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    IgorHernández-foro-Ecoanalitica-7-nov-13-Panoramapetrolero IgorHernández-foro-Ecoanalitica-7-nov-13-Panoramapetrolero Presentation Transcript

    • “Del Dicho al Hecho” Panorama petrolero venezolano en 2014 Igor Hernández Centro Internacional de Energía y Ambiente Foro Perspectivas Ecoanalítica 2013 7 de noviembre, 2013
    • Agenda • Mercado energético mundial – precios petróleo • Factibilidad de “Plan Siembra Petrolera” • Política petrolera y escenarios de producción
    • Mercado energético mundial – precios petróleo
    • Mercado Energético: Tendencias Largo Plazo Demanda Energía (Millones barriles equivalentes de Petróleo) Carbón Petróleo Gas Nuclear Hidroeléctrica Bioenergía Otros renovables Total 1990 2.231 3.230 1.668 526 184 903 36 8.778 2010 3.474 4.113 2.740 719 295 1.277 112 12.730 2015 3.945 4.352 2.993 751 340 1.408 2000 15.789 2020 4.082 4.457 3.266 898 388 1.532 299 14.922 2025 4.131 4.521 3.536 1.003 423 1.642 418 15.674 2030 4.180 4.578 3.820 1.073 458 1.755 554 16.418 Share (%) 2010 2035 27 25 32 28 22 23 6 7 2 3 10 11 3 1 Proyecciones Organismos Internacionales Precio actual WTI Brent Departamento Energía EEUU (2013) Departamento Energía EEUU (2012) Agencia Internacional de Energía Fuente: EIA • 2025 WTI Brent 2035 WTI Brent 2040 WTI Brent 94,9 111,3 94,8 107,6 115,4 117,4 135,4 135,7 143,4 145,4 148,0 145,0 160,7 162,7 Petróleo tendrá todavía importancia en los próximos años. Fuente: Agencia Internacional de Energía
    • Proyección Precios del Petróleo Proyecciones de bancos de inversión muestran precios similares a los observados actualmente. Proyecciones de los Precios del Petróleo NYMEX WTI Fecha Proyección IV Trim 13 I Trim 14 II Trim 14 III Trim 14 IV Trim 14 Commerzbank AG BNP Paribas SA Credit Suisse Group AG Santander UK PLC Bank of America Merrill Lynch Deustche Bank AG Citigroup Inc 18/10/2013 08/10/2013 03/10/2013 30/09/2013 27/09/2013 25/09/2013 23/09/2013 105 107 101 104 99 105 107 110 106 101 98 90 105 108 112 100 106 95 90 100 103 112 99 107 93 94 95 108 112 104 102 94 94 95 102 Promedio* Mediana* Mínimo* Máximo* 22/10/2013 22/10/2013 22/10/2013 22/10/2013 102,1 103,0 93,0 109,0 100,8 101,0 90,0 110,0 98,7 97,8 87,0 112,0 99,2 98,0 80,0 112,0 98,6 96,5 70,0 114,0 Precio Actual (28/10/2013) 98,16 Fuente: Bl oomberg * Va l ores de Promedi o, Medi a na , Míni mo y Má xi mo s e ba s a n en una mues tra de 31 Ba ncos de Invers i ón • Escenario más probable para cesta venezolana en 2014: ~US$ 100/barril
    • Factibilidad de “Plan Siembra Petrolera”
    • Plan Siembra Petrolera 2005-2012 2005 Producción (MBD) Refinación (MBD) Exportaciones (MDB) Gas natural (MMPCD) • 3.269 3.142 2.993 6.885 2012 (meta) 5.837 4.050 4.700 9.780 2012 (observado) 2.910 2.822 2.568 7.327 Variación (observada) -11% -10% -14% +6.4% Desembolsos proyectados: USD 41.000 MM en E y P, USD 17.000 MM en el sector gas y USD 16.000 MM, en refinación ¿Qué pasó? • Declinación en los niveles de producción. • Cambios en el régimen institucional y fiscal • Cambio en la estrategia de PDVSA • Certificación de reservas (Proyecto Magna Reserva) Fuente: PDVSA. Plan Siembra Petrolera 2005-2012.
    • Plan Siembra Petrolera 2013 – 2019 • Plantea inversiones por el orden de los USD 257.000 MM (USD 189.000 MM sólo en E y P), de los cuales 81% correspondería a PDVSA 2012 Producción (MBD) Refinación (MBD) Exportaciones (MBD) Gas natural (MMPCD) 2.910 2.822 2.568 7.327 2019 (meta) 6.000* 4.600 5.600 11.947 * FPO: 4.000 MBD al 2019 Demanda bienes y servicios locales Cifras aproximadas a julio 2013 Demanda H-H Ingeniería 60,000,000 Partes y repuestos bombas 700,000 Suministro y Materiales a Pozos 9,500,000 Accesorios de Válvulas, Bombas, Bridas 7,800,000 Fuente: Informe Gestión Anual PDVSA 2012 • • Aumento propuesto: 460 KBD/año Precedente histórico:140 KBD/año (promedio 43-58) ¿Es posible lograrlo? Déficit (% demanda) 35-40 40 50 70
    • ¿Es posible lograrlo? Depende de tres factores: • Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA • Condiciones operativas • Condiciones estructurales Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.
    • Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA Flujo de caja reportado por PDVSA MM USD 2012 4.215 2011 4.496 2010 3.164 17.799 7.725 9.919 -12.113 -17.978 -7.769 Otros cambios en activos operacionales Cuentas por pagar a proveedores -12.451 4.371 -8.770 2.239 -2.124 6.486 Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 40.431 44.259 16.004 Otros cambios en pasivos operacionales -20.709 -19.579 -13.037 Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 21.543 12.392 12.643 -25.032 -17.908 -12.858 -189 4180 -799 -25.221 -13.728 -13.657 Efectivo recibido por emisión de deuda financiera 7.130 9.521 6.681 Pagos de la deuda financiera Otras actividades de financiamiento -1.537 -2.292 -3.308 -2.284 -3.314 -1.803 Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 3.301 3.929 1.564 Ganancia neta Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por Documentos y cuentas por cobrar Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos Otras actividades de inversión Efectivo neto usado en las actividades de inversión • • • Saldo 2012 cuentas por cobrar: USD 41.700 MM Aumentos ~ USD 20.000 MM en las acumulaciones y otros pasivos. Emisiones de deuda financiera han cubierto parte de las necesidades de efectivo Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.
    • Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA Nota: Aún no se disponen de cifras oficiales de E y P y FONDEN + Misiones para 2013. Cifra de E y P es estimación hecha por PDVSA (Plan Siembra Petrolera) • Aportes significativos al FONDEN y Programas Sociales • Alto subsidio a la gasolina para el 2012: ~ USD 16.000 MM • Deuda Financiera + ~ US$ 16.500 MM proveedores + ~ US$ 28.000 MM a BCV (2012) = ~ US$ 84.500 MM • Recientemente, PDVSA ha tenido que recurrir a financiamiento directo del socio Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.
    • Condiciones operativas- Descripción Nuevos Proyectos Faja del Orinoco Perfil de producción Nuevos Proyectos Faja del Orinoco 2019 Inversión por proyecto: Total: 13-20 MMMUSD Mejorador: 10 MMMUSD 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 MBD 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Junin 2 Junin 4 Junin 5 Junin 6 Carabobo 1 Carabobo 3 Total Petromacareo Petrourica Petrojunin Petromiranda Petrocarabobo Petroindependencia Fuente: Reportes de prensa, planes presentados a la Asamblea Nacional y estimaciones propias 200 400 240 450 400 400 2090
    • Principales Proyectos Faja del Orinoco Producción nuevos proyectos Faja: <20% de lo proyectado a 2013 15 kbd (30 kbd) JOSE PTO CABRUTA 4 kbd (30 kbd) 4-5 kbd (30 kbd) Mejorador. 4-5 kbd (30 kbd) 8 kbd Refinería. Fuente: Reportes de prensa, planes presentados a la Asamblea Nacional y estimaciones propias
    • Caída en la productividad Producción / Empleado Taladros Operativos Adquisición 138 Taladros Chinos • • • • Sep 2013: 74 Producción / Empleado en niveles más bajos desde 1948. Falta de personal calificado Iniciativas de incremento de participación local han tenido sus inconvenientes Ejemplos de problemas: operación de taladros, accidentes en las instalaciones de refinación Fuente: PODE varios años, Informe Gestión PDVSA y Baker Hughes International.
    • Cambios en el régimen fiscal e institucionales La presencia de altos precios del petróleo y altos costos hundidos en el sector generó incentivos para una mayor participación del gobierno en los ingresos petroleros • Ley de Introducción regularización de la windfall tax participación privada. Expropiación • Impuesto de empresas de extracción (3.33%). servicios • Reforma LOH. Aumento de la regalía para proyectos de la FPO (1% -> 16.66%) Nueva LOHG Nueva LOH ISLR 50% • Migración a esquema de empresas EM Aumento de la de empresas regalía a 30% en FPO. Modificación windfall tax Modificación windfall tax Ranking de entorno favorable a la inversión (Fraser Institute 2013): 94/96 Fuente: Menpet y Energía en Cifras 2012.
    • Política petrolera y escenarios de producción
    • Escenarios Política Petrolera y Reacción Socios Mayor Coerción Mayor Pragmatismo Divisiones internas del oficialismo Mayor autonomía operacional socios Empresas Mixtas Incertidumbre política Menor desvío fondos Flexibilización en temas operacionales Mayores obstáculos a la inversión Menos fondos disponibles para ejecutar planes Status Quo Incentivos concretos al sector conexo Persisten problemas estructurales • • • • • • • Escenario más probable Parecido al status quo Mayor uso de financiamiento interno y a través de los socios. Disputas internas afectan toma de decisiones más significativas para impulsar la producción Intentos leves de reducir obstáculos a las operaciones (procura/servicios) Reacción Socios Espera en el desembolso de mayores inversiones Continuación en etapas de producción temprana (limitante: diluente) Negociación de acuerdos para financiar a PDVSA a cambio de mayor autonomía operacional
    • Escenarios Producción * Incluye Ecuador y Venezuela Se prevé un aumento en la producción en los próximos años, pero muy lejos de lo proyectado por PDVSA • • • • A tener en Cuenta en 2014: Mayor/menor control de PDVSA Cuentas por cobrar, acuerdos energéticos y transferencias a fondos paralelos Proveedores Grandes limitantes a largo plazo: infraestructura, capital humano y costos de operar en Venezuela Fuente: Agencia Internacional de Energía y Departamento de Energía de EEUU
    • Reflexión
    • Relación reservas /producción de los principales productores de petróleo Venezuela aún ofrece un potencial de producción enorme. La pregunta es cómo aprovecharlo Venezuela Kuwait Iran EAU OPEP Arabia Saudí Nigeria No-OPEP Rusia E.E.U.U. 0 50 100 150 Años 200 Fuente: BP Statistical Review of World Energy (2013) y cifras oficiales de producción de PDVSA. 250 300
    • Del Dicho al Hecho Pronósticos hechos han estado divorciados de la realidad Ambición Actual Plan Siembra Petrolera 05-12 Realidad Todavía hay un trecho Fuente: http://settysoutham.wordpress.com/2013/10/24/rafael-ramirez-definitively-departs-the-reality-based-community/.
    • Muchas gracias por su atención Twitter: @ihernandezr11