1. “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

2. Agenda
• Mercado energético mundial – precios petróleo
• Factibilidad de “Plan Siembra Petrolera”
• Política petrolera y escenarios de producción

3. Mercado energético mundial –
precios petróleo

4. 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

5. 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

6. Factibilidad
de “Plan Siembra
Petrolera”

7. 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.

8. 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

9. ¿Es posible lograrlo?
Depende de tres factores:
• Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA
• Condiciones operativas
• Condiciones estructurales
Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.

10. 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.

11. 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.

12. 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

13. 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

14. 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.

15. 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.

16. Política petrolera y
escenarios de
producción

17. 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

18. 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

19. Reflexión

20. 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

21. 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/.

22. Muchas gracias por su atención
Twitter: @ihernandezr11