Perspectivas petroleras venezolanas

Francisco Monaldi, Ph.D.Director, Centro Internacional de Energía y Ambiente, IESA Caracas, Noviembre 2011

Una oportunidad histórica… Precios altos Descomunales reservas Potencial para incrementar la producción a 5 MMBD en menos de 10 años Proyectos de inversión en empresas mixtas por mas de US$ 100 mil millones en próximos 6 años…pero con una industria en graves problemas Producción declinante Baja inversión Deuda creciente Costos crecientes Problemas graves de credibilidad con socios inversionistas Declinación en capacidades localesEscenarios post-2012 2

Precios altos Descomunales reservas Potencial para incrementar la producción a 5 MMBD Proyectos de inversión por mas de US$ 120 mil millones en los próximos 6 años… aunque con importantes riesgos 3

140 130120 Cesta Venezolana 10610080604020 0 01/99 08/99 03/00 10/00 05/01 12/01 07/02 02/03 09/03 04/04 11/04 06/05 01/06 08/06 03/07 10/07 05/08 12/08 07/09 02/10 09/10 04/11 Cesta venezolana al 28 de Octubre US$106. Brent US$111. Promedio cesta venezolana en 2011 US$100 (US$72 en 2010 y US$ 57 en 2009) AIE predice promedio de US$103-105 en 2011-2015 IEA-DOE predice promedio de $101-107 en 2012 4

Fuente: Ecoanalitica 5

Seguiremos siendo petroleros… mientras el mundo lo demandeLas reservas oficiales de Venezuela a 2011, son de 297 mil millones de barriles de crudo.El USGS estima que se pueden recuperar hasta 510 mil millones en la Faja (usando 45%de tasa de recobro). Aún usando 10% de tasa de recobro seríamos el segundo país enreservas detrás de Arabia Saudita. Tendríamos unos 190 mil millones de barriles. 350 300 250 200 150 100 50 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2010** 2009* Fuentes: PODE 2008. *Informe operacional y financiero de PDVSA 2009. Informe de Gestión PDVSA 2010. 6

Reservas Petroleras de Venezuela en el Mundo (cifras en miles de millones de barriles) Reservas de Venezuela comparadas: 300 años de producción actual 21.215% de Colombia (1.5) 2.285% de Brasil (13) 1250 años de consumo interno 386% de Rusia (77) 258% de las de Irak (115) 217% de Irán (137) 170% de Canadá (175)* 112% de Arabia Saudita (265) 92% de Suramérica 89% de Latinoamérica 1.464 75% de América 26% de OPEP 20% del Mundo 297 190 398 256 150 40 Mundo América Venezuela * solo aquí se incluyen Arenas Bituminosas Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011 7

Tasa de Extracción: Producción/ReservasVenezuela produciría, a la tasa de extracción de:• Irán 7.5 MMBD• Arabia Saudita 9.5 MMBD• Rusia 12 MMBD6%5%4%3% 4,8%2%1% 1,4% 1,1%0% 0,4% Venezuela Arabia Saudita Rusia Iran Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011

Más de 1.7 MMBD de producción ymás de US$120 mil millones deinversión 10

11%11% 18% 34% 1% 5% 11

• Bonos de licitación ($1,5 bn.)•Préstamos a PDVSA ($2.1 bn.)• Producción temprana 260 MBD por 84 meses. Podría Representar $5-6 millardos.• Inversión por proyecto ~$12 – 17 mil millones ~50% en mejorador. Fuente: PDVSA 12

La producción temprana no ha empezado y difícilmente se inicie antes del fin de2012.Problemas de infraestructura son muy significativos.En una primera fase, se tiene pensado sacar 50.000 BD en camiones.En varios de los proyectos ya se han hecho los planes de producción preliminares.Solo hay unos 250.000 BD de crudos livianos para mezclar, de manera que los queinicien producción primero tiene ventajas.Condiciones fiscales no son atractivas, sobre todo la reforma de la contribuciónespecial (2011) que les han prometido que solo se activará una vez recuperada lainversión.Las empresas están dispuestas a invertir si se flexibilizan las condiciones fiscales yqueda claro como es que se va a construir infraestructura y obtener financiamientode la parte de PDVSA. Hoy en día solo se está invirtiendo en PetroMonagas. 15 nuevos pozos en 2011(llevan 5).Una incógnita es la existencia de mercados para crudos de menos de 25 API.La producción en proyectos originales está bastante por debajo de capacidad(450/600). 13

Problemas de Credibilidad: Obstáculos a la InversiónTexas 5Qatar 33United Arab Emirates 39Colombia 48 (índice 32)Alberta 51Trinidad and Tobago 58Brazil (Off shore presalt area profit sharing contracts) 66Alaska 83Angola 118Nigeria 124 (índice 79)Algeria 126Russia 127Libya 128Iraq 129 (índice 84)Kazakhstan 132Iran 133Bolivia 134Ecuador 135Venezuela 136 (índice máximo 100/100) 14

Producción declinanteBaja inversiónDeuda crecienteCostos crecientesProblemas graves de credibilidad con sociosinversionistasDeclinación en capacidades locales 15

3500 100 90 3000 80 2449 2500 70 Taladros Operativos 68Producción MBD 60 2000 50 1500 40 1000 30 20 500 10 0 0 2/01 2/02 2/03 2/04 2/05 2/06 2/07 2/08 2/09 2/10 2/11 Producción Taladros Operativos Fuentes: Baker Hughes y OPEP

Taladros Operativos 1995-2011140 119120100 83 80 60 67 40 20 0 1/95 1/96 1/97 1/98 1/99 1/00 1/01 1/02 1/03 1/04 1/05 1/06 1/07 1/08 1/09 1/10 1/11 Petróleo Gas TOTAL Fuente: Baker Hughes International Rig Count.17

Exportaciones Petroleras 3.500 3.000 2.500 2.000MBD 1.500 1.000 500 - Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011.

Deuda e Inversión en Exploración y Producción (millones de US$)$ 30.000$ 25.000 Deuda$ 20.000$ 15.000$ 10.000 Inversión en Exploración y $ 5.000 Producción $0 2006 2007 2008 2009 2010 Fuente: PDVSA

1170 Norteamérica (incluye St. Croix) 1704 217 Centroamérica y Caribe 551 364Regalos (MBD)Cuba 100-110 Asia 230Petrocaribe 50-60 135Petroamerica 10Total 160-180 Europa 344 25China 150-200 (hasta 400) Suramérica 80Mercado Interno 650-700 África 22Total 0.9-1.1 MMBDExportaciones pagas Otros 441.7 – 1.8 MMBD 0 500 1000 1500 2000 2010 2009 2008 2007 2006 Fuente: PDVSA 20

99 mil empleados y 14 mil contratados (40 mil antes del paro)Arbitrajes. Conoco, Exxon, y otros. Demandas en exceso a $40 millardos.Resultado probable ~$10-15 Millardos.La expropiación de las empresas de servicios.El éxito en exploración de gas costa afuera (~8 BPC en Cardon IV, ENI-Repsol)Nuevas pequeñas empresas mixtas de crudo convencional (CNPC, ONGC)han sido irrelevantes.Declinación y fusión de antiguos convenios operativos.El mercado interno (~650-700 MBD) Producción de electricidad (~100-200 MBD) Subsidio (por encima del 10% de las exportaciones totales, mas de$12 Millardos.)Importaciones de productos refinados (~100 MBD) 21

La producción de PDVSA sigue disminuyendo, aunque la tendencia puederevertirse en un par de años.La capacidad de inversión es limitada, por la excesiva carga del Estado.Sólo alrededor del 65% del petróleo producido es pagado a precios demercado.PDVSA y el gobierno requieren precios por encima de $90 para evitardificultades significativas.La deuda se ha incrementado exponencialmente durante periodo de boom,todavía es manejable pero su crecimiento es insostenible.PDVSA y el gobierno son cada vez más dependientes del precio delpetróleo.Arbitraje desfavorable puede representar un punto de quiebre.Las nuevas empresas mixtas en la Faja del Orinoco prometen un aumentode producción en el futuro, pero existen obstáculos y tomara tiempo.Si se resuelven los riesgos “encima de la superficie” el potencial es inmenso. 22

Seguimos como vamosBoom de inversiónCambio de política pero con éxito limitado 23

No hay cambio de políticasSe dilatan los proyectos y solo se concreta un proyectode la Faja.Producción sigue declinando por unos o dos años yluego empieza a incrementarse muy lentamente hasta 3- 3.2 MMBD en unos seis años.Inversión en E y P de unos US$8-10 mil millones porañoPodría ser bastante peor si caen los precios 24

Cambio de política con cierto grado de estabilidadPrecios altosSe concretan la mayoria de los proyectos de la Faja ynuevas empresas mixtas de crudo convencionalSe eleva la producción a 4.5 - 4.7 MMBD en 6 añosInversiones en E y P de unos US$ 20 mil millones poraño.Gran auge económico via inversiones e ingreso fiscalProblemas con manejo macroeconomico del auge 25

Hay cambio de políticas pero con dificultades y singarantia de estabilidad o los precios caen levemente.Se ejecutan dos o tres proyectos de la Faja y algunasinversiones en crudo convencional.Producción se mantiene y empieza a subir en un par deaños, llegando a 3.5 MMBD en seis años.Inversión en E y P de unos US$12-14 mil millones porañoSituación ecónomica positiva pero con dificultadesimportantes. 26

Graciasfrancisco.monaldi@iesa.edu.ve www.iesa.edu.ve/energia 27

Anexos 28

Años 2008, 2009 y 2010 Miles de millones de Variación % US$ 2008 2009 2010 10/09Ingresos Totales 125,5 73,8 94,9 21%Compra de crudos y productos -44,6 -25,9 -36,8 42%Gastos Operacionales -21,5 -20,4 -15,8 -22%Depreciación -5,2 -5,8 -6,0 3%Regalías y otros impuestos -23,3 -12,9 -11,2 -13%Aportes para el desarrollo social y Fonden -14,7 -3,5 -6,9 97%Otros Ingresos y gastos, neto -1,8 3,7 -10,7 -Gastos Totales -111,1 -64,8 -87,4 34%Ganacia antes de ISLR 14,4 8,9 7,6 -14%ISLR -4,3 -3,3 -3,9 18%Ganancia neta 10,1 5,6 3,7 -33% Fuente: Informe de Gestión de PDVSA 2010 y cálculos propios 29

Aporte 2008 2009 2010 Variación Miles de Millones de dólares %Regalías 24,6 14,7 9,3 -5,4 -37%Impuesto de extracción 3,1 1,7 1,2 -0,5 -29%ISLR 8,0 6,0 2,1 -3,9 -24%Dividendos 2,0 2,0 1,0 -1,0 -50%Impuesto superficial 0,2 0,2 0,1 -0,1 -40%Impuesto de exportación 0,1 0,1 0,1 -0 -22%Total Regalías e Impuestos 38,0 24,7 13,7 -11,0 -44%Gasto Social 5,0 6,0 19,2 13,2 220%Contribución de precios extraordinarios (FONDEN) 6,7 0,6 1,3 0,7 116%Aportes voluntarios a FONDEN 5,7 0 0 0 0%Gastos extra-presupuestarios extra- 17,4 6,6 20,5* 13,9 211%Total Aportes a la Nación 55,3 31,3 34,3 3,0 10% *Estados financieros muestran solo US$ 7 mil millones Fuente: Informe de Gestión de PDVSA 2010 y cálculos propios 30

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by Nelson Hernandez on Nov 09, 2011

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