Usuario discusión:Henry23165
Renta Petrolera y su distribución
[editar] 'Ensayo sobre Renta Petrolera y su Distribución
Henry Delgado A. – henrydelgado1@sbcglobal.net
Analista Económico – Planificador Petrolero
Octubre – 2008'
Mucho se ha especulado y discutido sobre el tema petrolero; Fuerzas implícitas, posibles tendencias, etc. Los temas accesorios son numerosos, muy 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 de hoy en día y la venidera... Es el concepto de la renta.
La Renta – Concepto Económico
En términos económicos, 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, es decir Trabajo y Capital. Estos costos no son otra cosa que los costos de oportunidad, o la remuneración que dichos factores hubiesen podido percibir en caso de haberse empleado en otra actividad económica [1]. Es menester mencionar, que hay un 3er factor de producción, el cual exprofesamente hemos excluido- la Tierra. Y la razón de aislarlo, es que dicho factor presenta características muy singulares que lo hacen único: 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 . En resumidas cuentas, no es posible calcular con certeza su costo de oportunidad.
En economías de mercado, la renta por unidad de producción es inversamente proporcional al nivel de competencia u oferta existente - a mayor oferta, mayor competencia, ergo los productores compiten mas en precios por el mismo consumidor, las rentas se ven bajo presión y tienden a bajar. Igualmente, si los empresarios comienzan a disminuir la producción la renta unitaria aumentará, ya que los consumidores comenzarán a enfrentar escasez y estarán dispuestos a pagar mayores precios por el mismo producto. Finalmente, la renta tiende a equilibrarse cuando los empresarios o inversores estabilizan la producción en el punto en que los costos marginales de capital y trabajo que incurren para añadir oferta al mercado, no son compensados por el ingreso marginal que dicha nueva producción ofrecida les reporta. Por tal motivo, y como resultado de las leyes básicas de 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. [2]
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 -se deriva de la posición de monopolio u oligopolio y no de la diferenciación. Este tipo de rentas, es muy aplicable al caso petrolero ya que la existencia de reservas petroleras en el subsuelo, atribuye de facto la ventaja comparativa, o derecho genuino de extracción a la persona, o entidad que posee la propiedad o concesión de dicho recurso.
En el caso petrolero, en realidad 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, 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 50 y 70 dólares por barril). 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, esto quiere decir que las cantidades o volúmenes demandados en el mercado son relativamente constantes y no sensibles 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, siendo aplicado hoy en día en muy pocos países (prácticamente Estados Unidos e Inglaterra – excluyendo recursos en subsuelo marino) debido a que desaprovecha oportunidades importantes de ingresos para la nación ya sea por vía de explotación o por bonos por concesión a terceros. 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 económica petrolera, entre ellos: Las Regalías, Los Contratos de Ganancias o Producción compartidas, Los Convenios de servicio a riesgo, las Empresas Mixtas, etc.
Con todos estos marcos de contratación, el Estado como administrador designado del recurso nacional, busca establecer las reglas fundamentales de funcionamiento de la actividad petrolera, 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, Responsable de sufragar las inversiones de infraestructura, Propiedad final de los activos, Manejo de la operación, Responsabilidad Ambiental, Abandono de pozos, Costos, Precios, Ganancias, 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 – equivalentes a un 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 períodos 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 debe manejar cautelosamente su rol regulador para evitar cualquiera de los siguientes dos extremos:
1. 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 dueño final por definición de las rentas petroleras en los sistemas de regalías). Esta situación generará
en el mediano plazo costos de representatividad política.
2. 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. [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:
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 nuestros tiempos; se observa que tanto las Empresas nacionales (EN) como las Operadoras Privadas (OP) incrementaron significativamente su Producción, y a grandes rasgos, lo hicieron en magnitudes similares (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 los países poseedores de reservas. 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.
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 — El comentario anterior sin firmar es obra de 2601:2C0:8A80:4B7A:5542:A629:594A:87F3 (disc. • contribs • bloq). 13:31 20 may 2019 (UTC)