Evaluacion Economica Direccional Faja Petrol If Era Del Orinoco
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EVALUACION ECONOMICA DIRECCIONAL de la FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO (FPO) Por: Nelson Hernández
La Faja Petrolífera del Orinoco es la acumulación de petróleo (pesado y extrapesado) movible más grande del mundo. En los últimos años el gobierno venezolano ha iniciado el proyecto “Magna Reserva”, cuyo objetivo es cuantificar y certificar las reservas de hidrocarburos contenidas bajo la superficie de 55314 kilómetros cuadrados. Se estima una acumulación de POES de 1360 millardos de barriles, de los cuales, según el gobierno, se pueden recuperar el 20 % (272 millardos de barriles), factor de recuperación alto para este tipo de crudos. (ver presentación) Hitos Importantes de la FPO La FPO inicia su explotación en el año 1935 con la perforación del primer pozo exploratorio denominado “Canoa 1”. • 1938, se perfora el primer pozo descubridor de hidrocarburos con el nombre de “Suata 1” • 1961, se inicia la explotación en los campos Morichal y Jobo • 1974, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) crea la Dirección Faja Petrolífera del Orinoco • 1976, el MEM crea la Dirección de Hidrocarburos No Convencionales • 1978, PDVSA inicia la evaluación de la FPO • 1979, la FPO es dividida en 4 bloques: Cerro Negro, Hamaca, Suata y Machete • 1985, INTEVEP construye en Jobo una planta piloto para manejar el crudo de la FPO • 1987, primera prueba técnica del combustible Orimulsion • 1990, inicio producción del bitumen natural. Creación de BITOR
• • • •
1993 – 1997, firman convenios de asociación estratégica (mejoramiento de crudos pesados y extra pesados) 2003, el gobierno elimina la fabricación de Orimulsion y de la empresa BITOR 2007, eliminación de las asociaciones estratégicas FPO y formación de las empresas mixtas (PDVSA – Empresas Privadas o Estatales). 2008 – 2009, licitación y adjudicación de bloques para la explotación de la FPO a países o empresas estatales de estos, donde destacan Rusia y China.
Inversión futura en la FPO Debido a las características del crudo de la FPO, que es de una gravedad API de 8.5, posee 3.5 % de azufre, 488 ppm de metales y que al procesarse deja 88 % de residuos, se requieren de altas inversiones para hacerlo atractivo comercialmente. Es de señalar que los módulos de mejoramiento existentes de 150 MBD, a valores actualizados (US$2009), tendrían una inversión cada uno del orden de los 3670 millones de dólares. El gobierno nacional ha venido anunciando desde la semana pasada de inversiones que harían Rusia (20000 MM$) y China (16000 MM$) para producir hasta 900 mil barriles diarios (MBD) de crudo FPO en los próximos tres años. Lo que no se sabe es si la producción es en conjunto. En el mejor de los casos, y de manera especulativa, podríamos decir que cada uno produciría 450 MBD, lo cual implicaría, y de acuerdo a lo indicado anteriormente, una inversión por cada país de 11000 MM$ en módulos de mejoramiento. Por otra parte, como existe a nivel público muy poca información sobre que comprenden dichas inversiones y cual es la evaluación económica de dicho proyecto, les presento a continuación una evaluación direccional. Así mismo, usted puede “armar” su propio proyecto y evaluarlo bajando el modelo Excel, haciendo click AQUÍ . Las premisas de la evaluación económica son: • • • • • • • • • • • •
Inversión = 36000 MM$ Horizonte Económico = 25 años Depreciación = Línea recta ISLR = 50 % TIR = 10 % Año Primera producción = 3 Primera Producción = 0.05 de MP Año Máxima Producción = 15 Año Inicio Declinación = 20 Producción Final = 100 MBD MP= Máxima Producción Método de Evaluación: Flujo de Caja descontado
Los resultados son los mostrados en la grafica, donde el eje de las abscisas representa el costo de producción (operacionales, financieros e impuestos (excluye ISLR), etc. En el eje de las ordenadas esta el precio al cual debe venderse el petróleo pagando los costos e ISLR y obtener un retorno del capital del 10 %. Es de aclarar que todos los valores son constantes en el horizonte económico para simplificar la evaluación. El horizonte económico es de 25 años que es el tiempo legal de la concesión de explotación. De la grafica se desprende que una inversión de esa magnitud para una producción de 900 MBD y para un costo de producción hipotético de “cero”, el precio de comercialización seria de 22.5 $/B. De acuerdo a los últimos informes de PDVSA, analistas han indicado que el costo actual de producción se sitúa entre 25 y 30 $/B, al añadírsele a los costos tradicionales lo correspondiente al soporte social (Misiones) que realiza la petrolera nacional. Para el caso de un costo de 30 $/B, el precio resultante es: 52.5, 58.5, 74.6 y 87.0 $/B para producciones máximas de 900, 700, 450 y 350 MBD, respectivamente. Es de acotar, que son precios superiores al promedio de la cesta venezolana (crudo + productos) para el periodo enero-agosto 2009 que alcanza los 52 $/B. En otras palabras, a un costo de producción de 30 $/B, hoy en día estos proyectos de la FPO no serian viables económicamente, a menos que se modifiquen hacia la baja factores como las regalías y el ISLR, que hoy son de 30 % y 50 %, respectivamente. Otro aspecto a considerar es que por ser empresas mixtas, PDVSA participaría con el 60 % de la inversión, es decir, 21600 MM$. ¿De donde sacara PDVSA
ese dinero?... actualmente, no lo posee y su deuda es superior a los 15000 MM$. ¿Pagara esa inversión con petróleo?. Son aspectos que se desconocen. ¿Estarán Rusia y China dispuestas a recibir petróleo como pago…y a que precio? Con respecto a la tecnología a aplicar en la FPO, tanto Rusia como China no poseen tecnología de punta para afrontar con éxito el desarrollo de estos recursos, por lo que tendrían que recurrir a las grandes empresas petroleras (BP, ExxonMobil, Chevron-Texaco y Shell) quienes poseen la tecnología de mejoramiento de crudo, ya probada en los antiguos convenios de asociación estratégica, y de seguro, hoy en día, mejorada y optimizada. En el desarrollo de la FPO, la parte ambiental toma primordial importancia por los residuos metálicos, de coque y de azufre que son producidos. Por cada barril mejorado se producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Para la producción de 900 MBD, correspondería 22.5 toneladas métricas diarias de coque y 2.9 toneladas métricas diarias de azufre, cuya disposición y posible comercialización merece una gestión impecable para evitar la agresión al ambiente. Como corolario podemos indicar: •
La explotación de la FPO requiere de altas inversiones y de conocimiento y acceso a las tecnologías de punta para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados
•
La viabilidad económica de la explotación de la FPO necesita precios de comercialización de crudos superiores a 50 $/B. De no ser así, seria necesario modificar los valores de regalía e ISLR
•
La explotación de la FPO debe garantizar ambiente
la menor agresión al
La Faja Petrolífera del Orinoco es la acumulación de petróleo (pesado y extrapesado) movible más grande del mundo. En los últimos años el gobierno venezolano ha iniciado el proyecto “Magna Reserva”, cuyo objetivo es cuantificar y certificar las reservas de hidrocarburos contenidas bajo la superficie de 55314 kilómetros cuadrados. Se estima una acumulación de POES de 1360 millardos de barriles, de los cuales, según el gobierno, se pueden recuperar el 20 % (272 millardos de barriles), factor de recuperación alto para este tipo de crudos. (ver presentación) Hitos Importantes de la FPO La FPO inicia su explotación en el año 1935 con la perforación del primer pozo exploratorio denominado “Canoa 1”. • 1938, se perfora el primer pozo descubridor de hidrocarburos con el nombre de “Suata 1” • 1961, se inicia la explotación en los campos Morichal y Jobo • 1974, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) crea la Dirección Faja Petrolífera del Orinoco • 1976, el MEM crea la Dirección de Hidrocarburos No Convencionales • 1978, PDVSA inicia la evaluación de la FPO • 1979, la FPO es dividida en 4 bloques: Cerro Negro, Hamaca, Suata y Machete • 1985, INTEVEP construye en Jobo una planta piloto para manejar el crudo de la FPO • 1987, primera prueba técnica del combustible Orimulsion • 1990, inicio producción del bitumen natural. Creación de BITOR
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1993 – 1997, firman convenios de asociación estratégica (mejoramiento de crudos pesados y extra pesados) 2003, el gobierno elimina la fabricación de Orimulsion y de la empresa BITOR 2007, eliminación de las asociaciones estratégicas FPO y formación de las empresas mixtas (PDVSA – Empresas Privadas o Estatales). 2008 – 2009, licitación y adjudicación de bloques para la explotación de la FPO a países o empresas estatales de estos, donde destacan Rusia y China.
Inversión futura en la FPO Debido a las características del crudo de la FPO, que es de una gravedad API de 8.5, posee 3.5 % de azufre, 488 ppm de metales y que al procesarse deja 88 % de residuos, se requieren de altas inversiones para hacerlo atractivo comercialmente. Es de señalar que los módulos de mejoramiento existentes de 150 MBD, a valores actualizados (US$2009), tendrían una inversión cada uno del orden de los 3670 millones de dólares. El gobierno nacional ha venido anunciando desde la semana pasada de inversiones que harían Rusia (20000 MM$) y China (16000 MM$) para producir hasta 900 mil barriles diarios (MBD) de crudo FPO en los próximos tres años. Lo que no se sabe es si la producción es en conjunto. En el mejor de los casos, y de manera especulativa, podríamos decir que cada uno produciría 450 MBD, lo cual implicaría, y de acuerdo a lo indicado anteriormente, una inversión por cada país de 11000 MM$ en módulos de mejoramiento. Por otra parte, como existe a nivel público muy poca información sobre que comprenden dichas inversiones y cual es la evaluación económica de dicho proyecto, les presento a continuación una evaluación direccional. Así mismo, usted puede “armar” su propio proyecto y evaluarlo bajando el modelo Excel, haciendo click AQUÍ . Las premisas de la evaluación económica son: • • • • • • • • • • • •
Inversión = 36000 MM$ Horizonte Económico = 25 años Depreciación = Línea recta ISLR = 50 % TIR = 10 % Año Primera producción = 3 Primera Producción = 0.05 de MP Año Máxima Producción = 15 Año Inicio Declinación = 20 Producción Final = 100 MBD MP= Máxima Producción Método de Evaluación: Flujo de Caja descontado
Los resultados son los mostrados en la grafica, donde el eje de las abscisas representa el costo de producción (operacionales, financieros e impuestos (excluye ISLR), etc. En el eje de las ordenadas esta el precio al cual debe venderse el petróleo pagando los costos e ISLR y obtener un retorno del capital del 10 %. Es de aclarar que todos los valores son constantes en el horizonte económico para simplificar la evaluación. El horizonte económico es de 25 años que es el tiempo legal de la concesión de explotación. De la grafica se desprende que una inversión de esa magnitud para una producción de 900 MBD y para un costo de producción hipotético de “cero”, el precio de comercialización seria de 22.5 $/B. De acuerdo a los últimos informes de PDVSA, analistas han indicado que el costo actual de producción se sitúa entre 25 y 30 $/B, al añadírsele a los costos tradicionales lo correspondiente al soporte social (Misiones) que realiza la petrolera nacional. Para el caso de un costo de 30 $/B, el precio resultante es: 52.5, 58.5, 74.6 y 87.0 $/B para producciones máximas de 900, 700, 450 y 350 MBD, respectivamente. Es de acotar, que son precios superiores al promedio de la cesta venezolana (crudo + productos) para el periodo enero-agosto 2009 que alcanza los 52 $/B. En otras palabras, a un costo de producción de 30 $/B, hoy en día estos proyectos de la FPO no serian viables económicamente, a menos que se modifiquen hacia la baja factores como las regalías y el ISLR, que hoy son de 30 % y 50 %, respectivamente. Otro aspecto a considerar es que por ser empresas mixtas, PDVSA participaría con el 60 % de la inversión, es decir, 21600 MM$. ¿De donde sacara PDVSA
ese dinero?... actualmente, no lo posee y su deuda es superior a los 15000 MM$. ¿Pagara esa inversión con petróleo?. Son aspectos que se desconocen. ¿Estarán Rusia y China dispuestas a recibir petróleo como pago…y a que precio? Con respecto a la tecnología a aplicar en la FPO, tanto Rusia como China no poseen tecnología de punta para afrontar con éxito el desarrollo de estos recursos, por lo que tendrían que recurrir a las grandes empresas petroleras (BP, ExxonMobil, Chevron-Texaco y Shell) quienes poseen la tecnología de mejoramiento de crudo, ya probada en los antiguos convenios de asociación estratégica, y de seguro, hoy en día, mejorada y optimizada. En el desarrollo de la FPO, la parte ambiental toma primordial importancia por los residuos metálicos, de coque y de azufre que son producidos. Por cada barril mejorado se producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Para la producción de 900 MBD, correspondería 22.5 toneladas métricas diarias de coque y 2.9 toneladas métricas diarias de azufre, cuya disposición y posible comercialización merece una gestión impecable para evitar la agresión al ambiente. Como corolario podemos indicar: •
La explotación de la FPO requiere de altas inversiones y de conocimiento y acceso a las tecnologías de punta para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados
•
La viabilidad económica de la explotación de la FPO necesita precios de comercialización de crudos superiores a 50 $/B. De no ser así, seria necesario modificar los valores de regalía e ISLR
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La explotación de la FPO debe garantizar ambiente
la menor agresión al
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