petroleumworld

Puntos de Vista
Análisis y opinión sobre energía, geopolítica y civilización

La Renta Petrolera y su Distribución

Por Henry Delgado A.

Mucho se ha especulado y discutido sobre el Petróleo, Fuerzas implícitas en el Negocio, Geopolítica, posibles tendencias, Posibles fuentes alternas, entre otros. Los temas accesorios son numerosos, interesantes y muy complejos. Este análisis se enfoca en uno de los conceptos neurálgicos del negocio desde el punto de vista económico el cual tiene implicaciones en la situación petrolera actual y futura... Es el concepto de la renta.

La Renta – Concepto Económico

En Economía, la renta se define como el excedente de Producción una vez cubiertos los costos de remuneración a los factores de producción. Una refinación del concepto es la Cuasi-Renta que se refiere a la recuperación únicamente de los costos de oportunidad de los factores de producción reproducibles (Trabajo y Capital ) . Estos costos de oportunidad son la remuneración que dichos factores hubiesen podido percibir en caso de haberse empleado en otra actividad económica [1]. Se separa exprofesamente un tercer factor de producción, - la Tierra . Las peculiaridades que hacen único a dicho factor son : 1) A diferencia de los otros dos factores, no es fácilmente “ relocable” de una actividad económica a otra, 2) Típicamente, en industrias extractivas este factor no se puede reproducir, y tiene una vida finita que será inversamente proporcional a la velocidad de explotación, y a la potencial aparación de sustitutos . En síntesis, no es posible calcular con certeza su costo de oportunidad y paradójicamente es el que permite para el caso de la renta Petrolera, que esta exista.

Debido a la dinámica inherente a la oferta y demanda, en un mercado abierto las rentas no son permanentes en el tiempo y dependen de factores temporales de posicionamiento y diferenciación entre oferentes– Este tipo de renta se conoce con el nombre de Renta Diferencial .

Igualmente, cuando la industria en cuestión presenta barreras de entrada a nuevos oferentes, o existen condiciones no reproducibles que implican una ventaja comparativa de un productor o un grupo pequeño de productores (comparativamente al tamaño del grupo de consumidores), aparece un nuevo tipo de renta que es la Renta monopolística u oligopólica, y es la que se deriva de la posición de monopolio u oligopolio y no de la diferenciación [2].

En el caso petrolero, coexisten ambos tipos de renta: a) Renta Oligopólica derivada de la barrera de entrada a otros productores para explotar libremente el petróleo en un determinado subsuelo – la barrera en este caso son los contratos a largo plazo de exploración-producción otorgados por los paises en cuyo suelo se encuentra el recurso, y b) Renta diferencial derivada de la ventaja diferencial de costos de acuerdo al tipo de petróleo y ubicación. Extremos ilustrativos de este último tipo de renta, son el costo del barril marginal de petróleo dulce liviano producido en Arabia Saudita (entre 3 y 5 dólares por barril) versus el del barril marginal de Crudo pesado no convencional extraído de las arenas bituminosas en el Canadá (entre 30 y 60 dólares por barril ) – v éase gráfico de Rentas diferenciales

Cabe destacar que para decisiones económicas de continuidad en la operación petrolera, no se toman en cuenta los costos “ hundidos”. Los costos hundidos son aquellos costos, bien de acceso al hidrocarburo como licencias y bonos de entrada, o los costos de facilidades de producción muy específicas al campo, no reutilizables en otra explotación. La razón nuevamente, es que dichas inversiones no tienen costo de oportunidad o alternativa de reinversión.

Uno de los factores que induce la presencia de rentas en la industria petrolera, es el hecho de que la demanda de petróleo en el corto y mediano plazo es relativamente inelástica ; es decir, que los volúmenes demandados en el mercado son relativamente indiferentes a los incrementos de precios (de nuevo en el corto - mediano plazo y dentro de rangos razonables de allí el uso del calificativo “relativamente”). – véase gráfico de Elastcidad de la Demanda.

Cabe destacar que para decisiones económicas de continuidad en la operación petrolera, no se toman en cuenta los costos “ hundidos”. Los costos hundidos son aquellos costos, bien de acceso al hidrocarburo como licencias y bonos de entrada, o los costos de facilidades de producción muy específicas al campo, no reutilizables en otra explotación. La razón nuevamente, es que dichas inversiones no tienen costo de oportunidad o alternativa de reinversión.

Uno de los factores que induce la presencia de rentas en la industria petrolera, es el hecho de que la demanda de petróleo en el corto y mediano plazo es relativamente inelástica ; es decir, que los volúmenes demandados en el mercado son relativamente indiferentes a los incrementos de precios (de nuevo en el corto - mediano plazo y dentro de rangos razonables de allí el uso del calificativo “relativamente”). – véase gráfico de Elastcidad de la Demanda.

¿ A quien pertenece la renta petrolera, como se administra y potencial conflicto. ?

Ahora bien, una vez revisado el concepto básico de renta, ¿ a quien le pertenece..? . El propietario final por defecto de los derechos y deberes derivados de los hidrocarburos existentes en el subsuelo de un determinado campo, dependerá de en que país se ubique y bajo que régimen legal se encuentra afectado el campo en cuestión. Simplificando las aristas legales y enfocando exclusivamente las económicas, existen en la práctica dos tipos de regímenes en cuanto a propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo :

a) El sistema en el cual los derechos minerales son parte integral del terreno de superficie, y le pertenecen al propietario de dicho terreno – este sistema es conocido legalmente como el sistema de anexiíon o accesión y sus orígenes se remontan a las leyes de los comunes originalmente sajonas. Este sistema fué desapareciendo en el tiempo, debido a que los Estados comenzaron a desarrollar su apetito por las rentas implícitas en el Petróleo. Hoy en día este sistema se aplica en muy pocos países (prácticamente Estados Unidos e Inglaterra – excluyendo recursos en subsuelo marino)

b) El sistema que confiere la propiedad y derechos derivados del petróleo en el subsuelo a la nación en que encuentren (el beneficiario final legal son todos los nacionales de dicho país). En este sistema, en función de la constitución y marco regulatorio, la nación organizará las políticas que regirán el sistema de exploración y explotación, con atención particular al reparto de las rentas en beneficio final de su población y con eventual participación de inversionistas privados si es de interés nacional. Este sistema se conoció originalmente como el sistema de regalías , y se origina en el derecho de código romano.

Este segundo sistema es el mas común en el mundo, y ha evolucionado significativamente desde la segunda mitad del siglo XX, en términos de la variedad de formatos legales de contratación para la participación de privados en la actividad petrolera, entre los formatos mas comunes están : Las Regalías, Los Contratos de Ganancias o Producción compartidas, Los Convenios de servicio a riesgo, las Empresas Mixtas, etc.

Con estos marcos de contratación, el Estado como administrador designado del recurso nacional, establece las reglas fundamentales de funcionamiento de la actividad petrolera via concesiones, atendiendo al hecho de que dicha actividad es de carácter extractivo, se ejerce sobre recursos naturales no renovables, y reviste impactos y riesgos ambientales. Dichas reglas de funcionamiento entre otras incluyen : Delimitación de los lotes de terreno o bloques exploratorios, Períodos y esquema de riesgo de exploración, Inversiones de infraestructura, Propiedad final de los activos, Manejo de la operación, Responsabilidad Ambiental, Responsabilidad Social, Abandono de pozos, Costos, Precios , Ganancias, Impuestos, etc. Ahora bien, en este tipo de sistemas al estado le toca jugar el rol de un administrador del recurso, y su misión fundamental será maximizar el valor (a los efectos de este análisis la renta) en el largo plazo para el beneficio de su población, es decir se da una relación similar al fideicomiso en el que la administración es transferida pero los beneficios finales pertenecen al fideicomitente.

Es aquí donde nace el conflicto regulatorio o tensión natural que se da en los contratos petroleros entre gobiernos e inversionistas, especialmente en períodos de alta volatilidad de precios como los que se viven actualmente (en menos de 4 meses – desde Julio a Octubre del 2008, el precio del Brent ha tocado máximos y mínimos de 143 y 63 dólares por barril respectimante –78% de varianza sobre el valor central).

El mencionado conflicto, se deriva entonces del hecho de que esta industria, tiene el potencial de generar importantes rentas que varían en proporción directa con los precios y en la mayoría de los casos los contratos a largo plazo establecen mecanismos de reparto de valor “take” que no se ajustan con suficiente velocidad y flexibilidad a los precios para mantener durante la vida de los contratos las proporciones de valor económico originalmente aceptadas entre las partes. En consecuencia, es natural que se presenten situaciones o per íodos bien sea de pronunciadas rentas para los inversionistas o de pérdida de valor al no recuperarse con los beneficios de producción los costos de oportunidad de los factores reproducibles.

Aristas del conflicto regulatorio

En vista del mencionado conflicto, el estado debería manejar cautelosamente su rol regulador para evitar cualquiera de los siguientes dos extremos:

1. Expropiación Regulatoria

Se presenta cuando hay exceso de apalancamiento en el poder de la soberanía y el estado aplica marcos regulatorios onerosos que impiden la recuperación de los costos o la generación de retornos razonables de largo plazo ajustados al riesgo de la actividad. En este caso, se producirá una desinversión natural en el mediano plazo en la industria y posible retiro total del Inversionista

2. Captura Regulatoria

Situación en la que el estado sucumbe a las presiones de los grupos de interés, y en consecuencia el marco regulatorio aplicado confiere mayores beneficios a los regulados – en este caso los inversionistas – en perjuicio de la población en general (El due ño final por definición de las rentas petroleras en los sistemas de regalías). Esta situación generará en el mediano plazo costos de representatividad política. [3]

En el esquema que se muestra a continuación, se señalan los diferentes incentivos, compromisos y riesgos del negocio petrolero para los tres incumbentes fundamentales, derivados de las posibles polaridades en el reparto de las rentas mediante los marcos regulatorios y contratos :

Inversionista

Estado

Población

Expropiación Regulatoria

(El Estado saca ventaja apalancandose en Soberanía nacional)

Beneficios :

Inversionista es capturado por contrato a largo plazo en
situación desventajosa (Rehén de sus “Costos
hundidos” y potenciales penalidades).

El Empresario buscar á seguir produciendo mientras pueda capturar Cuasi-Rentas.

En el corto plazo no hay ningun beneficio.El Inversionista pudiera acoger temporalmente
la Expropiación Regulatoria como táctica de negociación para el
posicionamiento en Paises
“Estrat égicos ”.

Riesgos :

El reparto sostenidamente desfavorable de valor puede llegar al extremo de impedir la recuperaci ón de costos marginales – en ese caso
el Empresario suspenderá operaciones y castigará el saldo de su Inversion.

Beneficios :

Extracción
adicional de
rentas que
generan mayores recursos.

Pudieran ser utilizados en beneficio de la comunidad lo cual redundará en capital político al gobierno

Riesgos :

En el mediano y largo plazo, la credibilidad regulatoria con
los Inversionistas
se erosiona y hace potencialmente
mas difíciles las futuras convocatorias a
la inversión privada para proyectos en el país.

Beneficios :

Posibilidad de captura de valor adicional, la cual potencialmente
se traducirá en bienestar a la comunidad si el estado cumple
con su rol Fiduciario

Riesgos :

Existe el riesgo
de que los gobiernos no
dejen pasar a la economía y la población en general los recursos adicionales,
lo cual deriva
en gobiernos “hipertróficos”
o corruptos.

Igualmente en el mediano plazo,
la desinversión ocurrirá y se limitará el desarrollo y oportunidades
de empleo

Inversionista

Estado

Población

Captura
Regulatoria

(La presión de los grupos de interés inclina la balanza hacia el Empresario quien logra condiciones ventajosas de
renta)

Beneficios :

El Empresario captura rentas adicionales que pueden llegar a magnitudes importantes si
se mantienen en el tiempo. Esto conlleva retornos de Inversión mas acelerados que redundan en capacidad financiera para crecer.

Riesgos :

La captura regulatoria no es sostenible en el largo plazo para el Inversionista.
Esta genera una percepción negativa en las comunidades y gobiernos locales que luego se sentirán “estafados” y dificultar án la entrada de estos Empresarios a nuevos Contratos o Proyectos.

Beneficios :

En forma directa ninguno. En forma indirecta, en el mediano plazo pudiese mejorar el la percepción de clima de inversión del país.

Riesgos :

Genera costos importantes de representatividad política, y pudiera alterar la calidad
de los
inversionistas
hacia grupos económicos con visión mayormente “cortoplacista”

Beneficios :

Tenderá a generarse mayor empleo en esta industria, sin embargo la población pierde las rentas cuya administración delegada ejerce
el estado.

Riesgos :

Al tratarse de recursos
naturales no renovables,
corre el riesgo
de empobrecimiento del país y a largo plazo estancamiento profesional de la fuerza de trabajo sino se
manejaron programas adecuados de Desarrollo Sustentable

Negocio Petrolero actual - año 2008 - cifras claves y reflexiones

Al dar un vistazo a las cifras macro del negocio petrolero global, y analizar los cambios fundamentales ocurridos entre los años 70 (antes de las nacionalizaciones petroleras y la aparición de la OPEP como fuerza determinante en el mercado) y nuestros tiempos ; se observa que tanto las Empresas nacionales (EN) como las Operadoras Privadas (OP) incrementaron su Producción, y ambas lo hicieron en magnitudes importantes (EN = en 57% y OP en 77%). No obstante, desde el punto de vista de reservas, las OP perdieron terreno de manera muy notoria al pasar de 70% del total del volumen de reservas del mundo y un ratio de reservas / producción de 59 años ; a un 5% del Volumen de reservas mundial con un ratio reservas / producción de 12 años. Obviamente, el espacio perdido fue ocupado por las EN.

Indudablemente la implicación principal de este fenómeno de reposicionamiento es longevidad en el negocio, es decir en términos prácticos, en dicho periodo las OP han perdido en reservas mas de 40 años de longevidad en operación versus su posición inicial.

Por atra parte, al observar, que las OP, a pesar de tener solo el 5% de las reservas actuales del mundo, estan empleando el 66% de los taladros activos de exploración ; se infiere que la mayor velocidad comparativa de exploración de portafolio y explotación del reservas, también incidirá negativamente en el riesgo de pérdida de longevidad en el negocio por parte de las OP.

De cara al futuro, y conectando nuevamente con el tema de las rentas Petroleras, las OP tienen cada vez mas la presión de ganar en eficiencia, disminuir costos y acelerar su diferenciación tecnológica para la mantener la rentabilidad y asegurar permanencia en un escenario astringente tanto en reparto de rentas de los Proyectos existentes como en participación en los Proyectos emergentes – Los escenarios de precios altos tienden a exacerbar el nacionalismo en algunos de los países poseedores de importantes reservas (Casos: Venezuela, Rusia e Iran entre otros).

Por su parte las EN, tienen el reto de que las reservas de crudo convencional (el mas económico y sencillo de producir) están en franca extinción. Por ende, las EN se están viendo en la necesidad de desarrollar y explotar los hidrocarburos no convencionales en proyectos que revisten envergaduras y niveles de riesgo sin precedentes, y donde los factores claves tecnológicos, financieros y gerenciales que puede aportar el Inversionista privado son elementales. Ahora bien, una vez mas, para ello se deberán establecer alianzas y nuevos marcos regulatorios cada vez mas sofisticados, de forma tal que ofrezcan la flexibilidad necesaria para que no ocurran ni la Expropiación ni la Captura Regulatoria, sino relaciones de soporte y beneficio mutuo sostenibles en en largo plazo.

Referencias:

[1] F. Monaldi, Programa de Gerencia Petrolera IESA, Caracas, 2005.

[2] F. Monaldi, Programa de Gerencia Petrolera IESA, Caracas, 2005.

[3] F. Monaldi, Programa de Gerencia Petrolera IESA, Caracas, 2005.

[4] Anuario Estadístico OPEP 2007 y Página web EIA

Henry Delgado es economista,y se desempena como Analista Económico – Planificador Petrolero en una d elas grandes empresas petroleras.( henrydelgado1 @sbcglobal.net ). Sus puntos de vista no necesariamente son los de Petroleumworld.

Nota del Editor:Petroleumworld no se hace responsable por los juicios de valor emitidos por esta publicacion, por sus colaboradores y columnistas de opinión y análisis. Aceptamos colaboraciones previa evaluación por nuestro equipo editorial, estamos abiertos a todo tipo o corriente de opiniones, siempre y cuando a nuestro juicio esten dentro de valores éticos y morales razonables.