos son:
  • Reducción de los riesgos exploratorios.
  • Sinergia perforación-recuperación.
  • Reservas de aguas profundas y campos marginales.
El conjunto de nuevas tecnologías va transformando el managment de la industria e integrando las distintas operaciones de la cadena del negocio en una arquitectura armónica que minimiza tiempos y daños ambientales localizados. Eso también repercute en los costos. La renta de la actividad ya no depende de la perspectiva de los precios alcistas sino fundamentalmente de la posibilidad de reducir costos.

La extracción incluye los costos de bombeo, mantenimiento, supervisión, tratamiento y reparación de pozos. Técnicamente se puede decir que la producción decae con el devenir de las extracciones siguiendo una curva de declinación.



Dentro de la estructura de costos petroleros hay que distinguir entre: (a) Los de producción, (b) Los de reposición de reservas. Para explotar un barril de petróleo, además de las inversiones involucradas en el pozo productivo, se debe incurrir en costos operativos y de mantenimiento de los de infraestructura (indirectos).

El barril producido obliga también a reponer reservas. Esto implica costos de exploración y desarrollo: Ampliación de áreas en explotación, descubrimientos, revisiones de reservas ya comprobadas y mejoras en los sistemas de recuperación; puede incluirse la adquisición de reservas a otras compañías. Si se excluye la regalía y el impuesto a los ingresos brutos, el costo promedio de producción de petróleo en Argentina es de US$ 7,70 por barril.

El costo total promedio se obtiene del agregado de los de producción más los de reposición de reservas y es para la Argentina de US$ 13,32 por barril, para el período 93/98. Para reponer reservas se debe invertir. Las empresas más importantes, con mayor fuerza financiera y grandes yacimientos, las que están en condiciones de aplicar a escala metodologías de recuperación asistida, pueden sostener el objetivo estratégico de reemplazar 100% de las reservas explotadas.

Durante décadas el mercado petrolero estuvo restringido a pocos actores, con un esquema de inelasticidad de oferta, ya que se trata de un recurso no renovable, y una consideración estática del estado de la tecnología.

En los últimos años ese estado ha variado. Los nuevos productores han comenzado a introducir adelantos tecnológicos tendientes a minimizar costos (la curva de costos marginales se hace más elástica y se desplaza hacia abajo). Se busca, como debe ser, que la renta de la actividad ya no dependa de la perspectiva de los precios alcistas sino fundamentalmente de la posibilidad de reducir costos. Se debe aumentar la productividad introduciendo más tecnologías que permitan minimizar costos.

Costo Operativo
Se mencionan a continuación los componentes del costo operativo en la etapa de extracción del petróleo en la provincia de Mendoza.

Regalías
Desde una perspectiva económica la regalía constituye una apropiación de la renta de hidrocarburos por parte del perceptor. El monto de las regalías petroleras pagaderas por las áreas concesionadas en la provincia es fijado en el 12% de la producción de petróleo, menos ciertas expensas relativas a transporte, pérdidas y costo de tratamiento.

Cuadro Nº 2: Producción de petróleo y regalías hidrocarburíferas
1993-2003.


El Cuadro Nº 2 muestra un resumen de datos sobre producción de petróleo y regalías.


Para el cálculo de la “regalía”, en general, se considera la siguiente expresión:

Regalía Petrolera = Producción en m3 * WHT * 0,12 * 0,88 * 0,97

Donde WHT es el precio del petróleo realizado menos costo de transporte, tratamientos y pérdidas o mermas y los dos últimos factores (0,88 y 0,97) son coeficientes de corrección. Además se deben tener en cuenta las deducciones previstas en el decreto mencionado, por lo que la variación puede darse entre un 5 y un 7%.

Los números del Cuadro Nº 3 permiten establecer la participación de Mendoza en el total nacional, que en promedio, dentro del período contemplado, es del 13,84 %.

Cuadro Nº 3: Regalías Mendoza – Argentina.

Impuestos a la Actividad Petrolera
Los gravámenes a través de los cuales el fisco apropia parte de la renta petrolera en el contexto
argentino son: Las regalías, el impuesto a los ingresos brutos y el impuesto a las ganancias (33%).
Por otra parte para el impuesto a los ingresos brutos, en la etapa del upstream petrolero (extracción de petróleo crudo), se ha generalizado una tasa del 2% tras el acuerdo suscripto entre las empresas, el Estado Nacional y los Estados Provinciales.

Mano de Obra en la industria petrolera
Detrás de cada equipo que perfora, termina o repara un pozo existe un conjunto de personas con
distintas especialidades: Ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados, operarios. Tienen
responsabilidades directas: Programación, supervisión, operación y mantenimiento; indirectas: Las de las compañías especializadas en la provisión de servicios técnicos, productos químicos y fluidos, unidades de mezcla y bombeo, unidades para correr registros eléctricos y proveedores de servicios auxiliares.

En general las obras se tercerizan, tales como: Perforación de los pozos y obras civiles. El personal de seguridad es contratado también. El trabajo, con el personal permanente, se realiza por turnos de ocho horas. El plantel está conformado por ingenieros, mecánicos, personal de seguridad y técnicos. En total se puede establecer un coeficiente de 12 personas, que pueden atender las tareas de operación y mantenimiento de un yacimiento, cada 30 pozos en actividad (dato aportado por empresas petroleras locales). Para el cálculo de su incidencia en el costo se tuvieron en cuenta los siguientes datos: Puestos de Trabajo y Salario Promedio del Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones – Ministerio de Economía y Producción de la Nación.

Energía
En este contexto se refiere a la energía eléctrica necesaria para mantener la producción del yacimiento, del conjunto de la actividad petrolera de Mendoza.

Para la extracción de petróleo se puede utilizar energía de distintos tipos aplicadas a una bomba. La bomba, accionada por un motor, bombea el fluido del fondo del pozo.

Los tipos más utilizados son:
  • Bombeo hidraulico: Mecanismo formado por un motor alternativo hidráulico acoplado a una bomba.
  • Bombeo mecanico: Se basa en el funcionamiento de una bomba alternativa, accionada por una sarta de varillas de bombeo a través de un movimiento alternativo, con un motor colocado en la superficie. Es el sistema más difundido y utilizado. Dura en promedio 50 años.
  • Bombeo por cavidades progresivas (PCP): Es una bomba simple con un único elemento móvil (rotor), sin válvulas. El sistema está constituido por un equipo de superficie y uno de fondo, vinculados por una sarta convencional de varillas de bombeo.
  • Gas lift o surgencia artificial: Consiste en la inyección de gas para alivianar el peso de la columna y provocar surgencia del pozo (es un sistema alternativo cuando la presión de la formación ha disminuido lo suficiente como para que el pozo disminuya su producción o deje de surgir).
La elección del sistema de extracción artificial depende de factores técnicos, los costos de instalación y operación del equipo y el precio del crudo. La tarifa utilizada es la informada por las petroleras mendocinas y por la empresa proveedora del servicio, corresponde a US$ 0.03 el KWh, siendo ésta la media entre las tarifas pico, resto y valle tanto para BT (baja tensión) como para MT (media tensión).

Transporte y Distribución de Petróleo y Gas

Al encontrarse la mayor parte de la cuencas petrolíferas y gasíferas del país a distancias que superan los 900 Km. de los principales centros de consumo, esto determina que el transporte de dichos productos sea uno de los factores que incide en su costo. Esta realidad es la determinante de la gran prioridad que se ha dado a la construcción de oleoductos, cuando se trata de yacimientos con importancia suficiente como para justificar las altas inversiones, cuya función es la alimentación de las playas de tanque para luego ser distribuido a las destilerías.

Desde los yacimientos el petróleo se conduce por ramales internos desde tanques de almacenamiento hacia líneas troncales de oleoductos, donde se lo bombea a refinerías o terminales oceánicas. Muchos oleoductos se encuentran bajo tierra.

Los poliductos son conductos que pueden transportar distintos tipos de petróleo crudo, kerosén, naftas, gasoil y gases licuados. Estos productos mantienen un orden de densidad creciente y luego decreciente para facilitar su transporte, de manera de mantener estables sus cualidades. En este trabajo sólo se llega hasta las playas de tanque para cubrir lo que se denomina “precio del crudo en boca de pozo”.

En este contexto se consideró un rubro “transportes” calculado en un 2% sobre el Valor de la Producción, que contempla las erogaciones realizadas desde el pozo hasta las baterías de almacenamiento, para su posterior distribución.

Medio Ambiente
Los países miembros de la OPEP, al igual que muchas otras naciones, están extremadamente preocupados acerca del ambiente y de la necesidad de preservarlo para las generaciones futuras. La Organización es consciente de las dimensiones globales de este desafío y respalda medidas dirigidas a la protección del ambiente.

Impacto Ambiental del Petróleo
Los derrames de petróleo pueden ser causa de mortalidad en las aves, contaminación en las costas y efectos graves sobre los peces y mariscos. Existen también riesgos de derrame durante la producción y recolección de petróleo en tierra, antes de su traslado a la refinería. Durante la producción de petróleo pueden producirse daños medioambientales debidos a la contaminación por productos químicos. El petróleo se transporta en cantidades muy grandes, en buques cisterna y por tuberías, medios que no están exentos de causar contaminación ambiental.

Durante las exploraciones que se realizan en busca de petróleo en el mar hay riesgo de que se produzca un estallido si se llega a perder el control del pozo. Ésto y los hundimientos de buques petroleros pueden ocasionar, y suelen hacerlo, derrames de petróleo que dañan seriamente el ambiente marino. El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introducen una nueva dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran número de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas.

Los problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos, como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes, entre otros, deben ser almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca de la contaminación del aire, agua y tierra, y los nuevos controles y regulaciones, son más contemplativas que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o secundaria. La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la recuperación de petróleo en las cercanías de una población posee una reglamentación específica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos que pueden ser liberados. Esto tiene un gran impacto económico en los métodos térmicos de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario en todos los casos.

Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, son necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial fuente de contaminación del agua de las napas subterráneas que pueden tener comunicación con el depósito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación incompleta, y otros. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva consigo como carga el cuidado del medio ambiente.

Estas consideraciones no influyen directamente en los costos de producción pues son externalidades. Y como tales las empresas son renuentes a internalizarlas. Como respuesta la legislación es cada vez más precisa y la presión social por un ambiente limpio es cada vez mayor.

Conclusiones
Para calcular el ingreso se tuvieron en cuenta los datos sobre producción y precios relevados para la provincia de Mendoza.

Los rubros: Regalías, Impuestos, Mano de Obra, Energía y Transporte constituyen el cálculo del Costo Operativo, anual.

El Costo Fijo se calculó sobre la base del promedio para Argentina que es de U$S 7,70 por barril (década de los 2000). En el siguiente cuadro resumen se muestran los resultados obtenidos y son representativos de la realidad pues condice c n los números que manejan las empresas petroleras. La producción crece con el aumento de los precios y desciende cuando éstos bajan. Por otra parte la incidencia del costo sobre el valor de la producción es mayor cuando los precios están en período de baja, lo cual es bastante lógico.



En síntesis la incidencia del costo de producción es mayor a medida que los precios son menores. Si se compara lo sucedido en el año 98, con un precio de U$S 12 por barril, la relación Costo Total vs Valor de la Producción es casi uno a uno, relación que se revierte cuando el precio es de U$S 28 por barril, momento en el cual la participación del costo es la menor de todo el período, siendo el precio el mayor.

Se ha tratado de aproximar el costo que representa la actividad petrolera en la provincia, bajo el período considerado, metodología que puede extrapolarse a cada empresa del rubro. Por otra parte los empresarios deben adquirir conciencia sobre el costo social que implican las emisiones contaminantes, tratando de asegurar los niveles técnicamente aceptables de polución y buscando la forma de internalizar los costos ambientales en aras de un desarrollo sustentable, tan preocupante en la actualidad.

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