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Queridos lectores,

Una vez más, Luis Cosin me ha remitido un interesante artículo sobre cómo se forman los precios del petróleo, o más correctamente, de los distintos tipos de petróleo, ya que no son todos exactamente fungibles e intercambiables. El artículo es muy oportuno, después del debate que hemos sostenido esta mañana en Burbuja Radio Daniel Lacalle,  Manuel Rey, Juan Carlos Barba y un servidor. Les dejo con Luis (es decir, en buenas manos).

Salu2,
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• Su coste de producción y su disponibilidad (donde intervienen los costes de producción y el tipo de contrato).

• Su posibilidades de aprovechamiento (básicamente, sus costes de refino y las posibilidades de obtener productos de valor)

2. Tipos de crudo y posibilidades de aprovechamiento

• De acuerdo a su densidad, que determina la proporción de pesados y volátiles, suelen clasificarse en ligeros y pesados. La densidad se mide en grados API (American Petroleum Institute).

• Crudo ligero (“light”) es definido como el que tiene gravedades API mayores a 31,1 °API.

• Crudo mediano (“medium”) es aquél que tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.

• Crudo pesado (“heavy”) es definido como aquél que tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.

• Crudo extrapesado (“extraheavy”) es aquél que tiene gravedades API menores a 10 ° API.

• De acuerdo a su composición, se clasifican en:

• Parafínicos, contienen mayoritariamente hidrocarburos lineales o ramificados de cadena larga (hexano, heptano, octano y parafinas más pesadas). Las parafinas de cadena ramificada suelen denominarse también isoparafinas.

• Nafténicos, contienen un aproporción elevada de hidrocarburos cíclicos no aromáticos, llamados naftenos (ciclopentano, ciclohehano…etc. y sus derivados).

• Aromáticos, que contienen una proporción significativa de aromáticos (hidrocarburos basados en anillos de benceno: anilinas, asfaltenos…etc).

• De acuerdo con su contenido en azufre (un parámetro que, como veremos, es fundamental para determinar el esquema de operación de una refinería), los petróleos se clasifican en gradación:

• desde Dulces, con bajo contenido, o “sweet”, inferior al 0,5% en masa

• hasta Agrios, con alto contenido, o “sour”, superior al 0,5% en masa

• Por su contenido en metales pesados y otros envenenadores de catalizadores, típicamente:

• Metales pesados como el Plomo o el Vanadio (uno de los contaminantes más habituales).

• Venenos como el arsénico.

País/Zona		Crudo			º API
Abu Dhabi		Murban			40,5
Abu Dhabi EAU		Zakum upper			33,1
Angola		Palanca			40,1
Angola		Cabinda			31,7
Angola		Takula			32,4
Arabia Saudi		Arab extra Ligth			37,2
Arabia Saudi		Arab Ligth			33,3
Arabia Saudi		Arab Medium			28,5
Arabia Saudi		Arab Heavy			27,4
Argelia		Sharan blend 45,5 API			45,5
Australia		Griffin			55
Camerún		Kole Marine			32,6
Camerún		Lokele			20,7
China		Daquing (Taching)			32,6
Colombia		Caño Limón			29,3
Congo		Dejno Blend			27,6
EEUU Alaska		Alaskan North Slope ANS			27,5
EEUU California		San Joaquin Valley			15,7
EEUU California		Huntington Beach			20,7
EEUU Mississippi		Baxterville			16,3
EEUU Texas		West Texas Intermediate WTI			40,8
EEUU Texas		West Texas Sour (WTS)			33,9
Gabón		Gamba			31,4
Gabón		Mandji Blend			30,1
Indonesia		Minas (sumatran ligth)			34,5
indonesia		Duri (Sumatran Heavy)			21,3
Irak		Kirkuk Blend			35,1
Irak		Basrah Medium			31,1
Irak		Basrah Heavy			24,7
Irán		Iranian Ligth			33,7
Irán		Iranian Heavy			30,9
Kazajstán		Tengiz			47,2
Libia		Bu Attifel			43,3
Libia		Es sider			37
Malasia		Tapis blend			45,9
Mar del Norte		Flotta Blend			34,7
Mar del Norte		Brent Blend			38,3
Mar del Norte Noruega		Osberg			33,4
Mar del Norte Noruega		Emerald			22
Mar del Norte UK		Forties blend			40,5
México		Isthmus			33,3
México		Maya			22,2
Nigeria		Brass River			42,8
Nigeria		Escarvos			36,4
Nigeria		Bonny Medium			25,2
Nigeria		Bonny Ligth			33,8
Nigeria		Forcados			29,6
Rusia		Russian Export blend			31,8
Venezuela		Oficina			33,3
Venezuela		Tia Juana Ligth			31,8
Venezuela		Mesa			29,8
Venezuela		Tia Juana Medium 26			26,9
Venezuela		Mery			18
Venezuela		Bachaquero			16,8
Venezuela		Boscan			10,1

3. El refino de los petróleos y la influencia en su precio

• Disminuía la disponibilidad de crudos de alta calidad (ligeros y dulces, “sweet light”) y los márgenes obtenidos con ellos.

• Aumentaba la exigencia de las especificaciones de los productos (gasolinas, gasóleos, Querosenos, naftas…): contenido en azufre, en nitrógeno, índice de octano, contenido en gomas…etc.

• Aumentaban las regulaciones medioambientales: humos, efluentes, olores…etc.

	Producto	Intervalo de temperatura ebullición	Aplicaciones
Fracciones Ligeras	Gas de refinería	<20ºC	Combustible para la refinería
	GLP	<20ºC	Calefacción doméstica e industrial
	Gasolina	40-150ºC	Carburante para automóviles
	Nafta pesada	150-200ºC	Materia prima para productos químicos, disolventes.
Fracciones Medias	Queroseno	170-250ºC	Lámpara de alumbrado carburante para turborreactores
	Gas Oil	250-320ºC	Carburantes para motores diesel, calefacción doméstica
Fracciones Pesadas	Fuel Oil ligero	340-400C	Combustible para buques, locomotoras, etc.
	Fuel Oil pesado	400-500ºC	Materia prima para lubricantes, ceras, cremas y aceites.
	Asfalto	>500ºC	Pavimentación, techado, impermeabilización, etc.

• Fabricar monómeros para plásticos (crackers de naftas para fabricar etileno, propileno…etc).

• Lubricantes, a partir de bases lubricantes.

• Producción de electricidad.

• Envasado de GLP.

• …etc

4. Tipos de contrato petrolero

• El poder negociador del estado o compañía cedente de los derechos. No se negocia igual en USA, Europa o Arabia Saudí que en otros países.

• El poder negociador de la compañía operadora, sus capacidades técnicas, las alternativas existentes…etc.

• Y sobre las dos, el riesgo exploratorio, es decir, la incertidumbre sobre la cantidad de crudo y la capacidad de producción (no es lo mismo un contrato para producir en el Golfo Pérsico que en el Ártico).

• A) Sistemas Contractuales, donde la propiedad pertenece, generalmente, al Estado o a la compañía nacional, que retribuye de diversas formas a la compañía de E&P. Este tipo de contratos limitan el margen de actuación de las compañías contratistas y aumentan el riesgo moral. Dentro de los Sistemas Contractuales, se dan varias modalidades:

• Contratos de Servicios, donde la retribución es generalmente en dinero. Se dividen en tres categorías:

• 1) Contratos de Servicios Puros, en los que el Estado otorga a la compañía privada un porcentaje fijo de los ingresos (medidos en Boca de Pozo); con este porcentaje la compañía deberá cubrir los costos incurridos, ya sea de operación (“OPEX” u “operation expenditures”) o inversión (“CAPEX” o “capital expenditures”), en la operación del campo.

• 2) Contratos de Servicios de Riesgo, en los que la retribución a la compañía se realiza sobre el beneficio de la operación.

• 3) También hay Contratos Híbridos, donde se encuentran mezclas de los dos mencionados anteriormente

• Contratos de Producción Compartida, donde la retribución a la compañía contratista suele ser en especie. Muchas veces se le permite al operador del campo, recuperar sus opex y capex, antes de aplicar la participación del Estado.

• B) Sistemas de Regalías e Impuestos, donde la propiedad la asume la compañía que aporta el capital y asume el riesgo. En estos casos, la participación del Estado se limita al cobro de regalías y/o impuestos.

• En los de Servicios, suele ser el Estado quien lo asume y simplemente contrata a compañías de servicios que se limitan a realizar determinadas operaciones, por ejemplo: perforación de pozos, mantenimiento, etc. Por tanto, en caso de descubrirse un pozo “seco” es el Estado quien pierde dinero, ya que no puede evitar el pago a la compañía de servicios.

• En los de Regalías e Impuestos, suele ser la compañía quien asume el riesgo de la operación, por ejemplo, cuando firma un contrato donde el Estado sólo participa ante un descubrimiento comercial, la pérdida por pozos secos recae sobre la compañía.

5. Características principales de cada tipo de contrato petrolero

• La empresa que desea realizar el emprendimiento debe pagar un bono al Estado cuando se firma el contrato de exploración o cuando comienza la etapa de producción. La adjudicación suele ser por subasta o concurso de sobre cerrado.

• El operador del campo petrolero debe pagar una regalía al Estado.

• El operador del campo petrolero debe cubrir todos los OPEX y CAPEX de la operación.

• Adicionalmente el operador debe pagar los impuestos y tributos establecidos por ley.

• El contratista paga un bono al Estado al momento que se firma el contrato.

• El contratista paga regalías al Estado cuando comienza la operación.

• El Estado Nacional retiene la propiedad de las reservas, simplemente asegura al contratista el derecho a explorar, desarrollar y producir las reservas. En este sentido, el Estado tiene el control empresarial de la operación, mientras que el contratista se encarga de las operaciones petroleras.

• El contratista paga todos los costos y riesgos asociados a la exploración y el Estado (generalmente a través de la empresa estatal) se reserva el derecho de asociarse en la etapa de desarrollo y producción del yacimiento.

• El contratista usualmente debe cubrir los costos de entrenamiento de personal local y/o dar dinero para financiar estos conceptos, estos costos pueden recuperarse en el futuro.

• Los costos de operación y, en algunos casos, los costos de exploración y desarrollo, pueden recuperarse a través de porcentajes de la producción. El volumen estimado para cubrir estos costos generalmente se denomina “costo de recuperación”.

• Un monto de la producción, generalmente referida a la producción total deducida aquella para pagar las regalías y costos de recuperación, se divide entre el contratista y el Estado (empresa estatal). Este «profit split» puede variar desde 5% hasta 60% para el contratista.

• Dado que el contratista no puede disponer de las reservas del hidrocarburo, entonces generalmente está interesado en aquella parte de la reserva que le corresponde luego de la división anotada en el párrafo precedente.

• El contratista también se hace cargo de los impuestos y tributos señalados en la ley, muchas veces, para fines prácticos, se aplican estos impuestos sobre el profit split.

• Existe el pago de un bono al Estado cuando se firma el contrato.

• Pagos de regalías al Estado cuando se produce el campo.

• Las reservas quedan en propiedad del Estado.

• Todos los costos y riesgos de las etapas de exploración, desarrollo y producción las asume el contratista.

• El contratista recupera los OPEX y CAPEX a través de pagos por sus operaciones.

• El Estado puede participar en la operación junto al contratista.

6. La formación del precio y del valor

Margen neto.

• El contrato de exploración y producción.

• El número, la capacidad y la disponibilidad de las instalaciones adecuadas para tratarlo: los crudos pesados y agrios tienen un mercado más reducido y, por tanto, se venden con un descuento sobre sus análogos más ligeros y dulces.

• Las alternativas disponibles al alcance de los compradores.

• El precio de mercado de los productos intermedios y finales: hay un mercado de productos intermedios (naftas, fuelóleos, concentrados bencénicos…etc.) una de cuyas referencias más importantes es, por ejemplo, Platts:

• Ante un precio bajo de las naftas, una refinería puede decidirse a importarlas para incorporarlas a sus unidades directamente, en lugar de fabricarlas ella misma.

• Del mismo modo, si el margen obtenido exportando las naftas de una determinada calidad es mayor que el obtenido con productos finales formulados, puede optarse por exportar éstas directamente.

• El coste del flete desde el punto de producción al de procesado.

• Las existencias para la venta, que van a depender del comportamiento del vendedor:

• Las compañías privadas habitualmente desean monetizar sus reservas lo antes posible, para recuperar “cash” y reducir el riesgo (político y moral) de la operación. De modo que su interés es vender todo lo posible a precios por encima de su umbral de rentabilidad.

• Las compañías estatales atienden a criterios geopolíticos y su comportamiento y sus prioridades son más impredecibles. En ocasiones, pueden limitar la producción para sostener los precios, forzar la renegociación de contratos, gruardar parte de sus reservas para el futuro y, en general atender a toda una serie de prioridades que tienen poco que ver estríctamente con el mercado.

• Factores geopolíticos que afectan a la oferta de crudos alternativos compatibles: guerras, revoluciones, inestabilidades, decisiones de la OPEP, cambios en la legislación de los países exportadores… etc.

• Factores geopolíticos o estacionales que afectan a la demanda: crisis económicas, época del año, nivel de resrervas de emergencia, clima y temperatura, periodos vacacionales, requerimientos legales y ambientales…etc.

• Y, como en todo mercado, las expectativas futuras, la acción de especuladores a través de contratos de futuros y derivados que, a veces, superan en varias veces los importes de los contratos de compraventa reales.