1. Perspectivas Petroleras
Pedro Luis Rodríguez
Centro Internacional de Energía y Ambiente
IESA – Foro Perspectivas 2013
28 de febrero, 2013

2. Esquema
• Mercado petrolero 2013
• ¿Dónde estamos?
• Plan Siembra Petrolera 2012 – 2018
• PDVSA en aprietos
• Impacto de políticas recientes
• Subsidio a la gasolina
• Perspectivas
• Para reflexionar

3. Mercado
petrolero 2013

4. DEMANDA OFERTA
mbd mbd
OECD no-OECD OPEP no-OPEP
1.40 1.40 1.28
1.20 1.14 1.20
1.08
1.00 1.00 0.88
0.80 0.80
0.60 0.60
0.44
0.40 0.40
0.20 0.20
0.00 0.00
-0.20 -0.20 -0.09
-0.17
-0.40 -0.40
-0.60 -0.47 -0.60
2012 2013 2012 2013
+0.61 MBD +0.97 MBD +1.32 MBD +1.20 MBD
aumento en oferta no-OPEP más que compensa aumento en la demanda
Fuente: elaboración propia con base en IEA, EIA y OPEP.

5. 120 Precio WTI US$/barril
100 US$ 92
80
Cesta venezolana
~100 US$/barril
60
40 Tendencias estructurales:
• Demanda: mejora leve respecto a 2012
20 • Oferta: creciente (No-OPEP)
• Inventarios: acumulación
0
Jul-09
Jul-10
Jul-12
Jul-13
Jul-14
Ene-13
Ene-09
Sep-09
Ene-10
Sep-10
Ene-12
Sep-12
Sep-13
Ene-14
Sep-14
Mar-11
Jul-11
Mar-09
Mar-10
Ene-11
Sep-11
Mar-12
Mar-13
Mar-14
Nov-12
Nov-09
Nov-10
May-11
Nov-13
Nov-14
May-09
May-10
May-12
May-13
May-14
Nov-11
escenario más probable de precios: US$ 100/barril
Fuente: Elaboración propia con base en Short Term Energy Outlook, Febrero 2013 (EIA).

6. Eventos a observar
Demanda:
• Pacto fiscal E.E.U.U.
• Crisis E.U. (Italia, España, Portugal)
• Crecimiento China
Oferta:
• Irán:
Estrecho de Ormuz o Sanciones: 2.2 MBD (2011)  1.1 MBD
(2012) de exp.
o ~20% del crudo transado a nivel mundial
pasa por el estrecho de Ormuz (~17MBD)
o Capacidad ociosa de oleoductos para
finales de 2012 = ~1/4 del total.
o Impacto precio actual: +prima $10.
o Israel empujando por ultimátum.
Fuente: EIA online: “World Oil Transit Checkpoints” (2013). • Otros: Siria, Libia e Iraq.

7. ¿Dónde estamos?

8. 2012 Variación 2011
2005 Variación real
(meta) esperada (observado)
Esfuerzo propio 2185 4019 84% 2080 -5%
EM liviano-pesado 522 581 11% 405 -22%
Actuales EM FPO 614 622 1% 506 -18%
Nuevas EM en FPO 0 615 . 0 .
Total Capacidad 3269 5837 76% 2991 -8.5%
Refinación (MBD) 3142 4050 29% 2822 -10%
Exportaciones (MDB) 2993 4700 80% 2469 -17.5%
Gas natural (MMPCD) 6885 9780 42% 7125 3%
LNG . . . . .
el plan siembra petrolera 2005-2012 no alcanzó sus metas
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

9. 0
100
300
500
200
400
-200
-100
KBD
ene-1993
sep-1993
may-1994
ene-1995
sep-1995
may-1996
ene-1997
sep-1997
may-1998
ene-1999
sep-1999
may-2000
ene-2001
Fuente: PODE, PDVSA y U.S. Energy Information Administration.
sep-2001
Productos
may-2002
ene-2003
sep-2003
may-2004
Gasolina
ene-2005
sep-2005
may-2006
ene-2007
Exportación Neta de Productos a E.E.U.U.
sep-2007
may-2008
ene-2009
sep-2009
nos hemos convertido en importadores netos de productos
may-2010
ene-2011
sep-2011
may-2012
Nov-12
Amuay
Ago-12
-85 KBD

10. Cesta Venezolana Precio Nominal
140
120
Feb
107.53
100
US$/barril
80 Precio Promedio
(US$/barril)
60 2007: 65
2008: 87
2009: 57
40 2010: 72
2011: 101
2012: 103
20 2013: 105
0
Jan-99
Jan-00
Jan-01
Jan-02
Jan-03
Jan-04
Jan-05
Jan-06
Jan-07
Jan-08
Jan-09
Jan-10
Jul-99
Jul-00
Jul-01
Jul-02
Jul-03
Jul-04
Jul-05
Jul-06
Jul-07
Jul-08
Jul-09
Jul-10
Jan-11
Jul-11
a pesar del auge petrolero más prolongado de la historia
Fuente: elaboración propia con base en datos del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería.

11. ¿Dónde están los
demás?

12. los demás países aprovecharon la coyuntura favorable de precios
2.50
2.00
Índice de producción (1998=1)
1.50
1.00
0.50
0.00
2000
2008
1998
1999
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2009
2010
2011
Brasil Iraq Canadá Rusia OPEC (exc. Venezuela)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy (2012) y cifras oficiales de producción de PDVSA.

13. los demás países aprovecharon la coyuntura favorable de precios
2.50
2.00
Índice de producción (1998=1)
1.50
+21%
1.00
-8.5%
0.50
0.00
2000
2008
1998
1999
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2009
2010
2011
Brasil Iraq Venezuela PDVSA Canadá Rusia OPEC (exc. Venezuela)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy (2012) y cifras oficiales de producción de PDVSA.

14. Plan Siembra Petrolera
2012 - 2018

15. 2011 2018 Variación
MMMUSD
Esfuerzo propio (MBD) 2080 2616 26% 70
EM liviano-pesado (MBD) 405 704 74% 60
Actuales EM FPO (MBD) 506 664 31% 50
Nuevas EM en FPO (MBD) 0 1835 . 40
Total Capacidad 2991 5819 95% 30
Refinación (MBD) 2822 4100 45% 20
Exportaciones (MDB) 2469 4800 94% 10
Gas natural (MMPCD) 3860 11839 207% 0
LGN (MBD) 138 296 114%
Exploración y producción
Aumento propuesto: 404 KBD/año
Refinación, comercio y suministro
Gas
Precedente histórico:140 KBD/año (43-58)).
Filiales no-petroleras y otros
Inversión total 2012-2018 (PDVSA min: 60%): 266 MMUSD (=84% PIB 2011)
PDVSA no cuenta con los recursos necesarios
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

16. La producción temprana implica menores costos hundidos
Carabobo 1:
MBD Perfil de producción
450
400
350 Importante distinguir costos hundidos:
300 Inversión por proyecto:
250
200 Total: 12-17 MMMUSD • (<) Producción temprana (+ mezcla)
150
100 Mejorador: 10 MMMUSD • (>) Producción mejorada
50
0
Ojo: limitada disponibilidad de crudos
2030
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2032
2034
livianos para mezclar.
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

17. PDVSA en aprietos

18. Se exporta menos, no todo se cobra y el consumo interno aumenta
MBD Exportaciones Consumo Interno
KBD
3.5
800
3 700 674
646
599
600 558 574
2.5
500
2
400
1.5
300
1
200
0.5
100
0 0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011
Exportaciones E.E.U.U Europa Asia Otros
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

19. Gran parte de la producción no genera flujo de caja para PDVSA
Consumo Interno
Exportaciones sujeta a acuerdos
Exportaciones libres
% de
2011 (KBD)
producción total
17% China 415 13.88%
Petrocaribe, Cuba y SA 332 11.10%
Prod. 2011
58% 2991 Mercado doméstico
25% 522 17.45%
(exc. imp.)
Total 1269 42.43%
Fuente: elaboración propia con base en informe de gestión de PDVSA (2011).

20. El consumo interno y los compromisos internacionales ponen en aprieto a PDVSA
US$/bbl
140
120
100
80
60
67%
40
No relacionado a
20
actividad petrolera
0
Gasto social y FONDEN
Regalías e impuestos
Costos financieros
Costos asociados a la actividad petrolera
Fuente: elaboración propia con base en informe de gestión de PDVSA (2011).

21. El trueque no le genera flujo de caja a PDVSA
Fuente: Informe de Gestión de PDVSA (2011).

22. Ello explica porqué la deuda aumenta mientras la inversión cae
MMMUSD
45
40.0
40
35
Tipo de cambio: 4.30 Bs/$
30
25 + ~ US$ 7 MMM cuentas por pagar
20
+ ~ US$ 38 MMM a BCV
15
10 ~ US$ 85 MMM
4.2
5 2.9
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*
Deuda financiera Inversión (E&P)
Para alimentar su flujo de caja PDVSA ha tenido que recurrir a financiamiento directo del socio
(ej. Chevron 2 MMUSD, Rosneft 1.5 MMUSD) y a financiamiento del sector público.
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

23. Impacto de la reforma de la ley de
precios extraordinarios y exorbitantes

24. La reforma tiene un impacto muy moderado sobre la caja de PDVSA
US$/bbl
Suponiendo un precio de US$ 100/barril
100 Para PDVSA:
64.11 62.28
90
+ $ 1.83/bbl
80
28.00 21.00
70
60 Aportes 2011
14.61
12.78 $US MMM
50
Ley 2011 34.153
40
23.33 26.67
Ley 2013 33.176
30
Diferencia 0.977
20
10 23.10 23.10
0
Ley 2011 Ley 2013
Costo Regalía ISLR IGS
Fuente: elaboración propia con base en legislación e informe de gestión de PDVSA (2011).

25. Impacto de la devaluación

26. La devaluación aumenta ingresos y alivia los compromisos en moneda nacional
US$ MMM Diferencia: - $ 14 MMM
85.40
90
80 7.00 71.28 Efecto directo:
70 7.00 Cada US$ 1 de ingresos
60 38.37
= Bs 6.3 (+ 46.5%)
50 26.19
En el corto plazo:
40
6.10 4.17
30 Costo en bolívares const.
20 40.03 38.09
33.92 33.92 = mayor flujo de caja
10
En el mediano plazo:
0
4.3 Bs/$ 6.3 Bs/$ Costos aumentarán.
Deuda financiera en dólares
Deuda financiera en bolívares
Deuda BCV
Deuda con proveedores
Fuente: elaboración propia con base en informes oficiales de PDVSA.

27. Subsidio a la gasolina

28. Magnitudes importantes:
Precio congelado desde 1996 (actualmente $0.015/litro vs. precio de exportación de $0.8/litro)
Subsidio a la gasolina para el 2012: US$ 16 millardos anuales = US$ 550/persona/año
~ 7.5% PIB ~ déficit GC > presupuesto salud y educación.
Distribución regresiva:
Subsidio a hogares del cuartil superior = 7 x subsidio a hogares del cuartil inferior
Costo directo para PDVSA:
Precio de producción y distribución: $0.15/litro (x 10 precio de venta actual)
= venta por debajo de costo de producción (280KBD) + importación (80KBD)
= US$ 2.2 MMM + US$ 3.6 MMM = US$ 5.8 MMM
reducción del subsidio a la gasolina = reforma de gran impacto para PDVSA
Fuente: IEA (2012), Martínez (2012) y cálculos propios.

29. alternativa: distribución directa
Caso Irán:
En 2010 el subsidio a los combustibles alcanzaba US$ 40.92 millardos anuales.
+ subsidios al gas y la electricidad > US$ 80 millardos anuales.
Limitada capacidad de refinación (>40% de gasolina importada) => subsidio explícito.
Reforma 2011:
Precio de la gasolina X 4 con miras a llegar a mínimo 90% precio de exportación en 5 años.
Distribución directa y universal de 50% de lo ahorrado.
16 millones de nuevas cuentas bancarias en menos de un año.
Campaña permanente de información.
Primer deposito (congelado) dos meses antes de aumento en los precios.
el subsidio a la gasolina debe ser el punto de partida de un gran debate nacional
Fuente: IEA (2012), Martínez (2012) y cálculos propios.

30. Perspectivas

31. Posible dirección de la política petrolera bajo gobierno oficialista
Mayor Coerción Status Quo Mayor Pragmatismo
Precaria situación fiscal Divisiones internas del oficialismo PDVSA sin recursos
Posible escenario electoral Producción declinante
Mayor peso de radicales Mayor peso Ramírez
Mayor peso gobernadores
Escenario más probable (Feb 2013): pragmatismo moderado
• Corto plazo: incertidumbre en relación a enfermedad del presidente
• Mediano plazo: divisiones internas
Incentivos a la producción (ej. incentivos fiscales, control operacional, tesorería).
A mayor pragmatismo:
Posible reducción del subsidio a la gasolina (después de elecciones).
Posible modificación en política de acuerdos energéticos (formas de pago más no eliminación)
En ambos casos: mayor uso de financiamiento interno y a través de los socios.

32. Reacción socios: suponiendo mayor pragmatismo del gobierno
Status Quo Producción Temprana Proyectos Completos
Precedentes Incentivos a la producción .
Posible escenario electoral Menores costos hundidos .
Incertidumbre en precio Altos precios .
Aprietos PDVSA .
Escenario más probable (Feb 2013): reacción moderada
• Corto plazo: postergarán inversiones hasta aclararse el escenario político
• Mediano plazo: ausencia de credibilidad del gobierno limitará el impacto del pragmatismo
Incentivos a postergar inversiones significativas (ej. mejorador).
Algo de producción temprana (ojo: limitada disponibilidad de crudos livianos para mezclar).
Aumento (13-18): ~ 500 KBD (precedentes históricos: 140 KBD/año (43-58)).
Quizás 1-2 proyectos completo (Rosneft - CNPC) (2013-2021)

33. Suponiendo cambio de gobierno
Gobierno:
• Cambio de política: + favorable a aumentos en la inversión moderado por estabilidad política
Escenario más probable (Feb 2013): cambio de política gradual
Socios:
• Inversión directamente correlacionada con estabilidad política y expectativas de precio
Escenario más probable (Feb 2013): reacción moderada (corto plazo)
De consolidarse un gobierno de oposición y mantenerse los precios altos:
Aumentos significativos de la inversión (moderado por precedentes y posibles amenazas).
Aumento producción (6 años): ~ 1 MBD (2 proyectos completos + mezcla)

34. Para reflexionar

35. KBD Producción por Cuenca Producción por Tipo de Crudo
3500 100%
90% 21%
3000 29%
80%
2500 70%
31%
60%
2000
50% 39%
1500
40%
1000 30%
49%
20%
500 31%
- 45%
10%
0 0%
1999 2005 2011 1999 2011
Occidente Apure-Barinas Pesados + Extrapesados Medianos
Livianos + Condensados
Oriente (exc. FPO) FPO
¿nos olvidamos de occidente?
Fuente: elaboración propia con base en cifras oficiales de producción de PDVSA y PODE.

36. Tecnologías para explotar no-convencionales: ¿revolución energética del siglo XXI?
Reservas 2012 Producción 2030
MMMTOE MMMTOE
Gas
Petróleo E.E.U.U. 2012:
Producción: + 837 KBD
Importaciones: -660 KBD
¿qué va a ocurrir con nuestro principal mercado?
Fuente: elaboración propia con base en BP Energy Outlook (2030).

37. Muchas gracias por su atención