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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y SOCIALES DIVISION DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
MAESTRÍA EN GERENCIA DE EMPRESAS MENCIÓN: GERENCIA FINANCIERA
PRECIOS DEL PETRÓLEO Y RENTABILIDAD
DE PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA)
Trabajo de Grado para optar al Título de Magíster Scientiarum en Gerencia de
Empresas. Mención: Gerencia Financiera.
Autor: Lic. Rafael V. González A. C.I. 5.804.362 Tutor: Econ. Elba Urdaneta, Msc. C.I. 8.505.629
Maracaibo, Junio 2012
PRECIOS DEL PETRÓLEO Y RENTABILIDAD DE
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA)
_________________________ Autor: Lcdo. Rafael V. González A. C.I. 5.804.362 Contacto: 0414-0637323 / 0426-5672323 Correo Electrónico: [email protected]
______________________________ Tutor: Econ. Elba Urdaneta, Msc. C.I. 8.505.629
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y SOCIALES DIVISION DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
MAESTRÍA EN GERENCIA DE EMPRESAS MENCIÓN: GERENCIA FINANCIERA
VEREDICTO
El jurado calificador designado por el Comité Académico del Postgrado en Gerencia
de Empresas de la División de Estudios para graduados de la Facultad de Ciencias
Económicas y Sociales de la Universidad del Zulia, evalúa con una calificación de
Aprobado Mención Honorífica , el Trabajo de Grado titulado “Precios del Petróleo y
Rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA )” presentado por el Lcdo.
Rafael Vicente González Alvarado, C.I. V-5.804.362, de nacionalidad venezolana, como
requisito exigido para optar al Título de Magíster Scientiarum en Gerencia de Empresas
Mención: Gerencia Financiera.
En la ciudad de Maracaibo a los 25 días del mes de Junio de 2012
Jurado
____________________ ____________________ ____________________ Prof. Prof. Prof. C.I. C.I. C.I.
DEDICATORIA
A la memoria de mi padre, hombre luchador, amigo sincero, mi guía y fortaleza espiritual, ejemplo a seguir, siempre estás a mi lado.
A mi madre, mi gran amiga, mi consuelo, mi paz, mi apoyo, mi razón de vivir en todo momento, te quiero mucho. Te amo. Que Dios te bendiga.
A mis abuelos, abuelas, tíos y primo, hoy no están presentes, pero el amor y el tiempo compartido aún vive en mis recuerdos.
A mi hermano, en la distancia me ayudaste a alcanzar esta meta
A mi sobrina, Victoria, a mis pequeños ahijados: Andrea Paola, Mariana Milagros, Carlos Gabriel, Leopoldo Andrés y Raffaele José, razones suficientes para
estar alegre y ser feliz.
A mis amigos, con quienes he compartido mi vida y me han enseñado que el amor lo mueve todo.
A quienes han llegado a mi vida y me han brindado de forma desinteresada paz, tranquilidad, alegría, felicidad, sinceridad, humildad, respeto y han llenado mi corazón
con el sentimiento más hermoso que un ser humano pueda transmitir: amor.
A todos quienes por alguna razón la distancia nos ha separado, el recuerdo y cariño perdurarán en mi vida por eso comparto este logro con ustedes.
A todos quienes han estado a mi lado y no los he considerado, pero aún así me quieren.
AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso, fuente inagotable de vida y amor. Gracias por darme una segunda oportunidad en mi vida y ver mis metas realizadas.
A mis padres por darme la vida, Gracias por darme tanto amor.
A mi madrina, mi prima, mi amiga, mi confidente, mujer emprendedora y luchadora, quien ha cultivado el amor en la familia y quien ha entregado su corazón a todo aquel
que lo necesite. Que Dios te bendiga.
A mis amigos, sin ellos no estuviese aquí: Lilian, Omar, Rossana, Lorena, Zunilda, Thais. Gracias por el apoyo, constancia, paciencia, comprensión, preocupación, alegría
y felicidad que cada día me han entregado durante tantos años.
A mis profesores y en especial a mi tutora Elba Urdaneta, quien con su paciencia y dedicación me animó a culminar esta meta. Gracias Elba.
A quienes he olvidado mencionar, pero ocupan un lugar muy especial en mi corazón.
A los que vendrán….
González Alvarado, Rafael Vicente. PRECIOS DEL PETRÓLEO Y RENTABILIDAD DE PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA). Trabajo de Grado para optar al Título de Magíster Scientiarum en Gerencia de Empresas; Mención Gerencia Financiera. Universidad del Zulia. Facultad de Ciencias Económicas y Sociales. División de Estudios para Graduados. Programa de Maestría Gerencia de Empresas. Maracaibo, Venezuela, 2012, 190 p.
RESUMEN
El presente estudio tiene como objetivo analizar la incidencia de los los Precios del Petróleo en la Rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA); basado principalmente en los autores Méndez (2008), Gitman (2003), Seba (2003), Schuyler (2006), Van Horne (2000), Brealey y Myers (2011). La investigación es de tipo descriptiva documental correlacional. La población se conformó por la corporación petrolera Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus empresas filiales como unidad de análisis. En el presente estudio se observa el comportamiento de los resultados obtenidos por Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), tomando en consideración las fluctuaciones de precios del petróleo durante los últimos años, los cuales han impactado de forma proporcional los ingresos, y a su vez los impuestos a la nación; éstos últimos resultarán clave en la determinación de la rentabilidad, ya que dependiendo de la variación del precio del crudo, la carga fiscal será mayor o menor, lo cual podría estar afectando este indicador de forma positiva o negativa. Los indicadores de rentabilidad facilitan el análisis y evaluación de las utilidades de la empresa respecto al nivel de ingresos, y de la inversión, debiendo prestar atención al impulso de las utilidades, por otra parte las medidas de rentabilidad permiten evaluar la eficiencia con la cual la empresa utiliza sus activos, su capital de trabajo y la forma como ésta esta apalancada financieramente; combinando los principales indicadores financieros para la identificación de sus fortalezas y debilidades para el uso eficiente de sus activos, garantizando una rentabilidad cónsona con el objetivo de la empresa. Palabras Claves : Precios del Petróleo, Rentabilidad, Apalancamiento, Sistema Tributario.
González Alvarado, Rafael Vicente. CRUDE OIL PRICES AND PROFITABILITY OF PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A., (PDVSA). Undergraduate work to obtain the title of Master in Business Management Scientiarum, Major in Financial Management. University of Zulia. Faculty of Economics and Social Sciences. Division of Graduate Studies. Master Program of Business Management. Maracaibo. Venezuela.2012. 190 p.
ABSTRACT
The present study aims to analyze the incidence of Oil Prices on the profitability of Petroleos de Venezuela, SA (PDVSA), based primarily on authors Gitman (2003), Seba (2003), Schuyler (2006), Van Horne (2000), Brealey y Myers (2011). The research is descriptive correlational documentary. The population was formed by the oil company Petroleos de Venezuela, SA (PDVSA) and its subsidiaries as the unit of analysis. In the present study shows the behavior of the results obtained by Petroleos de Venezuela, SA (PDVSA), taking into consideration fluctuations of oil prices over recent years which have impacted on a proportional income taxes and in turn the nation, the latter will be key in determining the profitability, as depending on the variation in oil prices, the tax burden will be higher or lower, which could be affecting this indicator is positive or negative. The profitability indicators facilitate the analysis and evaluation of the profits of the company relative to income, and investment, and must pay attention to boost profits, otherwise the performance measures to assess the efficiency with which the company uses its assets, working capital and how it is leveraged financially, combining the main financial indicators to identify strengths and weaknesses for the efficient use of assets, ensure profitability according with the objective of the company. Keywords : Oil Prices, Profitability, Leverage, Tax System.
ÍNDICE GENERAL
Pág. RESUMEN ABSTRACT INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema ………………………………................................. 19 1.2. Formulación del Problema ………………………………………………............... 25 1.3. Sistematización del Problema …………………………………........................... 26 1.4. Objetivos de la Investigación ………………………………................................. 26 1.4.1. Objetivo General……………...……………………………………………… 26 1.4.2. Objetivos Específicos……...………………………………………………… 26 1.5. Justificación del Problema…….. ….. …………….………………………............. 27 1.5.1. Justificación Teórica………………………………………………………… 27 1.5.2. Justificación Práctica………………………………………………………… 28 1.5.3. Justificación Social…………………………………………………………… 29 1.5.4. Justificación Metodológica………………………………………………….. 29 1.6. Limitaciones.………………………………………………………………………… 29 1.7. Delimitación de la Investigación…………………………………………………… 30
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación…………………………………………………. 32 2.2. Bases Teóricas………………………………………………………………………. 34 2.3. Reservas Petroleras en el Mundo…………………………………………………. 35 2.4. Reservas Petroleras en Venezuela……………………………………………….. 37 2.4.1. Reservas Probadas………………………………………………………….. 39 2.4.2. Reservas Probables…………………………………………………………. 40 2.4.3. Reservas Posibles…………………………………………………………… 41 2.5. Mercado Mundial de Petróleo……………………………………………………… 41 2.6. Mercados a Futuro del Crudo y sus Derivados………………………………….. 44 2.7. Oferta Mundial de Petróleo…………………………………………………………. 46 2.8. Demanda Mundial de Petróleo…………………………………………………….. 49 2.9. Ley de Oferta y Demanda………………………………………………………….. 50 2.10. Crudos Marcadores………………….…………………………………………..... 53 2.10.1. Crudos Referenciales a Nivel Mundial ………………………………… 55 2.11. Cartel ……………………………………………………………………………..… 58 2.11.1. El Cartel de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) 59 2.12. Precio Mundial del Petróleo……………………………………………………… 62
Pág. 2.12.1. Comportamiento de los Precios del Petróleo………………………….. 66 2.12.2. Fijación del Precio………………………………………………………… 66 2.12.3. Factores Determinantes en el Precio del Petróleo……………………. 67 2.12.4. Clasificación de los Precios del Petróleo………………………………. 69 2.13. Cesta de Crudos Referencial de Precios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)……………………………………………………… 71 2.14. Cesta Petrolera Venezolana……………………………………………………… 73 2.15. Rentabilidad………………………………………………………………………… 77 2.16. Rentabilidad Económica y Financiera…………………………………………… 82 2.16.1. Rentabilidad Económica……………………………………………….. 83 2.16.2. Rentabilidad Financiera………………………………………………….. 86 2.17. Medidas de Rentabilidad………………………………………………………. 88 2.18. Apalancamiento Operativo y Financiero ………………………………………... 91 2.18.1. Apalancamiento Operativo………………………………………………. 93 2.18.2. Apalancamiento Financiero……………………………………………… 94 2.19. Sistema de Análisis DuPont………………………………………………………. 96 2.20. La Rentabilidad y el Sistema Tributario Venezolano…………………………... 99 2.20.1. Renta Petrolera……………………………………………………………. 103 2.20.2. Sistemas Fiscales Petroleros……………………………………………. 104 2.20.3. Regalías Petroleras……………………………………………………….. 105 2.20.4. Impuestos a la Actividad Petrolera……………………………………… 108 2.20.4.1. Impuesto Sobre la Renta……………………………………… 108 2.20.4.2. Impuesto de Extracción……………………………………….. 110 2.20.4.3. Impuesto Superficial…………………………………………… 112 2.20.4.4. Impuesto de Consumo Propio………………………………... 112 2.20.4.5. Impuesto de Registro de Exportación……………………….. 112 2.20.4.6. Impuesto al Valor Agregado (IVA)…………………………… 112 2.20.4.7. Impuesto a la Ciencia, Tecnología e Innovación…………… 113 2.20.4.8. Impuesto de Consumo General……………………………… 113 2.20.4.9. Organización Nacional Antidrogas (ONA)…………………... 114 2.20.4.10. Inversión Social………………………………………………. 114 2.21. Bases Legales……………………………………………………………………… 115 2.21.1. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela…………….. 115 2.21.2. Ley Orgánica de Hidrocarburos………………………………………… 115 2.21.3. Contrato de Conversión de Convenios Operativos a Empresas Mixtas……………………………………………………………………… 116 2.21.4. Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos……………………………… 116 2.21.5. Ley de Impuesto sobre la Renta………………………………………... 119 2.22. Operacionalización de las Variables…………………………………………….. 121
CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Investigación ...…………………………………………........................... 123 3.2. Métodos para el Análisis de la Información………………………………………. 126
Pág. 3.3. Diseño de la Investigación …………………………………………………………. 127 3.4. Universo Población y Muestra..……………………………………………………. 128 3.5. Técnicas de Recolección de la Información…..………………………………….. 129 3.5.1. Fuentes de Recolección de Datos…………………………………………. 129 3.5.2. Técnicas de Recolección de Datos………………………………………… 130 3.6. Validez y Confiabilidad del Instrumento…………………………………………... 131 3.7. Técnica de Análisis y Procesamiento de Datos..………………………………... 133 3.8. Procedimiento de la Investigación ………………………………………………... 134
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS
4.1. Objetivo No. 1. Analizar el comportamiento de los precios del petróleo para el período 2006 – 2010 …………………………………………………………….. 137 4.2 Objetivo No. 2. Determinar los indicadores de rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período 2006 – 2010 ………………………… 141 4.2.1. Rentabilidad Económica………..……………………………………………. 142 4.2.2. Rentabilidad Financiera …………………………………………………….. 145 4.2.3. Margen de Utilidad Bruta ………............................................................. 147 4.2.4. Margen de Utilidad Operativa ……………………………………………… 149 4.2.5. Margen de Utilidad Neta ………………………………………………........ 151 4.2.6. Return on Assests (ROA) ó Rendimiento sobre los Activos Totales ….. 153 4.2.7. Rendimiento sobre Capital ó Return on Equity …………………………… 155 4.2.8. Apalancamiento Operativo …………………………………………………. 157 4.2.9. Apalancamiento Financiero ………………………………………………… 159 4.2.10. Sistema DuPont …………………………………………………………….. 162 4.3. Objetivo No. 3. Revisar el comportamiento de los impuestos y contribuciones especiales en la rentabilidad durante el período 2006 – 2010………………………. 164 4.4. Objetivo No. 4. Establecer la relación existente entre los precios del petróleo y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período 2006 – 2010………………………………………………………………………………. 167 4.4.1. Precio y Rentabilidad Económica ……………………...………………….. 167 4.4.2. Precio y Rentabilidad Financiera ….……………………...……………….. 168
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES …………………………………………. 171
REFERENCIAS BIBLIOGRÀFICAS …...………………………………………………. 182
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Pág. Gráfico No. 1. Reservas Probadas de Crudo al 2009 ……………….………………. 36 Gráfico No. 2. Demanda de Petróleo a Nivel Mundial ………….…………………… 53 Gráfico No. 3. Precios del Petróleo ($/bbl) ………………………….………………... 65 Gráfico No. 4. Factores Determinantes en el Precio del Petróleo ……………….… 68 Gráfico No. 5. Precios del Petróleo y Producción OPEP 1982-2009………………. 72 Gráfico No. 6. Sistema DuPont……………………………………………………….... 99 Grafico No. 7. Comportamiento de los Precios del Petróleo………………………... 138 Gráfico No. 8. Cesta Petrolera Venezolana vs. Precios Crudo Brent y WTI……… 140 Gráfico No. 9. Rentabilidad Económica (Utilidad Antes de Intereses e Impuestos/ Inversión Neta) ……………………………………………………….… 143 Gráfico No. 10. Rentabilidad Económica (Utilidad Neta / Inversión Neta) …………. 144 Gráfico No. 11. Rentabilidad Financiera…………………….…………………............. 146 Gráfico No. 12. Margen de Utilidad Bruta………………………………………………. 148 Gráfico No. 13. Margen de Utilidad Operativa………………….................................. 150 Gráfico No. 14. Margen de Utilidad Neta…………………………...…………………… 152 Gráfico No. 15. Rendimiento sobre los Activos (ROA)…………………….………….. 154 Gráfico No. 16. Rendimiento sobre el Capital o Return on Equity (ROE)….……….. 156 Gráfico No. 17. Apalancamiento Operativo…………………………………………….. 158 Gráfico No. 18. Apalancamiento Financiero……………………………………………. 160 Gráfico No. 19. Ratio de Endeudamiento……………………………………………..... 162 Gráfico No. 20. Correlación Precio/Rentabilidad Económica………………………… 168 Gráfico No. 21. Correlación Precio/Rentabilidad Financiera…………………………. 169 Gráfico No. 22. Mapa Estratégico……………………………………………………….. 177
ÍNDICE DE CUADROS
Pág. Cuadro No. 1 Reservas de Petróleo en Venezuela 2006-2010 …………….……..... 38 Cuadro No. 2 Reservas de Petróleo a nivel mundial 2006 – 2010 ……..………….. 39 Cuadro No. 3 Precio Promedio por Unidad y Costos de Producción……................ 76 Cuadro No. 4 Estado de Resultados………………………………………………….... 79 Cuadro No. 5 Balance General…………........………………………………………… 80 Cuadro No. 6 Estado de Resultados Porcentual ……………………………………. 89 Cuadro No. 7 Aportes Fiscales Pagados a la Nación ……………………………….. 114
ÍNDICE DE TABLAS
Pág. Tabla No. 1. Precio promedio por unidad y Costo de Producción …………………. 139 Tabla No. 2. Rentabilidad Económica …..…………………………………………….. 142 Tabla No. 3. Rentabilidad Financiera ……..…………………………………………... 145 Tabla No. 4. Margen de Utilidad Bruta ……..…………………………………………. 147 Tabla No. 5. Margen de Utilidad Operativa …………………………………………… 150 Tabla No. 6. Margen de Utilidad Neta …………………………………………………. 151 Tabla No. 7. Rendimiento sobre los Activos (ROA) ………………………………….. 153 Tabla No. 8. Rendimiento sobre el Capital o Return on Equity (ROE) .……………. 155 Tabla No. 9. Apalancamiento Operativo……………………………………………….. 157 Tabla No. 10. Apalancamiento Financiero………………………………………………. 159 Tabla No. 11. Ratio de Endeudamiento…………………………………………………. 161 Tabla No. 12. Análisis DuPont……………………………………………………………. 163 Tabla No. 13. Impuesto sobre la Renta Regalías y Contribuciones Especiales…..... 165 Tabla No. 14. Correlación Precio/Rentabilidad Económica…………………………… 168 Tabla No. 15. Correlación Precio/Rentabilidad Financiera………………………........ 169
Introducción
INTRODUCCIÓN
El incremento de los precios del crudo ha impactado de forma positiva la economía
de algunos países, ya que éstos están siendo beneficiados debido a un incremento de
sus ingresos por la comercialización, por otro lado, una disminución en el valor de este
hidrocarburo pudiera generar un desequilibrio en la economía, específicamente en
aquellos países donde los ingresos están directamente relacionados con la actividad
petrolera.
En tal sentido, en Venezuela se han venido presentando cambios en el sector
energético como consecuencia de una mayor participación y control del Estado en la
operación al igual que la comercialización de los productos derivados del sector
petrolero, como parte de estos ajustes en las estructuras contractuales de los diferentes
proyectos de exploración y producción con participación de terceros, por ello es
importante analizar el comportamiento de los resultados obtenidos por Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA), tomando en consideración que los precios del petróleo han
sufrido fluctuaciones, por ende los ingresos están impactados de forma proporcional a
los precios, y a su vez los impuestos a la nación; éstos últimos resultarán clave en la
determinación de la rentabilidad, ya que dependiendo de la variación del precio del
crudo, la carga fiscal será mayor o menor, lo cual podría estar afectando este indicador
de forma positiva o negativa.
Por otra parte, los países exportadores de petróleo dependen de los ingresos por
concepto de carga tributaria para financiar una parte del gasto público, por lo que estos
países necesitarán precios del crudo elevados para eliminar su déficit público, en este
sentido Venezuela depende de los ingresos por la explotación o carga tributaria sobre el
petróleo para financiar parte del gasto público, durante la década de los ochenta y
noventa, nuestro país experimentó fuertes déficit públicos, los cuales se han visto
compensados recientemente con el aumento de los precios del crudo observados hasta
el mes de Julio de 2008, no obstante a partir de esta fecha se viene observando una
disminución progresiva de los precios del crudo que en el corto y mediano plazo pudiera
afectar significativamente el desembolso propuesto a la inversión social, y poder así
cumplir con los planes sociales dispuestos en el presupuesto de la nación.
La descripción de los hechos o situaciones que enmarcan la situación actual, del
problema planteado al momento de calcular la rentabilidad de Petróleos de Venezuela,
S.A (PDVSA), producto de las fluctuaciones de los precios del petróleo, se engloba en
una serie de síntomas tales como: cambios en la estructura del mercado petrolero
producto de las variaciones de la oferta y la demanda, desaceleración de la economía a
nivel mundial generando una fuerte incertidumbre, baja certidumbre de los precios de
pronósticos futuros de los crudos marcados referenciales a nivel mundial.
A su vez, estos síntomas pudieran afectar la rentabilidad de la industria petrolera
como consecuencia de: a) disminución brusca del precio del petróleo a nivel
internacional, b) aumento del precio de otras materias primas y, c) caída del valor de las
acciones; trayendo como consecuencias: a) ajuste del precio del petróleo para defender
la capacidad de compra, b) transferencia de recursos bursátiles al mercado petrolero, c)
agotamiento de las reservas tradicionales por el excesivo consumo global actual, d)
variaciones en el comportamiento del flujo de caja de las empresas; entre otras.
Al no tener la certidumbre de los precios de crudo para pronósticos futuros, no se
podrá estimar oportunamente los ingresos de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y
por ende el punto de partida para el pronóstico del estado de ganancias y pérdidas de
la empresa, limitando el cálculo del pago de las obligaciones tributarias adquiridas.
Todas estas razones establecen la justificación para desarrollar esta investigación
basada en cuatro (4) capítulos, cada uno orientado sobre los contenidos que a
continuación se exponen: Capitulo I: El Problema, presenta una descripción detallada
de la problemática encontrada y a estudiar, luego se muestra la interrogante que se
formula, bajo la ordenación del objetivo general y varios objetivos específicos. La
importancia y justificación de la presente investigación proporcionan el verdadero
alcance de ésta y los aportes de índole teórico, práctico, social y metodológico
presentados, definiendo las limitaciones y la delimitación de la misma.
El Capitulo II: Marco Teórico , expone las bases teóricas y legales que le dan una
pertinencia documental a este estudio, con el objeto de abordar los planteamientos
teóricos plasmados por diferentes autores. A continuación, una serie de términos
básicos enmarcan las palabras clave en la presente investigación. El sistema de
variables le proporciona operacionalidad al estudio.
El Capitulo III: Marco Metodológico , instaura los lineamientos metodológicos de
forma especifica; el tipo de investigación, la población, muestra, la técnica para la
recolección de la información; los instrumentos utilizados confirman el procedimiento
científico seguido para la ejecución de esta investigación.
El Capitulo IV: Resultados de la investigación , exhibe los resultados obtenidos a
través del análisis de los estados financieros. En este mismo capítulo se realiza la
discusión de los resultados por variables, objetivos específicos, dimensiones e
indicadores. Al final se presentan las conclusiones y recomendaciones las cuales dan
respuesta a la interrogante y al objetivo general formulado.
18 20
Capítulo I. El Problema
19 20
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema El petróleo es considerado entre los combustibles fósiles, el de mayor demanda a
nivel mundial y su utilización resulta clave en el funcionamiento de la economía; este
producto es el más comercializado tanto en volumen como en precio, según el Informe
de Evolución de Precios 2004-2008 emitido por el Ministerio para Poder Popular de
Energía y Petróleo (MENPET), establece que “el incremento de los precios del petróleo
es consecuencia de la preocupación por los suministros, las tensiones geopolíticas en
importantes regiones productoras, la actividad especulativa en los mercados a futuro,
así como la inquietud por el desenvolvimiento de la economía estadounidense”; sin
embargo, esta escalada es coyuntural, ya que las economías mundiales se encuentran
en proceso de recesión por lo que el precio del petróleo estaría comportándose de igual
forma.
Por otra parte, a comienzo de la presente década a nivel internacional los principales
factores que han marcado el avance del precio del petróleo han sido la fuerte
disminución de las cuotas de producción por parte de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP), la guerra entre los Estados Unidos de Norteamérica
e Irak y el crecimiento económico mundial; sin embargo, a partir del mes de Julio del
año 2008, los precios del crudo han mostrado una fuerte caída de aproximadamente
cincuenta por ciento (50%) del máximo histórico alcanzado a mediados de año; los
analistas coinciden que esta disminución es producto del debilitamiento de la demanda
en Estados Unidos y otras economías desarrolladas, así como a la salida de inversores
del mercado petrolero hacia refugios seguros; como consecuencia de los temores a una
recesión que reduciría la demanda petrolera de manera considerable.
Como consecuencia del incremento en el pecio del crudo, a nivel mundial todos los
países han sido impactados de forma positiva ya que algunos están siendo
20
beneficiados debido a un incremento de sus ingresos por la comercialización, por otro
lado, una disminución en el valor de este hidrocarburo pudiera generar un desequilibrio
en la economía, específicamente en aquellos países donde los ingresos están
directamente relacionados con la actividad petrolera.
En tal sentido, en Venezuela se han venido presentando cambios en el sector
energético como consecuencia de una mayor participación y control del Estado en la
operación al igual que la comercialización de los productos derivados del sector
petrolero, como parte de estos ajustes en las estructuras contractuales de los diferentes
proyectos de exploración y producción con participación de terceros, en el marco del
proceso de migración cumpliendo con lo establecido en la Ley de Hidrocarburos
vigente, el 30 de marzo de 2006 se publica en la Gaceta Oficial No. 38.410, los
términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las empresas mixtas, así
como también el modelo de contrato bajo el cual se regirá la operación de las mismas.
En vista de lo expuesto, el Estado Venezolano firmó con diecisiete (17) empresas
petroleras nacionales e internacionales la migración a Petróleos de Venezuela, S.A
(PDVSA) de los antiguos convenios operativos firmados en el marco de la apertura
petrolera, fundamentado en el Artículo 12 de la Constitución de la República
Bolivariana de Venezuela, el cual establece que:
“los yacimientos de hidrocarburos, cualesquiera que sea su naturaleza, existentes en el territorio nacional, bajo el lecho del mar territorial, en la zona económica exclusiva y en la plataforma continental, pertenecen a la República, son bienes del dominio público y por lo tanto, inalienables e imprescriptibles”.
Por lo tanto, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) responde a lo señalado en el
Artículo 22 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en el que se señala que:
“las actividades de exploración y producción de petróleo y gas serán realizadas directamente por el Ejecutivo o por empresas de su exclusiva propiedad o por empresas donde tenga el control de sus decisiones, por mantener una participación mayor de 50% del capital social”.
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En virtud de lo antes señalado, todos los proyectos principales de exploración y
producción son operados por Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), mientras que 21
empresas mixtas provenientes de los antiguos convenios operativos exploran,
producen, mejoran crudo convencional y extra pesado de la Faja del Orinoco, con el
propósito de hacer mas rentables las operaciones de extracción de petróleo, dicha
rentabilidad dependerá de una gestión eficiente, cónsona con las lineamientos
establecidos por la casa matriz, utilizando herramientas de gestión adecuadas que
permitan establecer estrategias en todos los niveles, aprovechando el escenario de
bonanza petrolera producto del incremento de los precios a nivel mundial, para un
posicionamiento competitivo a nivel nacional e internacional.
Para llevar a cabo esas estrategias se debe observar el comportamiento de los
resultados obtenidos por Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), tomando en
consideración que los precios del petróleo han sufrido fluctuaciones, por ende los
ingresos están impactados de forma proporcional a los precios, y a su vez los
impuestos a la nación; éstos últimos resultarán clave en la determinación de la
rentabilidad, ya que dependiendo de la variación del precio del crudo, la carga fiscal
será mayor o menor, lo cual podría estar afectando este indicador de forma positiva o
negativa.
En adelante, se debe tener en cuenta que todas las actividades realizadas por
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), están sujetas a la tributación general aplicable
a todas las empresas petroleras, adicionalmente a ésta, el Ejecutivo Nacional determinó
un régimen tributario adicional denominado Ventajas Especiales, en el cual se obliga a
pagar el 3,33 por ciento de los ingresos brutos, discriminado en 2,22 por ciento
destinado a los municipios donde se encuentra el área asignada y 1,11 por ciento para
financiar proyectos de desarrollo endógeno en la región, así mismo, está obligada a
cancelar el uno (1%) por ciento de las utilidades antes de impuestos, del ejercicio
calendario anterior, para un plan de inversión social que deberán elaborar y ejecutar
luego de la aprobación del Ejecutivo Nacional.
22
Por otra parte, a partir del año 2008, la Asamblea Nacional aprobó un impuesto
adicional, cuando el precio referencial del barril de petróleo supere los US$ 70 el cual
se cobrará a todas las empresas que exporten petróleo, incluida la estatal Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA), y el mismo será del 50% cuando el barril del crudo iguale o
supere los US$ 70, y de un 60% cuando el mismo sea igual o mayor de US$100. Este
impuesto está enmarcado dentro de la Ley de Contribución Especial sobre los Precios
Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos publicada en Gaceta Oficial
No. 38.910 publicada el día 15 de Abril de 2008, y pretende establecer un impuesto
sobre los beneficios cuando no hay relación directa entre la subida de los precios de
venta y los costos de las empresas, en el entendido de que las empresas se benefician
de una coyuntura de mercado y no por la eficacia de sus planes de negocio.
En este sentido, teniendo en cuenta el precio actual del petróleo “este nuevo
impuesto podría suponer unos ingresos de US$ 9.000 millones al año (unos US$ 760
millones mensuales y un promedio de 150 y 200 millones de dólares semanales), que
serán destinados directamente al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN)”, según lo
indicado por el Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) y
Presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Rafael Ramírez. Comisión de
Energía y Minas y de Finanzas. 16 de Abril de 2008.
Mientras tanto, Venezuela argumenta que la razón detrás del impuesto se debe a los
beneficios tan elevados obtenidos por las compañías con los precios del crudo, los
cuales no son reinvertidos y en lugar de ello debido al correspondiente aumento del
precio del petróleo se dedican únicamente a la comercialización de crudo; por lo tanto el
estado tiene el derecho a compartir este beneficio adicional; mientras tanto, las
compañías mantienen el derecho a obtener ganancias; también indica que de ninguna
manera es el único país en haber introducido impuestos sobre ingresos extraordinarios
en un tramo de los precios referenciales del crudo cuando existe un incremento de los
mismos.
En tal sentido, en el informe emitido por Wood Mackenzie (Abril 2008), refleja que
hacia finales de 2005 el Reino Unido cambió su imposición fiscal para reflejar los altos
23
precios del petróleo; Alaska por su parte ha visto muchos cambios en su régimen fiscal
en pocos años, dirigidos a hacerlo más progresivo (aunque el precio referencial de la
ganancia súbita es US$ 150/barril, mientras que los proyectos en Alberta, Canadá,
también consideraron aumentos del impuesto después de una revisión de las tarifas en
2007. Otros ejemplos incluyen China, donde se introdujo una recaudación especial del
aceite, referida como un impuesto de ganancias inesperadas, en Marzo de 2006, y un
impuesto a la exportación en el año siguiente, así como Argelia, que introdujo
impuestos sobre ingresos extraordinarios en Marzo de 2007.
Aunque resulta difícil pronosticar la evolución del precio del petróleo a largo plazo, la
Agencia Internacional de Energía destaca un aumento sostenido de la demanda de
crudo, así mismo, resulta importante resaltar el cambio en la composición del uso de
crudo en relación con los años setenta, cuando un 42% del crudo era utilizado para el
transporte y casi un 30% para la generación de energía. Por otra parte, los países
exportadores de petróleo dependen de los ingresos por concepto de carga tributaria
para financiar una parte sustancial del gasto público, por lo que necesariamente estos
países necesitarán precios del crudo superiores para eliminar su déficit público.
Por otra parte, conviene destacar que Venezuela depende de los ingresos por la
explotación o carga tributaria sobre el petróleo para financiar una parte sustancial del
gasto público, durante la década de los ochenta y noventa, nuestro país experimentó
fuertes déficit públicos que sólo se han visto compensados recientemente con el
aumento de los precios del crudo observados hasta el mes de Julio de 2008, no
obstante a partir de esta fecha se viene observando una disminución progresiva de los
precios del crudo que en el corto y mediano plazo pudiera afectar significativamente el
desembolso propuesto a la inversión social, y poder así cumplir con los planes sociales
dispuestos en el presupuesto de la nación.
La descripción de los hechos o situaciones que enmarcan la situación actual, del
problema planteado al momento de calcular la rentabilidad de Petróleos de Venezuela,
S.A (PDVSA), producto de las fluctuaciones de los precios del petróleo, se engloba en
24
una serie de síntomas que han sido observados detalladamente y los cuales pueden
ser descritos de la siguiente forma:
1. Los marcadores del precio de crudo que en la actualidad ofrecen mayor información
son el WTI (West Texas Intermediate) por sus siglas en inglés y el Brent del Mar del
Norte, de los cuales generalmente se dispone de proyecciones a futuro y estimaciones
que realizan especialistas de mercado, dejando a la interpretación la mejor proyección
que se pueda realizar sobre el resto de las cotizaciones.
2. Los cambios en la estructura del mercado petrolero producto de las variaciones de la
oferta y demanda del petróleo.
3. La desaceleración de la economía a nivel mundial genera una fuerte incertidumbre
temiendo una caída de la demanda de energía, basado en una serie de datos
macroeconómicos que apuntan a una recesión en Estados Unidos y Europa.
4. Cuando se realiza la formulación del presupuesto anual, se pronostican los ingresos
del año por concepto de venta de crudo, requiriéndose determinar un valor de precio de
petróleo acorde con la realidad del mercado y las necesidades propias del país en
cuanto al gasto público y la inversión social.
Por lo tanto, estos síntomas se causan principalmente como producto de: a) una
disminución brusca del precio del petróleo a nivel internacional, b) aumento del precio
de otras materias primas y, c) caída del valor de las acciones; trayendo como
consecuencias: a) ajuste del precio del petróleo para defender la capacidad de compra,
b) transferencia de recursos bursátiles al mercado petrolero, c) agotamiento de las
reservas tradicionales por el excesivo consumo global actual, d) variaciones en el
comportamiento del flujo de caja de las empresas; entre otras.
Al no tener la certidumbre de los precios de crudo para pronósticos futuros, no se
podrá estimar oportunamente los ingresos de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y
por ende el punto de partida para el pronóstico del estado de ganancias y pérdidas de
25
la empresa, limitando el cálculo del pago de las obligaciones tributarias adquiridas,
acarreando un riesgo importante de subestimación o sobreestimación de los ingresos
con su correspondiente efecto en los resultados económicos redundando en la
rentabilidad de la empresa.
En vista de lo anterior, surgen varias interrogantes: ¿ existe alguna relación entre el
precio del petróleo y los tributos a los cuales se encuentra sujeta Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA)?, de igual forma ¿cómo se vería afectado el gasto público en
un escenario de precios del petróleo hacia la baja?, en tal sentido ¿cuál es el monto de
los ingresos petroleros obtenidos durante el período 2006 – 2010?, ¿cuánto es el monto
de los impuestos pagados a la nación por parte de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) durante el período 2006 – 2010.?
1.2. Formulación del Problema
El hecho que los precios del petróleo estén atravesando períodos de fuertes
fluctuaciones, hace que los inversionistas petroleros sean mucho más cuidadosos y
dediquen mayor tiempo a evaluar económicamente los proyectos de forma tal de
obtener la mayor rentabilidad posible; ya que una baja en la cotización del precio del
crudo hace que éstos presenten indicadores de rentabilidad muy bajos y en algunos
casos negativos, por el contrario, si los precios del crudo son altos, muchos de los
proyectos pueden ser ejecutados, permitiendo niveles de rentabilidad cónsonos con los
objetivos planteados por los socios.
En esta oportunidad se encuentra con un problema práctico cuya solución no es
inmediata u obvia y para ello se formula la siguiente interrogante: ¿cuál es la relación
existente entre los precios del petróleo y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) durante el período 2006 – 2010?; la respuesta a esta interrogante no puede
ser obtenida sin antes analizar una serie de factores que se derivan producto del
problema planteado, las cuales permitirán alcanzar un conocimiento más amplio de la
situación de la empresa en lo referente a los indicadores financieros necesarios para
documentar la investigación que se plantea.
26
1.3. Sistematización del Problema
1. ¿Cuál es el comportamiento de los precios del petróleo durante el período 2006 –
2010.?
2. ¿Cómo han sido los indicadores de rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) durante el período 2006 – 2010.?
3. ¿Cuál ha sido el comportamiento de los impuestos y contribuciones especiales que
se aplican a la renta petrolera durante el período 2006 – 2010.?
4. ¿Cómo es la correlación existente entre los precios del petróleo y rentabilidad de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período 2006 – 2010.?
Por lo tanto, finalizado el proceso de diagnóstico de la situación actual, mediante
la identificación de los síntomas y causas, seguido por el planteamiento de preguntas
que permiten la formulación y la sistematización del problema existente en Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA), en la siguiente parte se definirá el objetivo perseguido con la
realización del presente trabajo de investigación.
1.4. Objetivos de la Investigación
1.4.1. Objetivo General
Analizar la incidencia de los precios del petróleo venezolano en la rentabilidad de
Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) durante el período 2006 – 2010.
1.4.2. Objetivos Específicos
1. Analizar el comportamiento de los precios del petróleo para el período 2006 – 2010.
2. Determinar los indicadores de rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA)
durante el período 2006 – 2010.
27
3. Revisar el comportamiento de los impuestos y contribuciones especiales en la
rentabilidad durante el período 2006 – 2010.
4. Establecer la relación existente entre los precios del petróleo y la rentabilidad de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período 2006 – 2010.
1.5. Justificación del Problema
Planteado el problema, con precisión y reducido a términos posibles de abordar en un
solo estudio, dentro del problema de investigación, se plasma en las próximas líneas
una sucinta exposición relacionada con la justificación de este trabajo.
1.5.1. Justificación Teórica
La realización de esta investigación permitirá obtener los indicadores financieros
necesarios para determinar la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA),
producto de los cambios en las estructuras contractuales de los diferentes proyectos de
exploración y producción con participación de terceros y el Estado Venezolano; esta
rentabilidad dependerá en mayor ó menor grado de las fluctuaciones del precio del
crudo en el mercado internacional, ya que a mayor precio se obtendrán mayores
ingresos petroleros y por el contrario, a menor precio el ingreso será menor,
considerando que la rentabilidad es uno de los indicadores financieros más relevantes,
sino el más importante, para medir el éxito de un negocio; la cual al ser combinada con
una política de dividendos cautelosa, conlleva a un fortalecimiento del patrimonio.
En cuanto a la universidad, este trabajo contribuirá a la dotación de un material que
servirá de fuente para venideras investigaciones a realizarse por profesores o de
estudiantes, de pregrado o de post-grado, sean internos o externos a la institución,
permitiendo con ello profundizar los conceptos plasmados y asentados en este
documento o, ser el trampolín para otros trabajos de grado en temas que hayan podido
tocar tangencialmente.
28
1.5.2. Justificación Práctica
La investigación a plasmarse en este documento constituirá un valioso aporte para
ampliar el conocimiento de la rentabilidad del negocio petrolero en Venezuela, introduce
a la investigación una nueva perspectiva de análisis en la economía venezolana, por
cuanto la misma, generalmente se soporta en gran medida al aporte numerario
proveniente de la exportación de hidrocarburos y sus derivados, así como de los
correspondientes precios cíclicos del mercado.
Sin embargo, se debe tener presente que el hecho de la obtención de altos ingresos
no garantiza la rentabilidad de una empresa ya que deben considerarse todos los
desembolsos por conceptos de gastos operacionales e inversiones de capital,
incluyendo los impuestos a los cuales están obligadas las empresas a cancelar por los
beneficios obtenidos del ejercicio económico. Este último aspecto pudiera estar
impactando financieramente la gestión de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) como
consecuencia de los porcentajes de los tributos aplicados por la renta petrolera, los
cuales son cada vez mayores.
Por otra parte, el estudio a realizar permitirá obtener el conocimiento acerca de la
influencia del precio del petróleo en la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A
(PDVSA), considerando las obligaciones fiscales que rigen en Venezuela para las
empresas que realizan actividades petroleras. Así mismo, permite a la sociedad, en
general, brindar la oportunidad de conocer el aspecto financiero de la principal empresa
petrolera de Venezuela desde el aspecto financiero, contribuyendo a visualizar las
opciones que tiene Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) de crecimiento utilizando
estrategias que le permitan ser cada vez más rentables.
Es por ello que se hace imprescindible un análisis a partir de los estados financieros
de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), ya que será el punto de partida para
determinar la rentabilidad que genera una inversión, la cual, en caso de no ser evaluada
podría, generar graves consecuencias para la continuidad operacional de las empresas
29
del sector, garantizando de esta forma niveles óptimos de rentabilidad con un manejo
eficiente de los recursos.
1.5.3. Justificación Social
La investigación a desarrollar permitirá obtener una visión más amplia del aporte
social que realiza el Estado Venezolano a través del desarrollo de las comunidades
mediante la distribución de los beneficios obtenidos de la actividad petrolera.
En tal sentido, un uso óptimo de los desembolsos destinados a gastos operativos y
costos de capital, permitirá incrementar la producción de crudo alcanzando un mayor
nivel de ingresos petroleros, beneficiando a la nación mediante una adecuada
recaudación de impuestos a través de la implementación de políticas fiscales, siendo
utilizadas acorde con los planes de que el gobierno tiene establecido en el plan de la
nación para el período 2008-2021, mediante políticas de inversión social hacia las
comunidades en las áreas de influencia de los campos petroleros, apoyando los
programas sociales establecidos por el Ejecutivo Nacional, dirigidos a elevar la calidad
de vida de la población en educación, salud, vialidad y servicios en general, así como la
incorporación a una estrategia de desarrollo sustentable.
1.5.4. Justificación Metodológica
En un escenario con un alto grado de incertidumbre, la investigación a plasmarse en
este documento constituirá un valioso aporte para abrir una ventana hacia la
visualización de la planificación estratégica orientado hacia el análisis oportuno de los
indicadores de rentabilidad, con el propósito de garantizar el crecimiento y desarrollo de
Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA).
1.6. Limitaciones
El trabajo de investigación tiene como posible limitante para su desarrollo de que los
datos financieros y estadísticos provenientes de las instituciones u organismos
30
reconocidos tales como: Banco Central de Venezuela, Ministerio del Poder Popular
para la Energía y Petróleo (MENPET), Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Instituto
Nacional de Estadística (INE), Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP), entre otros; sean públicos o privados, nacionales o internacionales tengan y
dispongan de los datos debidamente actualizados para el período en estudio.
1.7. Delimitación de la Investigación
Esta investigación tiene como objeto analizar la relación existente entre los precios
actuales del petróleo y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). El
proceso de investigación se desarrollará en el período comprendido entre 2006 y 2010
en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus empresas filiales las cuales ejecutan
actividades de exploración, producción de petróleo y gas, refinación, comercio y
suministro, así como de transporte terrestre y marítimo, en el territorio nacional de la
Republica Bolivariana de Venezuela.
Cabe destacar, que el período de la investigación está limitado desde el año 2006
hasta el año 2010. La presente investigación se apoyará en soportes teóricos de
autores tales como: Mendez (2008), Gitman (2003), Seba (2003), Schuyler (2006), Van
Horne (2000), Brealey y Myers (2011), entre otros.
32 20
Capitulo II. Marco Teórico
33 20
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación
La información sobre otros tipos de investigación con relación a los precios del
petróleo venezolano actuales y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA), tomando en cuenta las obligaciones tributarias, es bastante limitada, sin
embargo, se encuentran numerosos estudios que evalúan inversiones petroleras,
utilizando para ello los indicadores de rentabilidad propuestos en la presente
investigación, entre los pocos documentos que sirven de antecedentes a la
investigación propuesta en este trabajo de grado es un artículo publicado por la
empresa internacional consultora Wood Mackenzie, con base en Escocia especializada
en desarrollo de estrategias, análisis de mercados, análisis corporativo, valoraciones de
empresas, benchmarking y análisis de proyectos.
Considerando el análisis desarrollado por esta empresa consultora durante el mes de
Abril 2008, en un resumen ejecutivo denominado: “Venezuela introduce el impuesto a
los ingresos extraordinarios enfocada en los altos beneficios”, por su título en
inglés “Venezuela introduces windfall tax and targe ts slice of big earnings” ; los
autores describen que Venezuela está buscando obtener una mayor rentabilidad de la
principal actividad económica del país a través de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) y sus empresas filiales; apalancada en los altos precios del petróleo; sin
embargo, a partir del mes de Mayo de 2008 entra en vigencia la Ley de Contribución
Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos, la
cual según los expertos, calculan que el valor de los activos de las compañías
dedicadas a las actividades de exploración y producción caerán en un promedio de
23% en un escenario de precio del crudo referencial Brent de 80US$ por barril,
pudiendo llegar a 47% en caso que el precio alcance los 120US$ por barril.
33
Así mismo, estiman que esta nueva carga impositiva afectará el clima de las
operaciones en el largo plazo, debido que día a día los costos de extracción de crudo
son cada vez más altos, y el riesgo para invertir aumenta considerablemente debido a
la incertidumbre existente; en todo caso, si el precio del petróleo supera los 100US$
por barril, las empresas recibirán menores ingresos por barril para cubrir los gastos y
por ende obtener beneficios que les permitan obtener una rentabilidad óptima para la
continuidad de las operaciones.
Adicionalmente, en este sentido la investigación realizada por Lamontanara, N.
(2006) titulada “Estrategias para Gerenciar Costos en Empresas Petr oleras Mixtas
de la Región Zuliana” donde se establece que la productividad es un factor clave
como estrategia para gerenciar costos, debido a que es un principio rector en el
contexto de la dirección de empresas, en pro de la rentabilidad, reestructuración y
reorganización en cada una de ellas. En ésta, se concluyó que las estrategias para
gerenciar los costos de las empresas, son valoradas en su justa dimensión, siguiendo el
concepto de cadena de valor, utilizando controles de calidad y realizando la medición
económica del proceso y del recurso humano con la finalidad de lograr ventajas
competitivas sostenibles en el tiempo.
Así mismo, en el trabajo de investigación titulado “Impacto de las Cláusulas
Contractuales Económicas sobre los indicadores de R entabilidad de los
proyectos de Los Convenios Operativos de Tercer Ron da Venezolanos”
desarrollado por Hernández, C. (2002), realiza pronósticos de datos futuros mediante
proyecciones de datos históricos, manejando el Análisis de Series de Tiempo,
concluyendo que fue posible determinar el impacto de las cláusulas sobre los
indicadores mediante el modelo y las herramientas aplicadas para optimizar el proceso
de toma de decisiones.
El objetivo del estudio fue alcanzado mediante la aplicación de cinco (5) indicadores
de rentabilidad para evaluar inversiones petroleras, considera necesario la utilización de
todos los indicadores para así poder tomar en cuenta todos los aspectos implícitos en la
rentabilidad, lo que permite una toma de decisiones eficiente al evaluar las inversiones.
34
Así mismo, como la rentabilidad es un concepto que está muy ligado al valor del dinero
a través del tiempo, recomienda invertir lo más pronto posible al momento actual, así los
flujos de efectivo positivos ocurrirán más rápidamente y serán menos descontados,
teniendo entonces un mayor peso sobre la rentabilidad del proyecto en general.
Por último el trabajo de investigación titulado “Correlaciones entre Marcadores de
Precio de Crudo Aplicado a Modelos de Evaluación Ec onómica de Activos y
Proyectos. Caso: Empresa Mixta Petroquiriquire” , elaborado por Fernandez, Z.
(2008), donde se considera el alto grado de complejidad de la fórmula de precios
aplicada a los campos, según lo establecido en los contratos de conversión de los
antiguos Convenios Operativos a Empresas Mixtas, esta investigación constituye una
información valiosa para abrir el camino hacia la disminución de riesgos inherentes al
cálculo de los ingresos futuros por venta de hidrocarburos utilizados en los distintos
eventos presupuestarios y las estimaciones en evaluaciones económicas de proyecto.
En ese sentido, el propósito del presente trabajo es determinar una correlación en
función de los marcadores de precio Brent y West Texas Intermediate (WTI), que
permita pronosticar el precio de crudo de los campo Mene Grande y Quiriquire a ser
utilizados para el cálculo de los ingresos futuros de la empresa mixta Petroquiriquire.
Esta investigación constituye un aporte metodológico para el establecimiento de las
correlaciones en función de los marcadores más conocidos, como lo son Brent y West
Texas Intermediate (WTI) a utilizar en los pronósticos de precio en el año
presupuestario, en los modelos de valoración y evaluación económica de proyectos.
2.2. Bases Teóricas
Durante los años 1992 a 1997, se celebró en Venezuela el proceso de “Apertura
Petrolera”, en el cual Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), a través de la Corporación
Venezolana del Petróleo (CVP), impulsó las actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos en áreas nuevas, mediante los llamados convenios operativos y las
asociaciones estratégicas, establecidas con consorcios privados bajo la modalidad de
Exploración a Riesgo y Producción bajo Ganancias Compartidas.
35
Aunado a esto, a comienzos del año 2005, en el marco de la política de “Plena
Soberanía Petrolera”, se inició un proceso de negociaciones y acuerdos orientadas a
concretar la migración de los llamados Convenios Operativos (empresas de capital
extranjero dedicadas a la explotación de hidrocarburos en campos marginales), a las
llamadas empresas mixtas, las cuales pasan a ser una sociedad entre empresas
privadas y/o extranjeras y Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). La nueva política
energética, basada en el “socialismo petrolero” establece el incremento de la
participación del Estado en la actividad petrolera y la reversión de la apertura, con el
argumento de que ha causado daños patrimoniales al Estado y ha vulnerado la
soberanía.
Es por ello que se hace necesario lograr una rentabilidad acorde con los objetivos
planteados por las empresas petroleras y siendo el petróleo la mayor fuente de energía
en el mundo y un factor clave en el continuo desarrollo de los países, es esencial para
la planificación futura que los responsables de la industria y la nación tengan un
estimado de las cantidades de petróleo disponible para producción y las cantidades que
se espera estén disponibles dentro de un tiempo determinado a través de desarrollo
adicional de los yacimientos, avances tecnológicos o exploración.
2.3. Reservas Petroleras en el Mundo
Las reservas petroleras representan un pronóstico de los volúmenes futuros de estos
productos que serán producidos en una fecha determinada, “son aquellas
acumulaciones de esta materia ya conocida, para un período determinado y que se
puede explotar comercialmente” Seba (2008). Las estimaciones que se conocen,
implican un importante nivel de incertidumbre, que dependerá fundamentalmente de la
calidad y cantidad de información geológica, geofísica de sus yacimientos. Por su parte,
Schuyler (2007) define las reservas como “aquellas cantidades de petróleo las cuales
son anticipadas a ser comercialmente recuperadas de acumulaciones conocidas a partir
de una fecha en adelante”; por lo tanto, estos volúmenes de crudo y sus valores
36
monetarios asociados son extremadamente importantes para las compañías petroleras
en la industria de aguas arriba.
Gráfico No. 1 Reservas Probadas de Crudo al 2009
Según el Boletín Estadístico Anual de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP) correspondiente al año 2008 y de acuerdo a las estimaciones
recientes, mas del 75% de las reservas de petróleo probadas en el mundo están
ubicadas en los países miembros de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP), con el mayor volumen de las reservas petroleras en el Medio Oriente,
alcanzando un total de 72% del total de la organización. Las estimaciones de
reservas para Venezuela de acuerdo al boletín anual, la ubican en el segundo lugar
después de Arabia Saudita con un 17% del total de las reservas equivalente a 172
billones de barriles de crudo al cierre del 2008.
Los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) han hecho significativas adiciones a sus reservas petroleras en años recientes,
como por ejemplo, adoptando las mejores prácticas en la industria. Como resultado, se
272.9
Arabia Saudita 265 25% Venezuela 211 20% Irán 137 13% Iraq 115 11%Kuwait 102 10% UAE 98 9% Libia 46 4% Nigeria 37 3%Qatar 25 2% Argelia 12 1% Angola 10 1% Ecuador 7 1%
OPEP - RESERVAS PROBADAS DE CRUDO 2009(Billones de Barriles)
Nigeria
Kuwait
Irán
Venezuela
Arabia Saudita
Ecuador
OPEP
NO OPEPIraq
Emiratos ArabesLibia
Argelia
Angola
Qatar
37
ha logrado que las reservas probadas de petróleo de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) se mantengan muy por encima de los 1.000 billones
de barriles de crudo.
En relación a esto, la terminología utilizada para clasificar las sustancias petroleras y
las diferentes categorías de reservas han sido objeto de muchos estudios y discusiones
por varios años. “Los intentos por estandarizar los términos de reservas comenzaron en
1930 cuando el Instituto Americano del Petróleo, ó American Petroleum Institute (API)
por sus siglas en inglés, consideró clasificar y definir el petróleo en varias categorías de
reservas”, Seba (2008); desde entonces, la evolución de la tecnología ha suministrado
métodos de ingeniería más precisos para determinar las reservas y ha intensificado la
necesidad para mejorar la nomenclatura logrando consistencia entre los profesionales
que trabajan con la terminología de reservas.
De allí que las estimaciones de las reservas son realizadas bajo condiciones de
incertidumbre, es por ello que se utilizan dos métodos para determinar el mejor
estimado de las mismas: 1) el método de estimación determinístico, el cual se basa en
los datos geológicos conocidos, ingeniería y data económica y 2) el método de
estimación probabilístico, cuando la geología, ingeniería y data económica son
utilizados para generar un rango de estimados y sus probabilidades asociadas. Es por
ello que la estimación de las reservas es realizada bajo condiciones de incertidumbre
técnica y comercial, ya que refleja un rango razonable de los volúmenes potencialmente
recuperables.
“La identificación de reservas en Probadas, Probables y Posibles han sido los
métodos de clasificación mas frecuentes y permite obtener una indicación de la
probabilidad de recuperación”. Seba (2008).
2.4. Reservas Petroleras en Venezuela
Todas las reservas de petróleo y gas natural que están situadas en el territorio
venezolano, son propiedad de la República Bolivariana de Venezuela, estimadas por
38
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y oficializadas por el Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (MENPET), siguiendo el manual de definiciones y
normas de reservas de hidrocarburos establecidas por este ente oficial. Estas normas,
no sólo incluyen procedimientos específicos para el cálculo de reservas, sino también
aquellos necesarios para el debido control de la información requerida por la nación.
Estos procedimientos son los mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que
los valores declarados son comparables con diferentes países.
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado 2006 2007 2008 2009 2010
(en millones de barriles)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo 41,572 41,341 41,204 40,712 40,908
crudo convencional al 1ero. Enero
Revisiones 571 228 278 1,006 (59)
Extensiones y descubrimientos 117 520 127 23 201
Producción (919) (885) (897) (833) (777)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo 41,341 41,204 40,712 40,908 40,273
crudo convencional al 31 de diciembre
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo
extrapesados al 31 de diciembre 45,983 58,173 131,611 170,265 256,228
Total general de reservas probadas desarrolladasy no desarrolladas al 31 de diciembre 87,324 99,377 172,323 211,173 296,501
19,620 15,537 16,298 15,054 14,248
Fuente: Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007, 2006
Elaboración Propia
Total general de reservas probadas desarrolladas, sometidas a producción,
Años terminados el 31 de diciembre de
Los niveles de reservas probadas de petróleo, al cierre del año 2009, se ubicaron en
211,2 MMMBls, según el Informe de Gestión Anual 2009 de Petróleos de Venezuela,
S.A. (PDVSA). La distribución por cuencas es la siguiente: 20,0 MMMBls Maracaibo-
Falcón; 1,6 MMMBls Barinas-Apure; 189,5 MMMBls Oriental y, 75 MMMBls Carúpano.
Para la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) las reservas ascienden a 170,3 MMMBls
de petróleo, de las cuales corresponden a crudo pesado 1,7 MMMBls. y a crudo
extrapesado 168,6 MMMBls. La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) pertenece a la
Cuenca Oriental de la República Bolivariana de Venezuela.
Cuadro No. 1 Reservas de Petroleo en Venezuela 2006-2010
39
2.4.1. Reservas Probadas
“Las reservas probadas son aquellas cantidades de petróleo las cuales, mediante el
análisis de la data geológica y de ingeniería pueden ser estimadas con razonable
certidumbre para ser comercialmente recuperables” Seba (2008 p.49), considerando
condiciones económicas normales, métodos operativos y regulaciones
gubernamentales prevalecientes, desde una fecha determinada en adelante. Tomando
en cuenta lo antes expuesto, las reservas son consideradas probadas si la producción
comercial futura del yacimiento está soportada por pruebas de formación o producción
actuales.
Cuadro No. 2
Reservas Probadas a nivel mundial 2006-2010
RESERVAS PROBADAS (MMMBls) 2006 2007 2008 2009 2010
Mundo 1,210 1,219 1,294 1,337 1,467
Norte America 27 26 26 24 24
Sur y Centro America 124 137 210 249 335
Europa y Eurasia 144 144 143 143 143
Oriente Medio 755 751 752 752 794
Africa 119 121 122 124 127
Asia Pacifico 41 40 40 44 45
Venezuela 80 99 172 211 211
% Venezuela en el mundo 7% 8% 13% 16% 14%
Países OPEP 936 948 1,023 1,064 1,193
% OPEP en el mundo 77% 78% 79% 80% 81%
Países NO OPEP 274 271 270 272 274
* Incluye petróleo extrapesado: reservas probadas de 170,3 MMMBls, reservas probadas desarrolladas
Fuente: Boletín Estadístico OPEP 2010
Elaboración Propia
En este contexto, el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas
de petróleo y no a la productividad de un pozo o yacimiento. En ciertos casos, para
Seba (2008) las reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de
pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es
40
análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado
que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.
De allí que, si los métodos determinísticos son utilizados, el término “certidumbre
razonable” indica un alto grado de confiabilidad de que las cantidades de reservas
serán recuperadas. Si por el contrario los métodos probabilísticos son utilizados, el
termino “certidumbre razonable” se traduce en una probabilidad de éxito de por lo
menos un 90% de probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas serán
iguales o exceden el estimado.
Las reservas probadas son categorizadas como Desarrolladas y No Desarrolladas,
que corresponden a los conceptos de “sometidas” y “no sometidas” a explotación.
� Reservas Probadas Desarrolladas
Representan el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del
yacimiento por los pozos e instalaciones inexistentes.
� Reservas Probadas No Desarrolladas
Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser
recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones existentes.
2.4.2. Reservas Probables
Las Reservas Probables son los “volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, las cuales mediante la información geológica, de ingeniería,
contractual, económica y bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican,
con un menor grado de certeza, que las reservas probadas se podrán recuperar” Seba
(2008). Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas
futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.
En este contexto, “cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una
probabilidad de 50%, de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la
suma del estimado de reservas probadas mas las probables”. Schuyler (2007).
41
2.4.3. Reservas Posibles
Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a
acumulaciones conocidas, en los cuales “la información geológica y de ingeniería
indica, con un grado menor de certeza al de las reservas probables, que podrían ser
recuperados bajo condiciones operaciones, contractuales y/u operacionales
prevalecientes” Seba (2008).
Es importante mencionar que, estas reservas podrían ser estimadas suponiendo
condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.
“Cuando se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas cantidades deben
tener por lo menos un 10% de probabilidad de que la cantidad recuperada será igual o
mayor que la sumatoria de las reservas probadas, probables y posibles” Schuyler
(2007).
Las reservas de hidrocarburos son reajustadas anualmente para considerar, entre
otros aspectos, los volúmenes de petróleo y gas extraído, el gas inyectado y los
cambios de reservas provenientes de descubrimientos de nuevos yacimientos y
extensiones o revisiones de los existentes, todo lo cual genera cambios en las reservas
probadas de los yacimientos.
2.5. Mercado Mundial de Petróleo
Durante tiempos antiguos los hombres acostumbraban a realizar cambios o trueques
con otros pueblos o tribus para así satisfacer sus necesidades. Esto se debe a que el
ser humano siempre se ha dado cuenta de que necesita ciertos bienes o servicios, pero
a su vez cuenta con otros que le sobra; este simple acto de vender y comprar bienes o
servicios se puede decir que fue el origen de lo que hoy conocemos como mercado “un
conjunto de mecanismos mediante los cuales, los compradores y los vendedores de un
bien o servicio están en contacto para comerciarlo”. Fisher y col. (1989).
42
Las empresas privadas y estatales dedicadas a la exploración, extracción y
exportación de petróleo crudo y aquellas que lo compran para transformarlo en
derivados (gasolina, nafta y diesel) constituyen la base fundamental del mercado
mundial del petróleo. El arte de la industria petrolera está en identificar de la manera
más precisa posible la localización, condiciones y volumen de crudo existente, extraerlo
de la manera más eficiente y transformarlo en combustibles útiles para el transporte, la
producción de electricidad y la industria en general, así como en insumos para la
producción de petroquímicos.
A todo esto, siendo el mercado petrolero el lugar donde se interrelacionan factores
económicos y políticos, con un alto grado de incertidumbre; sus características van a
revelar tales influencias debido a que los centros de consumo están separados de los
centros de producción, así como, las reservas petroleras están concentradas en un
pequeño grupo de productores. En algunos aspectos, se pudiera considerar la industria
petrolera como un monopolio natural ya que la demanda de éste crea una demanda
adicional de los productos refinados, generando diversos mercados, diferentes
reacciones en el precio y competitividad, regulado por los agentes del mercado y
administrado por el lado de la oferta; por lo el mercado petrolero así caracterizado, luce
como un centro de turbulencias, donde la incertidumbre juega un papel destacado.
De allí que la conjunción de los factores que influyen en el mercado petrolero tales
como; población, desarrollo económico, tecnología, factores ambientales y ecológicos,
las tendencias energéticas y las posibilidades de sustitución del petróleo por fuentes
alternas, así como la incertidumbre y su diferente peso en el mercado determina el
desarrollo del mismo.
En este aspecto, el mundo del petróleo ha cambiado; los procesos de globalización
han producido una revolución en las comunicaciones y un altísimo desarrollo
tecnológico, dándole prioridad a los conceptos de eficiencia, ventajas comparativas y
competitividad, colocando en lugar privilegiado el capital humano, han impactado el
desarrollo de la industria petrolera y al mercado petrolero mundial.
43
Además, en el funcionamiento del mercado internacional del petróleo, “los crudos de
diferentes fuentes son categorizados de acuerdo a su gravedad API y al porcentaje de
azufre incorporado en el petróleo” Seba (2008). En vista de esto, los diferentes tipos de
crudo se clasifican en: crudo extra pesado con una densidad en grados API de 10, el
crudo pesado 10 a 22,3, para el mediano, entre 22,3 y 31,1 °API, para el crudo ligero
aquel que esté entre 31,1 y 39,0 y “todo aquel que sea mayor de 39,0 °API se considera
como crudo super ligero” Santos y Salazar (2002 p.1), principalmente, por el grado de
viscosidad y su contenido de azufre.
Actualmente, a pesar de la variedad de crudos que se ofrecen en el mercado,
solamente algunos de ellos sirven de referencia para la fijación de precios, ya sea sobre
la base de diferenciales respecto a un crudo específico o mediante fórmulas que
integran una canasta de crudos. De esta manera, en la práctica, las cotizaciones de los
marcadores se utilizan como una especie de unidad de cuenta para los demás tipos de
crudo en las negociaciones internacionales.
“En años recientes los crudos que sirven como referencia o marcadores en las
condiciones actuales del mercado son: el West Texas Intermediate (WTI) en Estados
Unidos, el Brent del Reino Unido y el crudo Fateh de Dubai del Golfo Pérsico” Seba
(2008), principalmente. Además de los futuros, el Brent se negocia bajo tres
modalidades entre compradores y vendedores: (1) el mercado del Dated Brent ó Brent
Fechado por su traducción del inglés, que sirve como precio de referencia para casi la
totalidad de la producción europea y africana de petróleo crudo, así como para los
contratos de compra-venta que se negocian en Medio Oriente y otros tipos de crudos
no europeos dentro de Europa; de igual manera, es utilizada por los países productores
de crudo en las fórmulas para fijar la cotización de sus exportaciones de crudo a Europa
y a Estados Unidos.
En relación a lo anterior, la compra-venta de crudo ha evolucionado de una estructura
vertical, dominada por transacciones entre subsidiarias de una misma empresa, hacia
formas efectivas de mercado con participantes diferentes del lado de la oferta y la
demanda. Además, en los últimos años ha venido ganando mayor transparencia y
44
apertura con la introducción de modalidades de compraventa (tipo spot, contratos
adelantados, futuros, opciones y swaps), lo que ha permitido la participación de actores
no necesariamente ligados a la producción o refinación de petróleo.
Por lo tanto, en términos de volumen físico intercambiado, el mercado del petróleo se
constituye, por el lado de la oferta, por las empresas que extraen petróleo y, del lado de
la demanda, por las que compran y refinan el crudo para ofrecer sus derivados. En sus
inicios y hasta antes de la segunda guerra mundial, Estados Unidos era el productor y
exportador más importante de petróleo a nivel mundial. A medida que se encuentran
nuevas reservas en otros países, primero México, luego Venezuela, posteriormente el
Golfo Pérsico y Sudáfrica, las economías de escala propician el surgimiento y
consolidación de empresas transnacionales necesarias para extraer, transportar, refinar
y vender en mercados internacionales, que paulatinamente llegan a controlar un
porcentaje importante del mercado.
2.6. Mercados a Futuro del Crudo y sus Derivados
En el mercado petrolero existen dos (2) tipos básicos de mercado: “el mercado en
efectivo donde el crudo es comprado y vendido en acuerdos individuales entre el
comprador y vendedor, y los mercados de futuros donde los acuerdos son hechos a
través de un intercambio de commodities o materias primas para alguna fecha futura de
envío previamente establecida” Seba (2008).
Cabe señalar, que los mercados a futuros son “mercados de bienes ó materias
primas (commodities) bien organizados, en los cuales se comercializan los contratos
para el envío en el futuro de un específico tipo de crudo y/o productos” Seba (2008); los
participantes actúan como corredores quienes llevan a cabo las transacciones en el
recinto de operaciones, cada transacción es registrada y archivada. “Todos los
mercados a futuro incluyen una casa de compensación, la cual define las reglas que
gobiernan estas transacciones y aseguran que sean observadas por todos los
participantes”. Seba (2008). La casa de compensación también asume el rol de
contraparte responsable ante todos los participantes garantizando su solvencia.
45
En este contexto a continuación se detallan las diferentes locaciones donde se
realizan transacciones relacionadas con la comercialización del petróleo y sus
derivados:
1. Mercado Spot: se utiliza generalmente para denotar una única transacción en el
corto plazo. El acuerdo es vía telefónica ó electrónica. Los precios acordados para cada
carga de crudo comercializada solamente los conocen el comprador y el vendedor.
2. New York Mercantile Exchange (NYMEX) es el mercado mundial físico a futuro de
materias primas (commodities), localizado en la ciudad de New York manejando
millones de dólares en productos relacionados con la energía, metales y otras materias
primas, siendo compradas y vendidas en el mercado físico y a través de sistemas
electrónicos. Su principal actividad es comercializar contratos de crudos para el West
Texas Intermediate (WTI) despachado a Cushing, Oklahoma en los Estados Unidos de
Norteamerica.
“El volumen de West Texas Intermediate (WTI) comercializado en un día típico puede
exceder 150 millones de barriles. Esto es mas de dos (2) veces el consumo mundial, y
cincuenta (50) veces la producción diaria del West Texas Intermediate (WTI)” Seba
(2008). Los futuros del crudo Brent también son comercializados en el New York
Mercantile Exchange (NYMEX). Este mercado es regulado por la Comisión de
Comercialización de Futuros de Materia Primas, una agencia independiente del
gobierno de los Estados Unidos.
3. International Petroleum Exchange (IPE) . Este mercado está ubicado en Londres,
es uno de los mayores mercados de futuros de energía y opciones. Su materia prima o
commodity bandera es el crudo Brent, el cual es un crudo marcador a nivel mundial
para el precio del petróleo, el cual es despachado al terminal marino de Sullom Voe en
las Islas Shetland del Mar del Norte. “Los volúmenes comercializados en el International
Petroleum Exchange (IPE) son de aproximadamente 5 millones de barriles por día,
46
considerablemente menor que en el New York Mercantile Exchange (NYMEX)” Seba
(2008).
En este mercado también se manejan contratos a futuros y opciones de gas asociado
al crudo, gas natural, electricidad, contratos de carbón y a partir del 22 de Abril de 2005,
maneja las concesiones para emisiones de carbón en acuerdo con la European Climate
Exchange (ECX) ó la Comisión de Energía Europea por su traducción del inglés.
4. Singapore Mercantile Exchange (SYMEX) . Este mercado comercializa el crudo
Dubai del Golfo Pérsico, el crudo Brent del Mar del Norte y crudos pesados para
despachos en el lejano oriente. Ni el International Petroleum Exchange (IPE) así como
el Singapore Mercantile Exchange (SIMEX) proveen despachos físicos de la misma
forma como el New York Mercantile Exchange (NYMEX). Sus transacciones son
realizadas enteramente en “barriles de papel”. Históricamente, los mercados han sido
siempre los verdaderos barómetros de cualquier economía, éstos reflejan el nivel de la
actividad económica y el crecimiento en la región.
Así mismo, este mercado estima ofrecer una plataforma de comercialización de multi-
productos con una visión para crear una nueva generación de intercambio de materias
primas y derivados en Asia, siendo un ancla para las hipereconomías de Asia.
2.7. Oferta Mundial de Petróleo
La oferta, es considerada como la cantidad de bienes o servicios que los productores
están dispuestos a ofrecer a un precio y condiciones dadas, en un determinado
momento, también se puede decir que es la cantidad de productos y servicios
disponibles para ser consumidos. Está determinada por factores como el precio del
capital, la mano de obra y la mezcla óptima de los recursos mencionados, entre otros.
Existen diversas opiniones que definen la oferta, por ejemplo, “cantidad de un bien
que los vendedores quieren y pueden vender” Mankiw (1998) ó “cantidad de un bien
47
que están dispuestos a vender los vendedores en un período determinado.” Fischer y
col. (1989).
Según este enfoque de los autores, en la oferta toman en cuenta factores como la
cantidad, el deseo, la posibilidad o disponibilidad del vendedor para que el mismo oferte
un bien determinado, por lo que entran en juego factores como: el precio del producto
en el mercado, los costos de los factores necesarios para tal producción, el tamaño del
mercado o volumen de la demanda, la disponibilidad de los factores, el número de
empresas competidoras y la cantidad de bienes producidos; en una situación donde la
oferta no puede cubrir la demanda, como es el caso de la industria petrolera, el
incremento en el precio del petróleo fomenta a los consumidores racionales a limitar
gradualmente su uso, a aquellos propósitos donde sea de mayor utilidad.
De manera adicional, la oferta mundial de combustible, luego de las dos crisis del
petróleo de los años 70, mostró un crecimiento acelerado desde principios de los 80's y
la segunda mitad de los 90 para luego mostrar, una desaceleración como resultado de
una menor producción de petróleo por parte de los países miembros de la Organización
de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), de acuerdo a las estimaciones del
Instituto Francés del Petróleo (IFP), la oferta de crudo debería crecer alrededor de 1,64
Mbbl/año entre el 2007 y 2012, llevando la capacidad de producción a 93,6 MBD en el
2012.
Estas estimaciones están basadas en los proyectos anunciados al final del año 2007
y en los supuestos de que no ocurrirán retrasos en el desarrollo; es decir que el
desarrollo no está obstaculizado por ningún factor económico, político o técnico; por lo
tanto, en función de lo antes expuesto el valor de 93,6 MBD en el 2012 debería ser
considerado con un máximo.
Por otra parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) espera
contribuir con un 90% de este incremento de producción, esta organización vería un
crecimiento de 19,5% (7,3Mbbl/día) con la iniciativa de la mayoría formada por Arabia
Saudita, Nigeria y Angola. El crecimiento en la producción de crudo en América Latina
48
(13% o 900 MBD) debería ser liderado por Brasil (435 MBD), Venezuela (232MBD) y
Ecuador (164MBD). La producción de crudo extra pesado en la Faja Petrolífera del
Orinoco debería permanecer sin cambios en 600 MBD para el mismo período.
A su vez, los nuevos proyectos de desarrollo están planificados para ser ejecutados
después del 2012 duplicando así la capacidad actual. Los pronósticos prevén un
decrecimiento ligero en la producción no-OPEP en el continente de alrededor del 1% (-
50Mbbl/día) para 2007-2012. Cada vez mas, confiando en el llamado al desarrollo de
energías no convencionales para alcanzar la demanda de productos petroleros.
Además las arenas bituminosas de Canadá (1,3MBD en 2007) y el crudo extra pesado
de Venezuela (600 MBD en 2007), anteriormente mencionados; nuevas tecnologías
están siendo desarrolladas para convertir gas, carbón o biomasa en combustibles.
Es por ello que, la producción de petróleo utilizando estos métodos esperan que se
incremente de 880 MBD en el 2007 a más de 1,9MBD en el 2012 (+1 MBD), lo cual no
es una cantidad despreciable, sobre todo por las condiciones del mercado actual. Estas
tecnologías a saber son: GTL (Gas to Liquids) por sus siglas en inglés, CTL (Coal to
liquids) por sus siglas en inglés y biocombustibles.
Es importante resaltar que en el año 2008 se acentuó la escasez de servicios,
ingeniería y capacidad de construcción que muchos de los proyectos de desarrollo
fueron retrasados. En el reporte a mediano plazo del IEA (International Energy Agency)
se observó que 27 proyectos fueron pospuestos disminuyendo sustancialmente la
contribución de la oferta de crudo a nivel mundial en aproximadamente 1,5MBD. La
marcada desaceleración de las economías estadounidense, europea y asiática, aunado
al retiro de fondos especulativos del mercado de crudos a futuro, la disminución de la
demanda de hidrocarburos a nivel mundial, así como los débiles márgenes de
refinación y tensiones geopolíticas en países productores, marcaron el nivel de oferta
de crudo por parte de Venezuela al resto del mundo durante el período 2007-2009.
Sin embargo, durante el segundo semestre del año 2009 se observó una
recuperación de los precios de los hidrocarburos, apalancados por la política de
49
recortes en los volúmenes de producción acordados por la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) como una medida para controlar el incremento de los
precios del petróleo, donde la producción de Venezuela como miembro de dicha
organización se disminuyó en 215 MBD respecto al año 2008.
2.8. Demanda Mundial de Petróleo
La demanda se refiere a la “cantidad de un bien que los compradores quieren y
pueden comprar,” Mankiw (1998 p.61) cantidad y calidad de bienes y servicios que
pueden ser adquiridos a los diferentes precios del mercado por un consumidor, o como
también se define como la “cantidad de un bien que están dispuestos a adquirir los
compradores en un período determinado.” Fischer y col. (1989).
En las dos definiciones expuestas anteriormente, el primer autor toma en cuenta el
deseo y la posibilidad de compra del consumidor, mientras que el segundo autor
destaca la disposición y el tiempo de un determinado consumidor, de acuerdo a lo que
esto implica se da la ley de la demanda, la cual dice que siempre y cuando no se
modifiquen los demás factores determinantes la cantidad que se demanda de un bien
en el mercado varía en razón inversa a su precio.
De lo expuesto, siempre y cuando no se modifiquen los demás factores
determinantes la cantidad que se demanda de un bien en el mercado varía en razón
inversa a su precio. La ley de la demanda establece: “que manteniéndose todo lo
demás constante, la cantidad demanda de un bien disminuye cuando sube su precio.”
Mankiw (1998 p.62).
Los autores al hablar de la ley de la demanda, la cantidad demandada está
determinada por el precio del bien, en donde manteniendo a los demás factores
constantes, cuanto mayor es el precio de un bien, menor es la cantidad demandada,
análogamente, cuanto menor es el precio de un bien, mayor es la cantidad demandada
de ese bien. Al subir el precio de un bien, la gente compra más cualquier otro bien que
pueda sustituir, y eso hace disminuir la cantidad demandada, tal y como lo estable esta
50
definición de la ley “si los demás factores permanecen constantes, cuanto más alto sea
el precio de un bien más pequeña será la cantidad demandada del mismo.” Parkin
(2004).
En este aspecto, “en el caso de Venezuela la demanda petrolera es relativamente
inelástica, es decir, independientemente de las variaciones de precios o de la oferta, la
demanda no varía mucho en el corto plazo”. Desde inicios de 1999 hasta el presente:
el precio del petróleo casi se cuadruplicó, mientras que la demanda registró pequeñas
variaciones, hacia arriba, cuando se supone que si la elasticidad de la demanda fuera
unitaria, la demanda debió haberse reducido a la cuarta parte. La oferta, en cambio, es
más susceptible de variar en el corto plazo y en mayores proporciones que la
demanda.” Saba (2000).
En este sentido, “los países emergentes están creciendo de forma acelerada y los
requerimientos de energía a nivel mundial están en auge, la clase media obtiene los
ingresos necesarios para demandar bienes duraderos, tales como electrónicos,
artículos para el hogar o automóviles, en una escala masiva” Lescaroux y Saniere
(2008). “El crecimiento económico, el cual está influenciado por el precio del crudo, se
mantiene como elemento predominante en este contexto, da forma a la evolución de la
demanda, utilizada para definir las políticas de reajustes de la oferta de los países que
conformar la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
Desde que la oferta de la OPEP está siempre a su máximo nivel, dicha organización
debe ajustar su producción al mercado en un esfuerzo para frenar el decrecimiento y
algunas veces el incremento excesivo”. Alazard-Toux y Maisonnier. (2008).
2.9. Ley de Oferta y Demanda
Los estudios de factibilidad de ciertos negocios y el análisis económico de todo
proyecto, en general, deben considerar la Ley de Oferta y Demanda básica para
planificar el nivel de producción más adecuado, en relación al precio esperado por dicho
producto, todo ello con el fin de proyectar su disponibilidad en el mercado. A tal efecto,
51
en el mercado petrolero, si el productor está dispuesto a suplir un volumen adicional a
dicho mercado, a los precios prevalecientes, creará una nueva situación en la relación
oferta-demanda, la cual alterará indudablemente el equilibrio de precios, haciéndolo
disminuir.
En este sentido, este mecanismo de oferta y demanda fue el principal causante del
incremento de la valorización del petróleo, sin embargo, esta situación se revirtió “a
finales del año 1973 cuando la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) decidió realizar un incremento sustancial del precio del crudo para tomar
ventaja del incremento de la demanda en el mundo occidental”. Seba (2008); pues al
disminuir su abastecimiento en los mercados europeos, como consecuencia del
embargo petrolero de los países árabes y permanecer constante el consumo, se
observó de inmediato un aumento brusco del precio de dichos crudos, cotizándose a
más de 7 $/Bls para finales de ese año.
En relación a lo antes expuesto, las naciones productoras importantes, entre ellas,
Venezuela, que dependen de los ingresos petroleros para financiar la mayor parte de su
presupuesto oficial, deben tener muy en cuenta que las posibles medidas que tomen,
en conjunto o por separado, a fin de mantener un nivel de precios estables de cara a la
oferta y demanda de crudos a nivel global, siempre tendrán resultados a mediano o
largo plazo, porque es muy difícil, en el mercado petrolero internacional tomar medidas
estratégicas o comerciales cuyo efecto sobre los productores sea de inmediato.
De acuerdo a lo expresado por Mochón (2001) “los precios coordinan las decisiones
de los productores y los consumidores en el mercado”, esto significa que precios bajos
estimulan el consumo y desaniman la producción, mientras que precios altos tienden a
reducir el consumo y estimulan la producción. Según este mismo autor, “los precios
actúan como el mecanismo que da equilibrio al mercado”. En un mercado libre, la
cantidad de productos ofrecidos por los productores y la cantidad de productos
demandados por los consumidores dependen del precio de mercado del producto; la ley
de la oferta indica que la oferta es directamente proporcional al precio; “a precios muy
bajos los costos de producción no se cubren” Mochón (2001).
52
Por lo tanto, según lo expresado el autor, cuanto más alto sea el precio del producto,
más unidades se ofrecerán a la venta, por el contrario, la ley de la demanda según
Mochón (2001) “indica una relación inversa entre el precio de un bien y la cantidad
demandada, en el sentido que al aumentar el precio disminuye la cantidad demanda”,
por lo tanto, cuanto más alto sea el precio, menos demandarán los consumidores, por
tanto, la oferta y la demanda hacen variar el precio del bien.
Así, durante el período 2002 a 2007 el incremento constante en el precio del petróleo,
a comienzos del 2000, continuó en el 2007; el precio cayó por debajo de 60$/bbl lo que
marca el comienzo del año, lo cual creó la fugaz ilusión que el precio se estaría
nivelando; pero esto fue consecuencia de razones coyunturales: caída de los precios
producto del invierno moderado y la demanda de combustible para la calefacción fue
baja, facilitando temporalmente un mercado estrecho y altamente volátil.
“En el año 2008, mientras los países desarrollados entraron en una fase de desaceleración, los países en desarrollo comenzaron su crecimiento, el cual está basado en materia prima intensiva llevando a un incremento rápido y anticipado de la demanda de petróleo, generando un incremento en el precio del petróleo y de casi todas las materias primas, debido a que la oferta no puede ser expandida en el corto plazo, el surgimiento de una fuerte demanda han presionado el precio hacia arriba de las materias primas en todos los ámbitos” Lescaroux y Saniere (2008).
De allí que, en la situación inversa, si el precio de un bien es demasiado alto y los
consumidores no están dispuestos a pagarlo, la tendencia será a que baje el precio,
hasta que se llegue al nivel al cual los consumidores acepten el precio y se pueda
vender todo lo que se produce. Adicionalmente, existen varios otros desafíos que
enfrenta la industria del petróleo y es evidente que, para la mayoría de los individuos,
las empresas y los gobiernos, los cambios drásticos en la economía ocurridos en el año
2008, como la crisis financiera global es motivo de preocupación; mientras que la
destrucción de la demanda impulsada por la recesión ha demostrado preocupaciones
sobre la seguridad de la demanda, el entorno actual también revela claramente el
beneficio de las medidas contra-cíclicas de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP).
53
Por ejemplo, el incremento sustancial de la oferta por parte de la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) entre 2002 y 2006 tuvo un fuerte efecto sobre
la mitigación de los movimientos pro-cíclicos, cuando la demanda mundial tuvo un
fuerte aumento y la oferta No OPEP se redujo. Recíprocamente, los ajustes recientes
de la oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) han tenido
un efecto similar de cara a la profunda crisis económica mundial y la consiguiente
disminución pronunciada de la demanda petrolera.
Gráfico No. 2 Demanda de Petróleo a Nivel Mundial
(Millones d e Barriles por Día)
Como consecuencia, el efecto en los precios del petróleo cuando hay una estrechez
entre la demanda y la oferta es que, en ausencia de grandes inventarios cualquier
evento, cualquiera que demande una reparación mayor, afecta los precios del petróleo
fuera de toda proporción a los fundamentos económicos reales en el mercado.
2.10. Crudos Marcadores
Para que un petróleo tipo pueda ser utilizado como marcador de referencia a otros
mercados, debe cumplir con características ideales tanto desde el punto de vista de
calidad ó gravedad API, como en cuanto a su capacidad de procesamiento en la mayor
parte de las refinerías de la región. “Un crudo marcador es un tipo de crudo de un
Elaboración Propia Fuente: Boletín Estadístico OPEP 2009
85.3 86.3 85.8
84.384.7 84.585.5
84.4
66.02 72.2
100.06
61.92
80
82
84
86
88
2006 2007 2008 2009
MMBD
0
20
40
60
80
100
120
$/bbl
Demanda Oferta $/Bbl
54
campo específico o región el cual es comercializado en los mercados spot y es
considerado como estándar” Seba (2008). Los crudos marcadores no son establecidos
por ley, convenciones o acuerdos entre los productores y consumidores, pero son
generalmente reconocidos por los comerciantes de crudo. Por otro lado, en cuanto al
mercado físico, debe ser posible el arbitraje geográfico y temporal y su cuota de
mercado debe ser suficiente como para reflejar la situación del nivel de los precios para
cualquier período.
De esta manera, el crudo marcador para el área del Medio Oriente es el crudo
Arabian Light, por su parte, para la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) el crudo referencial es la “cesta OPEP”, la cual es el promedio de los precios
contratados por todos los países miembros de de dicha organización. Para Seba
(2008), “recientemente el crudo West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos, el
crudo Fateh de Dubai del Golfo Pérsico, y el crudo Brent del Reino Unido, se han
convertido en los principales crudos referenciales, cuyos precios reflejan las
condiciones del mercado petrolero.”
De allí que, un mayor valor de gravedad API en un producto de refinería representa
que éste tiene un mayor valor comercial. Esto básicamente debido a la facilidad
(operacional y económica) de producir destilados valiosos como gasolina, jet fuel y
gasóleo con alimentaciones de crudos livianos y a los altos rendimientos de los mismos.
Esta regla es válida hasta los 45 grados °API, más allá de este valor, debido a su
composición, hace que los productos tengan menor valor comercial. De acuerdo a lo
publicado en la página web de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), el petróleo es
clasificado en liviano, mediano, pesado y extrapesado, de acuerdo a su medición de
gravedad API, como se detalla a continuación:
• Crudo liviano: gravedad mayor a 31,1 °API
• Crudo mediano: entre 22,3 y 31,1 °API.
• Crudo Pesado: entre 10 y 22,3 °API.
• Crudos extrapesados son aquellos que tienen gravedades API menores a 10
°API.
55
De acuerdo a lo señalado por Seba (2008) para que un crudo pueda ser utilizado
como referencia o marcador, debe cumplir con unas condiciones o características tales
como: 1) ser percibido para representar un valor justo, 2) que sea libremente
comercializado en un mercado transparente, 3) accesible a un número grande de
participantes (vendedores y compradores), 4) que existan suficientes reservas físicas,
5) la producción debe estar estratégicamente ubicada. Además de cumplir con las
características citadas, el mercado físico de un marcador de crudo regional debería
estar respaldado por un mercado de instrumentos financieros derivados;
preferiblemente de contratos a futuro o en su defecto un buen mercado forward. Estos
derivados tienen como función distribuir el riesgo entre los participantes y a la vez le
dan transparencia a la formación de los precios de estos crudos.
2.10.1. Crudos Referenciales a Nivel Mundial
Un marcador de crudo es un tipo de petróleo característico que permite ser utilizado
como referencia de calidad en un lugar determinado del mundo. Existen cientos de tipos
de petróleo, cada uno de ellos con unas características especiales que lo hacen
especialmente útil según sea se utilización, producción y características.
En función de lo antes expuesto, la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) fija sus decisiones de política petrolera con la vista fija en la denominada “Cesta
OPEP”, la cual se define en una media aritmética de siete (7) variedades de crudo:
1 Saharan Blend (Argelia)
2. Minas (Indonesia)
3. Bonny Light (Nigeria)
4. Arab Light (Arabia Saudí)
5. Dubai (Emiratos Árabes Unidos)
6. Tia Juana Light (Venezuela)
7. Isthmus (México)
56
Como la cesta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) está
compuesta por una mayoría de crudos de calidad media-baja, suele cotizar con un
fuerte descuento con respecto a los crudos de alta calidad. Dentro de los crudos
marcadores de más alta calidad se encuentran el Brent Dated (BRD) y el West Texas
Intermediate (WTI).
En el trabajo de grado presentado por Fernández (2009), se describen de forma
detallada los tipos de crudos marcadores a nivel mundial, como se describen a
continuación:
“Marcador de Crudo Brent: Es el petróleo de referencia en el mercado europeo, pero también lo es para el 65% de los distintos tipos de crudo mundial, que se referencian a éste y cuyos precios se expresan como una prima o un descuento contra el Brent. El Brent debe a su nombre a un yacimiento petrolífero del Mar del Norte descubierto en 1972 por Shell, y que tras 1.300 millones de libras de inversión comenzó a bombear crudo en diciembre de 1976. En la actualidad, el yacimiento Brent, que está unido a otros de la zona, cuenta con cuatro (4) plataformas (Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta), que bombean el crudo a la terminal de Sullom Voe, en las islas Shetland (Reino Unido).”
El petróleo Brent es de alta calidad, debido a que es, en la jerga petrolera, ligero y
dulce (bajo contenido de azufre). Su cotización como contrato de futuros comenzó
en junio de 1988 en Londres, y hoy también se negocia, aunque con volúmenes
reducidos, en Singapur y Nueva York. El Brent, que cotiza entre las 11.02 y las
20.30 (hora peninsular española), y entre las 02.00 y las 22.00 en el mercado
electrónico. El Brent se negocia en dólares, no hay límites de fluctuación diaria,
aunque el movimiento mínimo, al alza o a la baja, es de un centavo de dólar.
“Dated Brent: Es el contrato de petróleo del mercado físico, donde se intercambian barriles reales de crudo, a diferencia de las transacciones financieras del International Petroleum Exchange (IPE), donde cotiza el contrato de futuros de Brent. Los cargamentos de Dated Brent son para carga inmediata, habitualmente a quince días vista (o lo menos tarde posible con respecto a esos quince días, teniendo en cuenta los días no hábiles para la contratación). Las transacciones de estos cargamentos no se realizan en un mercado formal, por lo que los precios son estimaciones que elaboran varias
57
empresas (entre ellas Platts y Argus) tras preguntar las posiciones de oferta y compra a los intermediarios y petroleras que intercambian barriles.”
Como la producción de Brent hace años que alcanzó su punto máximo y hoy está en
declive, el contrato Dated Brent se refiere hoy a los precios de una mezcla de los crudos
Brent, Forties y Oseberg (todos en el Mar del Norte). Sus características son 38,3
grados API y 0,37% de contenido en azufre.
“ West Texas Intermediate: Es el petróleo de referencia para el mercado de Estados Unidos, y cotiza en la New York Mercantile Exchange (NYMEX), en Nueva York. Se trata de un crudo de muy alta calidad, por encima de la del Brent, es ligero (39,6 grados API) y dulce (su contenido de azufre es de sólo 0,24%); por ello, suele cotizar entre dos y cuatro dólares por encima del Brent; sus contratos de futuro cotizan en dicho mercado desde hace 21 años y cuentan con el mayor nivel de liquidez y contratación de todos los crudos mundiales.”
El punto de entrega se sitúa en Cushing, una pequeña localidad de Oklahoma
(Estados Unidos), donde se encuentra un punto neurálgico de la red de oleoductos
estadounidense. Aunque la producción real de este crudo alcanza sólo los 365.000
barriles (el 0,4% del bombeo mundial), diariamente se intercambian en la Nymex
alrededor de 150 millones de barriles (casi el doble del consumo de petróleo mundial).
“ Dubai: Es el crudo de referencia para el petróleo pesado y azufroso en Asia, y sobre él se referencia, mediante una prima o descuento, otros crudos de la zona que no cotizan en el mercado. El Dubai es un tipo de petróleo de baja calidad; es pesado (31 grados API, frente a los más de 38 grados del Brent) y de alto contenido en azufre (2,04%, cinco veces más que el Brent).”
Sin embargo, según comenta Seba (2008) este crudo “está ganando terreno como el
principal crudo marcador del área del Golfo Pérsico; está disponible en volúmenes
sustanciales equivalentes a 350.000 barriles por día”.
En los últimos años su importancia ha crecido a la par que las importaciones de crudo
de las economías emergentes asiáticas, especialmente China. Aunque la producción de
este crudo ha caído significativamente, su precio influye en el resto de crudo pesados
del Golfo Pérsico con destino a Asia. El precio de los principales crudos con destino a
58
esa región de Arabia Saudí, Irán, Kuwait, Irak y Emiratos Árabes Unidos están
vinculados al Dubai, el cual cotiza tanto en la Singapore International Monetary
Exchange Exchange (SIMEX), el mercado de materias primas de Singapur, y en el New
York Mercantile Exchange (NYMEX).
2.11. Cartel
En economía, el cartel es un acuerdo formal entre empresas del mismo sector, cuyo
fin es reducir o eliminar la competencia en un determinado mercado, es un “acuerdo
convenido entre empresas, con el fin de controlar el mercado de un producto, por el
cual se establecen precios mínimos, condiciones de venta o un reparto de mercados.”
Greco (2003).
En este aspecto los carteles suelen estar encaminados a desarrollar un control sobre
la producción y la distribución de tal manera que mediante la colusión de las empresas
que lo forman, establecen una estructura de mercado monopolística obteniendo un
poder sobre el mercado en el cual obtienen mayores beneficios, este esquema de
mercado puede definirse como una “organización de empresas independientes que
producen artículos similares y que trabajan juntas para elevar los precios y limitar la
producción.” Samuelson y col. (2004). Ambos autores, expresan que el cartel se refiere
a una organización o unión de empresas, en la cual cada una conserva su autonomía e
individualidad, con el objetivo principal de eliminar a la competencia y realizar la
comercialización de sus productos en las mejores condiciones posible, fijando un precio
uniforme de venta y repartiéndose entre ellas las zonas comerciales.
A su vez, ante un cartel, las consecuencias para los consumidores son las mismas
que con un monopolio, la diferencia radica en que los beneficios totales son repartidos
entre los productores. Sus principales actividades se centran en fijar los precios, limitar
la oferta disponible, dividir el mercado y compartir los beneficios.
Algunos opinan que los carteles ayudan a estabilizar los mercados, a reducir los
costes de producción, a eliminar aranceles elevados, a distribuir los beneficios
59
equitativamente y a beneficiar a los consumidores, en cambio otros dicen que cuando
no existe competencia, los precios son mayores y la oferta menor.
2.11.1. El Cartel de la Organización de Países Expo rtadores de Petróleo (OPEP)
A partir del año 1949 la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
comienza a gestar su establecimiento, cuando Venezuela se acercó a Irán, Iraq, Kuwait
y Arabia Saudita para sugerirles que intercambiaran opiniones y exploran las
posibilidades para tener comunicaciones regulares y más cercanas. “Esta organización
se creó en protesta a las siete (7) principales compañías petroleras denominadas las
“Siete Hermanas”, las cuales deliberadamente redujeron unilateralmente el precio del
petróleo.” Seba (2008 p.406); para el petróleo bruto venezolano entre 5¢ y 25¢ de dólar
por barril y para el Oriente Medio de 18¢ de dólar por barril.
Las siete (7) principales compañías petroleras o mejor conocidas como las “Siete (7)
Hermanas” cartelizadas en ese entonces son: 1. Standard Oil of New Jersey (hoy
Exxon) (Estados Unidos), 2.Royal Dutch Shell (Países Bajos, Reino Unido), 3.Anglo-
Iranian Oil Company (AIOC), conocida como British Petroleum (BP) (Reino Unido), 4.
Standard Oil of New York, luego conocida como Mobil. 5. Standard Oil of California,
actualmente Chevron. 6.Gulf Oil Corporation, que en 1985 fue adquirida casi totalmente
por Chevron, mientras que la otra parte de las acciones quedó en poder de BP (
Estados Unidos). 7. Texaco, que se fusionó con Chevron en 2001. D`Orazio (2007
p.170).
Como consecuencia, entre el 10 y el 14 de Septiembre de 1960, se llevó a cabo una
conferencia en Bagdad, donde se dieron cita representantes de los gobiernos de Irán,
Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela. Esta primera conferencia fue la génesis de la
organización, ya que se estableció oficialmente la Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP), con la iniciativa del entonces ministro de Energía y Minas
venezolano Juan Pablo Pérez Alfonzo; quien señaló que era necesario un "instrumento
de defensa de los precios para evitar el despilfarro económico del petróleo que se agota
sin posibilidad de renovarse".
60
Posterior a su creación, se unieron nueve (9) países miembros: Qatar (1961);
Indonesia (1962) – suspendida su membresía a partir de Enero 2009; Socialist Peoples
Libyan Arab Jamahiriya (1962); Emiratos Arabes Unidos (1967); Algeria (1969); Nigeria
(1971); Ecuador (1973) – suspendida su membresía desde Diciembre 1992 hasta
Octubre 2007; Angola (2007) y Gabon (1975–1994). Desde su creación en Septiembre
1965 su sede principal se ubica en Ginebra, Suiza durante los primeros cinco (5) años
de existencia y a partir del 1 Septiembre de 1965, se traslada a Viena (Austria). En la
actualidad la organización está presidida por Abdalla Salem El-Badri representante de
Libia.
Con esto se demuestra que la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) puede tener una gran influencia en el mercado de petróleo, especialmente si
decide reducir o aumentar su nivel de producción. Esta controla aproximadamente el
43% de la producción mundial de petróleo y el 61.47 % de las reservas de petróleo, su
dominio en las exportaciones de crudo se sitúa en alrededor del 51%. Además,
concentra la totalidad de la capacidad excedentaria de producción de petróleo del
mundo, lo que de hecho convierte a esta organización en banco central del mercado
petrolero.
Su cuota de mercado aumentará en el futuro, ya que la Agencia Internacional de la
Energía (AIE) prevé que la producción de petróleo convencional de los países que no
forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) alcanzará
su máximo alrededor de 2015. Los estatutos de la OPEP dicen que su objetivo es
coordinar y unificar las políticas petroleras entre los países miembros, "con el fin de
garantizar unos precios justos y estables para los productores de petróleo, el
abastecimiento eficiente, económico y regular de petróleo a los países consumidores y
un rendimiento justo del capital de los inversores".
Sin embargo, muchos de los "países ricos en petróleo" no son muy ricos en otros
sentidos. El crudo es su único producto de exportación y, por ende, son vulnerables.
Cuando los precios cayeron en 1998 a US$10 por barril, la economía de esas naciones
61
se vio muy afectada. Según el comentario del experto Tony Scanlan, del Instituto
Británico de Economía Energética, "en Estados Unidos ven a la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) como un cartel y por ello es algo que tienen
que quebrar, lo cual no es muy positivo. Lo que los países que pertenecen a la OPEP
tienen en común es su absoluta dependencia en un producto: el petróleo. Por eso no
pueden darse el lujo de considerar esa materia prima como simplemente otro producto;
esos países tienen que alimentar y cuidar el bienestar social de su población como
cualquier país de Occidente".
Es de hacer notar que, parte de la desconfianza que el mundo industrializado le tiene
a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) data de 1973, cuando la
escasez de petróleo provocada por el embargo de los países árabes a raíz de la Guerra
de Yom Kippur genera una crisis en la economía global; la organización también fue
"puesta en la mira" cuando los precios treparon en la segunda mitad de 2000 y
causaron manifestaciones en muchas partes de Europa. En los últimos tiempos la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha llegado a niveles de
producción sin precedentes.
La fuerte demanda en Estados Unidos y China y problemas de suministro han
contribuido a este ascenso. Ante esta coyuntura, los precios del crudo subieron hasta
acercarse a los US$70 durante 2005, lo que ha hecho temer por el destino de la
economía mundial. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
respondió aumentando la oferta, pero el valor del petróleo se ha mantenido alto.
Sin embargo, para la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) el
año 2008 fue un período de mucha convulsión ya que el mundo tuvo que enfrentar una
masiva crisis financiera mundial y por consiguiente una profunda contracción
económica, no vista desde la década de los 30. Las implicaciones de esta crisis se
extendieron a lo largo y ancho, con su efecto dominó que va mucho más allá del país
donde se originó la crisis; marcó el comienzo de cambios extraordinarios en algunos
países en el corto plazo y por supuesto para el mercado petrolero en general en
particular, para los países miembros de esta organización.
62
Esto es especialmente evidente cuando se observan los movimientos de los precios
del petróleo en el año 2008, con el precio de referencia mas alto de la Cesta OPEP 140
$/b en Julio de 2008, antes de caer en más de 100 $/b a menos de 40 dólares sólo seis
meses después. Según lo expresado por el Secretario General de la Organización de
Países Exportadores de Petróleo Abdalla Salem El-Badri en el año 2009, “esta
volatilidad podría haber sido aún más extrema, si la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) no hubiese tomado medidas extremas y proactivas,
cuando los precios estaban subiendo, así como éstos disminuían”.
Pero aunque muchos ven a la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) como una organización que establece el nivel de producción de sus miembros
no siempre es así; una de las razones es el hecho de que los miembros de la
organización no comparten necesariamente los mismos intereses y a menudo les
resulta difícil lograr un consenso en cuanto a la estrategia.
En conclusión, los países cuyas reservas son relativamente pequeñas o aquellos
cuya población es numerosa y no tienen otras fuentes de producción de riqueza, como
Irán y Nigeria, son con frecuencia considerados como los que presionan para que
suban los precios. Por su parte, los productores como Arabia Saudita y Kuwait, que
cuentan con enormes reservas y poblaciones reducidas, temen que el alza de precios
acelere el cambio tecnológico y el desarrollo de nuevos depósitos, reduciendo el valor
de su crudo en el futuro.
2.12. Precio Mundial del Petróleo
Conceptualmente, el precio se define como la expresión del valor que tiene un
producto o servicio en términos monetarios y/o de otros parámetros como esfuerzo,
atención o tiempo. El producto o servicio que se intercambia tienen valor para el público
en la medida que es capaz de brindarle un beneficio, resolverle un problema,
satisfacerle una necesidad o cumplirle un deseo; por ello, el precio "otorga los bienes a
aquellos dispuestos a pagar el precio más alto.".
63
Así, el precio de un producto es "solo una oferta para probar el pulso del mercado. Si
los clientes aceptan la oferta, el precio asignado es correcto; si la rechazan, debe
cambiarse con rapidez. Por otro lado, si se vende a un precio bajo no se obtendrá
ninguna ganancia y, en última instancia, el producto irá al fracaso. Pero, si el precio es
muy elevado, las ventas serán difíciles y también en este caso el producto y la empresa
fracasarán". Fischer y Espejo (2000).
Por lo tanto, se denomina precio “al valor monetario asignado a un bien o servicio, es
decir, el número de unidades monetarias que se necesitan para obtener a cambio una
unidad del bien.” Mochón (2000), también se define como la expresión del valor que se
le asigna a un producto o servicio en términos monetarios y de otros parámetros como
esfuerzo, atención, tiempo, entre otros.
De acuerdo a las definiciones anteriores, el producto o servicio que se intercambia
tiene valor para el público en la medida que es capaz de brindarle un beneficio,
resolverle un problema, satisfacerle una necesidad o cumplirle un deseo; conocer el
valor es sumamente importante ya que permite identificar la estrategia de precio a ser
usada, para lograr éxito con la misma y con esto ayudar a alcanzar los objetivos de la
empresa. El precio puede estudiarse desde dos perspectivas: a) la del cliente, que lo
utiliza como una referencia de valor y b) la de la empresa, para quien significa una
herramienta mediante la cual convierte su volumen de ventas en ingresos.
Desde la perspectiva de la empresa, el precio es tanto un generador de ingreso como
de participación de mercado; por ello, debe hacer consideraciones tanto de corto como
de largo plazo y los factores que orientan la fijación de precios están relacionados con
el medio ambiente económico y su incertidumbre; la demanda, que se refiere al valor
que los productos y servicios tienen para los compradores y que se analiza a la luz de
la elasticidad precio y la elasticidad ingreso; la tecnología y su grado de avance; los
costos variables directos de la empresa, actuales y futuros; los objetivos de crecimiento
y desarrollo de la empresa, tales como el flujo de efectivo o la rentabilidad, en el corto y
largo plazo; la competencia, expresada vía nuevos productos y dimensionada en
64
términos de participación de mercado; la reglamentación gubernamental y la
responsabilidad social de la empresa.
Es por esto que, los bajos precios del petróleo tienen un impacto significativo en las
propuestas de suministro, reduciendo la rentabilidad y por ende los flujos de caja. En
efecto, las primeras señales de una reacción a la caída de los precios del petróleo se
corresponden con una disminución de la actividad de las inversiones a nivel mundial;
las estadísticas han demostrado claramente el dilema de tener que tomar decisiones
para invertir en un clima pesimista de demanda y bajos precios del petróleo; los países
miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) mantienen
preocupación sobre el problema de la incertidumbre de la demanda y el riesgo de
realizar grandes inversiones en capacidad y que las mismas no sean necesarias.
La volatilidad sin precedentes de los precios del petróleo, la cual ha ocurrido desde
“el shock de precios” de 1970 en adelante y particularmente desde que el crudo
comenzó a comercializarse como un commodity en la década de los 80, “ha tenido un
impacto dramático en la industria. Los resultados han afectado severamente los
beneficios de las compañías petroleras, los ingresos de los países exportadores y la
disponibilidad de fondos para invertir”. Seba (2008).
Es importante resaltar que tras su alza a un récord histórico de 150 dólares en Julio
2008 (147,50 dólares en Londres) de acuerdo a las datos estadísticos emitidos por la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), los precios del petróleo
bajaron hasta menos de 38 dólares a finales de Diciembre de ese mismo año, y el
consumo retrocedió en los últimos meses por la carestía de la gasolina y la
desaceleración económica mundial.
Sin embargo, para la Agencia Internacional de Energía (AIE), el nivel actual de los
precios del crudo sólo debe ser un episodio de pocos meses antes de una nueva alza
de las cotizaciones. La baja en la producción de crudo de 1,5 millón de barriles diarios
por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a partir del
mes de noviembre del año 2008, tras haber sido decidida a fines de octubre por el
65
cártel, debe comenzar a producir sus efectos en el mercado y poner fin así a la caída de
los precios del petróleo.
A tal efecto, en su informe sobre las perspectivas energéticas mundiales, estima que
los precios del petróleo volverán a subir por encima de los 100 dólares el barril,
previendo que llegarán a 200 dólares en 2030. La Agencia Internacional de Energía
(AIE) calcula un promedio de 100 dólares el barril para el período 2008-2015, por otro
lado, calcula que el precio medio del barril de petróleo superará los 100 dólares en los
próximos siete años y que a partir de 2030 costará más de 200 dólares, según su
informe de perspectivas. En su anterior informe de pronósticos, apostaba por un
descenso del precio del crudo en torno a los 70 dólares por barril en 2015, antes de
situarse alrededor de los 108 dólares quince años más tarde; considera que “los años
del precio del petróleo barato han pasado”.
“El crudo es un factor clave para la producción de muchos bienes y servicios, y
una gran parte procede de Arabia Saudita, Kuwait y otros países del Oriente próximo.
Gráfico No. 3 Precios del Petróleo ($/bbl)
Elaboración Propia. Fuente: BP Statistical Review 2010
0
20
40
60
80
100
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
$/Bb
l
Dubai Brent Nigeria Forcados West Texas Intermediate
66
Cuando algún acontecimiento reduce la oferta de crudo procedente de esta región, el
precio del petróleo sube en todo el mundo”; Mankiw (1998), aumentan los costos de las
empresas que producen gasolina, neumáticos y otros muchos productos.
2.12.1. Comportamiento de los Precios de Petróleo
En los primeros años del siglo XXI el mercado petrolero parece estar experimentado
un cambio estructural; el precio del petróleo ha mostrado gran volatilidad y una
tendencia al alza, debido al incremento en la demanda mundial de crudo, que no ha
sido compensado por el incremento en la producción. Al parecer, el aumento reciente
en los precios de petróleo no ha sido producto de crisis o de eventos aislados y de
especulación, sino de un cambio estructural.
2.12.2. Fijación del Precio
Los precios se forman debido a ciertas condiciones de equilibrio y concurrencia entre
la oferta y la demanda, y es el elemento que une a los eslabones que lo conforman,
brindando estabilidad a todo el sistema económico. A continuación se analiza algunas
de las relaciones entre el precio - oferta - demanda:
1. El precio tiende a poner en equivalencia la cantidad que los vendedores están
dispuestos a ofrecer a la venta con respecto a la que los compradores desean
adquirir.
2. A menor precio se demanda mayor cantidad de mercancía.
3. Un aumento de la demanda provoca un alza del precio y una extensión de la
oferta; una disminución de la demanda, tiende a provocar una baja del precio y una
contracción de la oferta.
67
4. Un aumento de la oferta tiende a provocar una baja del precio y una extensión
de la demanda; una disminución de la oferta tiende a provocar un alza del precio y
una contracción de la demanda.
A su vez, el precio del petróleo representa un caso típico de incidencia hacia el
crecimiento, la balanza de pagos y el incremento de precios internos de un país, dando
lugar a fuertes oscilaciones en los cambios de los ciclos económicos. En los países
exportadores de petróleo, los efectos de cambio en los precios se revierten a través del
impacto de los ingresos petroleros como parte importante del financiamiento del sector
público y de la oferta de divisas. En éstos, variaciones en los precios inducen por tanto,
a ciclos de auge y recesión, cuya intensidad depende de la importancia de las
exportaciones de petróleo en las exportaciones totales y de los ingresos por petróleo en
el financiamiento del gasto público.
2.12.3. Factores determinantes en el precio del pet róleo
La formación del precio del petróleo es bastante compleja, ya que existen una serie
de factores que inciden de forma directa en este proceso, entre estos se destacan: “las
condiciones económicas, el equilibrio entre la oferta y la demanda en el mercado
petrolero, eventos meteorológicos o geopolíticos y pronósticos financieros.” Alazard-
Toux y Misonnier (2009).
Ahora bien, el crecimiento de la economía el cual está influenciado por el precio del
crudo, se mantiene como elemento predominante; por otra parte resalta la evolución de
la demanda, utilizada para definir la política de reajuste de la oferta de los países
pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), “en vista
que aquellos países que no pertenecen a esta organización se mantienen a su máximo
nivel, esta organización se ve obligada a ajustar su producción en un esfuerzo por
frenar los excesivos incrementos o disminuciones.”. Alazard-Toux y Misonnier (2009).
68
Gráfico No. 4 Factores Determinantes en el Precio
Es bueno observar que, en los países importadores de petróleo, el impacto de
cambios en los precios del petróleo tiene una intensidad variable, dependiendo de las
circunstancias prevalecientes.; en esencia, las dos variables que experimentan efectos
importantes son: la inflación y el crecimiento en los países exportadores e importadores,
fundamentalmente en los Estados Unidos, y en los países de Europa y Japón. El
período de precios altos del petróleo coincide con mayores niveles de inflación, lo que
ha permitido tasas de interés también mayores en relación a periodos previos.
Además, el creciente involucramiento de intermediarios y otros especuladores en el
mercado de “commodities” como petróleo, ha añadido volatilidad a los precios; así
mismo, la devaluación del dólar respecto al euro y al yen desde 2002, ha inducido a los
miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a mantener
un precio alto para compensarlos por el impacto negativo de la caída del dólar en la
paridad de poder de compra del dólar, cabe señalar que, a finales de 2005, los
Fuente: IFP Nouvelles. Panorama 2009
Elaboraciòn Propia
Demanda
Oferta
Oferta No OPEP
CostoMarginal
PolíticasOPEP
Precio del Petróleo(US$)
CrecimientoEconómico
Tasa de CambioUS$
Impuestos ysubsidios
Costo de Serviciosy Equipos
Incertidumbre Mercado
Financiero
Condiciones Económicas Equilibrio de la Oferta y Demanda en el mercado de crudo
Eventos meteorológicos o geopolíticosí Pronósticos Financieros
69
huracanes Katrina y Rita tuvieron un efecto sensible en la oferta de crudo en el corto
plazo.
Se explica así que al aplicar el concepto de la Ley de la Oferta y la Demanda, los
aumentos en precio permitieron: 1) reducir el consumo de crudo ajustando la demanda
y evitando desabastecimiento y 2) que otras tecnologías fueran económicamente
viables y así mitigar la demanda de crudo. En la medida que esto sucede, se permite
fortalecer la seguridad energética al existir oferta disponible, aunque sea a mayor
precio.
En vista de lo antes expuesto, los precios del petróleo y sus productos derivados
están afectados por una serie de factores, a saber (Seba 2008, p.45):
• Oferta y demanda mundial de crudo.
• Oferta y demanda de los derivados de crudo
• Tarifas de transporte
• Competencia en los mercados de crudo
• Competencia en los mercados regionales y domésticos de productos derivados.
Por último, todos éstos juegan un papel determinante en el precio final cargado a los
consumidores y el rol que cada uno de estos elementos juegan puede cambiar en el
tiempo; esto hace que los mercados presenten un alto grado de complejidad
dificultando la determinación un precio teórico como parte de un mecanismo para
regular los mercados, porque el precio teórico es diferente del precio de mercado y el
precio de mercado en algunas casos no es justo.
2.12.4. Clasificación del Precio del Petróleo
Para llevar a cabo la comercialización del petróleo crudo y sus derivados,
dependiendo de las condiciones del mercado, costos de producción, aspectos fiscales,
equilibrio de la oferta y la demanda, entre otros, es imperante valorizar el crudo; como
consecuencia de esto; “desde el inicio de la industria del petróleo, el “elemento precio
70
del petróleo”, se convirtió en un factor determinante del comportamiento general de la
economía mundial” D´Orazio (2008) ; por lo tanto, el precio del petróleo crudo y sus
derivados se han clasificado universalmente, utilizando para ello los términos que se
detallan y definen:
1. Precio de Cotización: Es el precio de la oferta por el petróleo crudo y/o sus
derivados, sujeto a las condiciones cambiantes del mercado y al nivel de sus costos
de producción. Este precio no refleja el valor real o final de la venta, sino la
predisposición a comercializarlo, como consecuencia de los costos incurridos en las
operaciones de producción, refinación y transporte y calidad del petróleo extraído.
Estos precios son publicados en las principales bolsas y mercados donde se
comercializa el petróleo así como en las principales revistas especializadas a nivel
mundial, al igual que en las páginas web del mundo dedicadas a la actividad de
hidrocarburos.
2. Precios de Liquidación: se refieren a los precios en que son cotizados los
diferentes crudos estadounidenses en la costa del Golfo de México y son utilizados
por el Estado Venezolano como precio base para el cálculo de las regalías
petroleras, así se paguen en especie o en efectivo.
3. Precios de Realización: son los precios reales de venta de los hidrocarburos, los
cuales varían por circunstancias tales como: situaciones cambiantes del mercado,
variaciones entre la relación oferta-demanda de crudos y productos; tipos de
contrato del compra-venta utilizados por los diferentes actores del mercado; calidad
del crudo extraído y/o de los productos comercializados; disponibilidad (inventarios)
de crudos y productos, tanto de los países productores como de los consumidores,
perturbación del entorno geopolítico, estacionalidad, entre otros.
4. Precios de Referencia: se refieren a una escala arbitraria de precios de petróleos
crudos y sus derivados, prefijado por el Estado Venezolano y la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) , con el objeto de gravar las ganancias
obtenidas por las empresas operadores propias o foráneas, a fin de calcular el
Impuesto sobre la Renta (ISLR).
71
2.13. Cesta de Crudos Referencial de Precios de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP)
El precio al cual se cotiza cualquier producto transable (commodity) es importante
tanto para quien lo produce como para quien lo consume, y más aún si éste es
petróleo. En los últimos tiempos ha sido difícil predecir o estimar el precio del petróleo;
sin embargo, se conoce que el patrón de estimación aún sigue vigente, y que
existiendo infinidad de factores que pueden modificar el precio, sigue prevaleciendo la
calidad del crudo a comercializar, a mejor calidad mayor precio.
Por su parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) intenta
mantener los precios de su cesta entre unos límites superior e inferior, subiendo o
bajando su producción; esto crea una importante base de trabajo para los analistas de
mercados; quienes utilizan el precio de esta cesta para monitorear las condiciones del
mercado mundial; los precios de la Cesta OPEP son más bajos porque el petróleo
comercializado de algunos de los países que conforman la organización poseen alto
contenido de azufre, haciendo que éstos sean “ácidos” y por eso son poco utilizados
para obtener gasolina, si se compara con los precios de los crudos referenciales Brent
y West Texas Intermediate (WTI).
A su vez, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) fija sus
decisiones de política petrolera con la vista fija en la denominada cesta OPEP, la cual
estaba inicialmente definida por la media aritmética de siete (7) variedades de crudo a
saber: 1. Saharan Blend (Argelia), 2. Minas (Indonesia); 3. Bonny Light (Nigeria), 4.
Arab Light (Arabia Saudí); 5. Dubai (Emiratos Árabes Unidos), 6. Tia Juana Light
(Venezuela) y 7. Isthmus (México).
De allí que, a partir de Junio del 2005 la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP) en su Reporte Mensual del Mercado Petrolero de Junio del 2005,
introdujo una nueva cesta referencial de precios la cual está constituida por los
siguientes crudos: 1. Saharan Blend (Argelia), 2. Minas (Indonesia), 3. Iran Heavy
72
(Republica Islámica de Irán), 4. Basra Light (Iraq), 5. Kuwait Export (Kuwait), 6. Es
Sider (Libia), 7. Bonny Light (Nigeria), 8. Qatar Marine (Qatar), 9. Arab Light (Arabia
Saudita), 10. Murban (Emiratos Arabes Unidos), 11. Bolívar Costa Field BCF 17
(Venezuela). El crudo Girassol (Angola) se incluyó a partir de 2007, Oriente (Ecuador)
incluido a partir del 19 de Octubre de 2007 y Merey (Venezuela) el cual reemplaza al
BCF-17 a partir de enero 2009.
Gráfico No. 5 Precios del Crudo y Producción OPEP 1982-2009
Como la cesta OPEP está compuesta por una mayoría de crudos de calidad media-
baja, suele cotizar con un fuerte descuento con respecto a los crudos de alta calidad.
Dentro de los crudos marcadores de más alta calidad se encuentran el Brent Dated
(BRD) y el West Texas Intermediate (WTI) como se indicó anteriormente. “La
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) busca crear precios del
petróleo favorables a sus miembros asignando cuotas de producción a las naciones
miembros con el objetivo de limitar la oferta de crudo disponible en el mercado
mundial”. Pirog (2008). La disponibilidad del sistema de cuotas para controlar el precio
Elaboración Propia.
Fuente: International Energy Agency. Annual Statistical Suplemment 2010.
BP Statistics Review of World Energy2010.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
19
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90
100
$/bb
lProducción Cesta Opep Brent WTI
73
ha sido cuestionada porque los miembros están propensos a producir mas allá de los
niveles de producción asignados.
2.14. Cesta Petrolera Venezolana
El Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo publicó en Gaceta Oficial
número 38.563, del 14 de noviembre de 2006, la resolución número 314 con la cual se
establecieron cinco fórmulas para calcular los precios de liquidación de regalías por tipo
de crudo referencial: Santa Bárbara, Mesa 30, Merey 16, Boscán y extrapesado.
Aunado a lo anterior, para calcular la regalía que le corresponde pagar a cada
negocio según el tipo de crudo extraído se pueden establecer mezclas entre estas
segregaciones. Según el artículo 3 de la resolución, la medición de los hidrocarburos
extraídos será más rigurosa y estará bajo supervisión constante del Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (MENPET). "Las empresas que realizan actividades
primarias en el país deberán contar con sistemas de medición cuya tecnología y
ubicación sea aprobada por el Ministerio".
En cuanto al sistema de formación de precios, el Banco Central de Venezuela,
publicó en su página web la metodología utilizada para la determinación de los crudos
de referencia y su correspondiente fórmula de precios:
“La fórmula para establecer el precio de un determinado crudo se anuncia en los primeros días del mes previo al llenado del carguero, dicha fórmula establece un diferencial de precio entre el crudo vendido y un crudo marcador de referencia, este último se selecciona en función de la región a la que se va a destinar el carguero. El objetivo es asignar al crudo un precio que resulte competitivo con las diferentes alternativas que el comprador tiene en la región de destino hacía la cual se está pactando la negociación. Para llegar a la fórmula, se selecciona la serie de reportes diarios de precios que refleje el precio de los crudos que compiten en dicha región. La serie de precios seleccionada se conoce como crudo marcador o de referencia regional. “
“Dado que cada transacción comercial es única y diferente, el mercado físico de petróleo, por sí solo, no suministra una serie continua de precios, es por ello que existen agencias de información como Platts y Argus que realizan
74
evaluaciones independientes y reportan series de precios que puede ser utilizadas como marcador. “
“En la actualidad, los principales crudos de referencia para el mercado petrolero son el West Texas Intermediate (WTI de calidad 40°API), el Brent Fechado (38° API) y el Dubai (32° API), siendo su zona de influencia el mercado norteamericano, el europeo y la región Asia Pacífico, respectivamente. Los diferenciales de un determinado crudo en cada mercado van a estar en función de las diferencias de calidad y de costos de refinación y transporte entre el petróleo en cuestión y el petróleo de referencia utilizado. En el caso de los crudos venezolanos de exportación, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA) vende directamente a sus socios y, el precio final (precio de realización) generalmente se establece en función del rendimiento del crudo de acuerdo a su calidad y puede incluir descuentos.”
Dado que los precios de los diferentes crudos comercializados en el mercado
petrolero internacional se determinan, en gran parte, en función de los precios de los
crudos de referencia regionales, entender las particularidades que condicionan su
comportamiento resulta muy útil para comprender el proceso de formación de los
precios en el ámbito internacional.
Es de recordar que la cesta petrolera venezolana tiene características propias tales
como: un contenido alto de azufre y una gravedad mediana tendiendo a pesada. Por
otra parte, el crudo referencial para la cesta venezolana es el West Texas Intermediate
(WTI), razón por la cual el precio de ésta es menor que el precio del crudo de
referencia. Cabe resaltar, que Venezuela comercializa siete (7) tipos de crudos en el
mercado internacional, a través de la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP); de estos hidrocarburos los que más se destacan por su valor son el Merey,
BCF17 (Bolívar Coast Field), Bachaquero y Tía Juana Light, provenientes de los
campos petrolíferos del occidente venezolano y además componen más del 30% de la
producción petrolera nacional.
Es importante destacar, que la mayor parte de la dieta petrolera venezolana
comercializada está compuesta de crudos que van desde los 10° API hasta 39° API;
mientras que los crudos pesados y extrapesados (con gravedades que van desde 10 y
22.3° API) se envían a mercados secundarios para ser procesados.
75
Históricamente y como parte de su rol en el mercado internacional de petróleo; los
miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), han entrado
en acuerdos para reducir la producción de crudo. Estos acuerdos han incrementado los
precios globales de crudo bajando la oferta global de producción.
Así mismo, desde el mes de julio de 2005 hasta el mes de octubre de 2006, el tope
de producción asignado a Venezuela por dicha organización era de 3.223 MBD. En
noviembre de 2006 se acordó en el seno de la misma un recorte estratégico de 1.200
MBD, al cual se le agregaron 500 MBD más en reunión extraordinaria de diciembre de
2006. En septiembre de 2007 se acordó un incremento de 500 MBD para que la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), sin incluir a las Repúblicas
de Angola e Irak, pudiese colocar en el mercado 27.253 MBD. En julio de 2008 se
acordó en Viena una reducción de 2.200 MBD, de los cuales la cuota correspondiente
para Venezuela fue de 199 MBD. Esta reducción entró en vigencia el 1 de enero de
2009.
En cuanto a los precios del crudo, estos estuvieron en promedio influenciados por
una tendencia alcista, a pesar de los esfuerzos de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) por estabilizar el mercado. En el año 2008, la cesta
OPEP se elevó a 94,53 $/Bl, representando un incremento de 25,48 $/Bl con respecto
al alcanzado en el año 2007.
Este incremento en los precios del petróleo se debió, fundamentalmente, al
crecimiento sostenido de la demanda en los países asiáticos, acuerdo de recorte de
producción de la organización, persistencia de las tensiones geopolíticas en el Medio
Oriente y África, problemas de producción en África, y a movimientos especulativos en
los mercados a futuro. El precio promedio de la cesta de exportación venezolana para
el año 2008 fue de 85,36 $/Bl, esto es 22,68 $/Bl por encima del año anterior (62,68
$/Bl).
76
De allí que los descensos de los precios, y en general la volatilidad del mercado, han
afectado la economía venezolana desde el inicio del desarrollo de la industria en 1920,
en este sentido, el precio de la cesta de exportación de crudo venezolano ha reflejado
los altibajos del mercado petrolero internacional, reflejándose dicho impacto en los
resultados financieros consolidados de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) ya que
sus ingresos dependen, básicamente, del volumen de exportación de crudo y del nivel
de precios de los hidrocarburos. El nivel de producción de crudo y los desembolsos de
inversión necesarios para alcanzar los niveles de producción han sido los principales
factores determinantes en los resultados financieros y operacionales.
Cuadro No. 3 Precio Promedio por Unidad y Costos de Producción
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)Precio Promedio por unidad y costos de producción
2006 2007 2008 2009 2010
Precios promedio de ventas 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Precio cesta de exportación, por barril 17.96 22.13 26.55 24.60 31.05Variación (%) - 23% 20% -7% 26%
Precio cesta de gas, por barril 6.53 7.04 9.43 7.03 4.00Variación (%) - 8% 34% -25% -43%
Costos promedios de producción por barril de petról eoequivalente
Costos promedios de producción, por barril de petró leo equivalente, excluyendo empresas mixtasFuente: Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007, 2006
Elaboración Propia
Años terminados el 31 de diciembre deDólares
5.64
6.334.34
5.235.704.884.01
5.537.104.93
Debido a esto, los ingresos fiscales aportados por la industria petrolera han venido
experimentando una merma sistemática desde el segundo shock petrolero de 1970-80.
Una caída significativa ocurrió en 1986, como resultado de la sobreproducción y la
guerra de precios entre países de la OPEP. Desde entonces, solamente se han
registrado aumentos puntuales, ocasionados por conflictos regionales (la Guerra del
Golfo de 1990) y acuerdos para reducir la producción (1999).
Particularmente, los años setenta fue una época de grandes inversiones que se
tradujeron en mejor calidad de vida para la población. Sin embargo, en los años
77
ochenta y noventa los precios en términos reales han venido en descenso, mientras la
población ha aumentado. Cuando han ocurrido ingresos extraordinarios por subida de
precios, el Estado ha generado cuentas de gastos corrientes que después, cuando los
precios del petróleo bajan, se convierten en cuentas que aumentan al déficit fiscal. Se
estima que cada dólar que pierde la cesta venezolana se traduce en casi mil millones
de dólares que el fisco deja de percibir.
2.15. Rentabilidad
La rentabilidad es uno de los conceptos más importantes en las empresas modernas
y más utilizado por la comunidad de negocios; como lo define Gitman (2000), “es un
concepto que se aplica a toda acción económica en la que se movilizan unos medios,
materiales, humanos y financieros con el fin de obtener unos resultados”.
En la literatura económica se denomina rentabilidad a la medida del rendimiento que
en un determinado período de tiempo producen los capitales utilizados en el mismo.
Esto supone según Van Horne (2000), “la comparación entre la renta generada y los
medios utilizados para obtenerla con el fin de permitir la elección entre alternativas o
juzgar la eficiencia de las acciones realizadas”. La rentabilidad es la remuneración al
capital invertido; expresándose en porcentaje sobre dicho capital; si se aplica a un
activo, es su cualidad de producir un beneficio o rendimiento habitualmente en dinero.
Por su parte Gitman (2003), indica que la importancia del análisis de la rentabilidad
viene determinada porque, “aún partiendo de la multiplicidad de objetivos a que se
enfrenta una empresa, basados unos en la rentabilidad o beneficio, otros en el
crecimiento, la estabilidad e incluso en el servicio a la colectividad”, para Sánchez
(2002), en todo análisis empresarial el centro de la discusión tiende a situarse en “la
polaridad entre rentabilidad y seguridad o solvencia como variables fundamentales de
toda actividad económica”.
Similarmente, Gitman (2003) dice que “la rentabilidad es la relación entre ingresos y
costos generados por el uso de los activos de la empresa en actividades productivas.
78
La rentabilidad de una empresa puede ser evaluada en referencia a las ventas, a los
activos, al capital o al valor accionario”. Por otra parte, Aguirre y col. (1997) consideran
“la rentabilidad como un objetivo económico a corto plazo que las empresas deben
alcanzar, relacionado con la obtención de un beneficio necesario para el buen
desarrollo de la empresa”.
Sin embargo, aunque el término se utiliza de forma muy variada y son muchas las
aproximaciones doctrinales que inciden en una u otra faceta de la misma, en sentido
general se denomina rentabilidad a la medida del rendimiento que en un determinado
periodo de tiempo producen los capitales utilizados en el mismo. Es decir, los límites
económicos de toda actividad empresarial son la rentabilidad y la seguridad,
normalmente objetivos contrapuestos, ya que la rentabilidad, en cierto modo, es la
retribución al riesgo y, consecuentemente, la inversión más segura no suele coincidir
con la más rentable. Sin embargo, es necesario tener en cuenta que, por otra parte, el
fin de solvencia o estabilidad de la empresa está íntimamente ligado al de rentabilidad,
en el sentido de que la rentabilidad es un condicionante decisivo de la solvencia, pues
la obtención de rentabilidad es un requisito necesario para la continuidad de la
empresa.
En este punto, Sánchez (2002) señala además que la base del análisis económico-
financiero se encuentra en la cuantificación del binomio rentabilidad-riesgo, que se
presenta desde una triple funcionalidad: análisis de la rentabilidad, análisis de la
solvencia, entendida como la capacidad de la empresa para satisfacer sus obligaciones
financieras (devolución de principal y gastos financieros), consecuencia del
endeudamiento, a su vencimiento, y análisis de la estructura financiera de la empresa
con la finalidad de comprobar su adecuación para mantener un desarrollo estable de la
misma.
En este aspecto, “los indicadores referentes a rentabilidad, tratan de evaluar la
cantidad de utilidades obtenidas con respecto a la inversión que las originó, ya sea
considerando en su cálculo el activo total o el capital contable”, Guajardo (2002). Se
puede decir entonces que es necesario prestar atención al análisis de la rentabilidad
79
porque las empresas para poder sobrevivir necesitan producir utilidades al final de un
ejercicio económico, ya que sin ella no podrán atraer capital externo y continuar
eficientemente sus operaciones normales.
Por otro lado, con relación al cálculo de la rentabilidad, Brealey y Myers (1998)
describen que los analistas financieros utilizan índices de rentabilidad para juzgar cuan
eficientes son las empresas en el uso de sus activos. En su expresión analítica, la
rentabilidad contable va a venir expresada como cociente entre un concepto de
resultado y un concepto de capital invertido para obtener ese resultado.
Cuadro No. 4 Estado de Resultados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)Estados Consolidados de Resultados IntegralesAños terminados el 31 de diciembre de 2010 2009 2008 2007 2006
Operaciones continuas:Ingresos Totales 94,929 73,819 125,499 96,242 99,267
Ventas de petróleo crudo y sus productos:Exportaciones y en el exterior, netas 92,744 70,636 122,488 93,820 96,779En Venezuela 1,400 2,646 2,804 2,357 2,233Ingresos por servicios y otros 785 537 207 65 255
Menos: Costo de Venta 36,849 25,932 44,600 28,137 38,778Compras de petróleo crudo y sus productos, netas 36,849 25,932 44,600 28,137 38,778
Margen de Utilidad Bruta 58,080 47,887 80,899 68,105 60,489
Menos: Gastos OperativosGastos de operación 11,892 15,235 16,206 14,958 14,820Gastos de exploración 147 247 375 154 100Depreciación, agotamiento y amortización 6,037 5,751 5,210 4,018 3,652Deterioro de activos 0 0 0 0 (93)Gastos de venta, administración y generales 3,729 4,985 4,982 2,702 2,184
Total Gastos Operativos 21,805 26,218 26,773 21,832 20,663
Margen de Utilidad Operativa 36,275 21,669 54,126 46,273 39,826
Menos: Gastos FinancierosIngresos financieros (419) (5,873) (1,580) (566) 0Gastos financieros 8,810 835 1,780 1,067 267Participación en resultados netos de afiliadas y entidadescontroladas de forma conjunta 184 139 (153) 0 0Ganancia en venta de grupo de activos y pasivosmantenidos para la venta 0 0 (998) (641) 0Otros egresos (ingresos), neto 1,988 1,192 2,547 (127) 361Ganancia (pérdida) de operaciones descontinuadas, neta de impuesto (558) (1,274) (655) 101 0Diferencias en conversión de operaciones extranjeras 38 104 (78) 0 0Participación Patrimonial en resultados netos de afiliadasy entidades controladoras de forma conjunta 0 0 0 732 1,072Ganacia en venta de inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P. 0 0 0 0 1,432
Total Gastos Financieros 11,083 (2,537) 2,329 (1,100) (1,876)
Utilidad Neta Antes de Impuestos 25,192 24,206 51,797 47,373 41,702
Menos: ImpuestosRegalías, impuesto de extracción y otros impuestos 11,218 12,884 23,371 21,981 18,435Aportes y contribuciones para el desarrollo social 6,923 3,514 14,733 7,341 13,784Contribuciones al FONDEN 0 0 0 6,761 0Impuesto sobre la renta 3,849 3,310 4,280 5,017 4,031
Total Impuestos 21,990 19,708 42,384 41,100 36,250
Margen de Utilidad Neta 3,202 4,498 9,413 6,273 5,452
Años terminados el 31 de diciembre de
(Millones de Dólares)
80
En relación a esto, Guajardo (2002) dice que el estado de resultados es el principal
medio para medir la rentabilidad de una empresa a través de un período, ya sea de un
(1) mes, tres (3) meses o un (1) año. En estos casos, el estado de ganancias y pérdidas
debe mostrarse en etapas, ya que al restar a los ingresos los costos y gastos del
periodo se obtienen diferentes utilidades hasta llegar a la utilidad neta. Esto no quiere
decir que se excluirá el balance general a la hora del hacer un análisis financiero,
puesto que para evaluar la operación de un negocio es necesario analizar
conjuntamente los aspectos de rentabilidad y liquidez, por lo que es necesario elaborar
tanto el estado de resultados como el estado de cambios en la posición financiera o
balance general.
Cuadro No. 5 Balance General
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)Estados Consolidados de Resultados Integrales 2006 2007 2008 2009 2010Años terminados el 31 de diciembre deActivoPropiedades, plantas y equipos, neto 42,503 52,436 73,010 83,457 87,632Inversiones en afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 2,503 2,088 1,935 1,899 1,669Impuesto diferido activo 3,443 5,343 7,725 10,673 9,166Cuentas por cobrar y otros activos 3,659 4,167 3,607 3,210 3,446Creditos fiscales por recuperar, neto de porción corriente 776 2,230 0Efectivo restringido 1,928 1,743 1,773 1,649 604Total activo no corriente 54,812 68,007 88,050 100,888 102,517
Inventarios 7,003 8,470 8,678 8,502 8,938Créditos fiscales por recuperar 3,460 3,346 6,344 7,615 4,916Documentos y cuentas por cobrar 9,546 11,225 10,810 14,330 20,028Gastos pagados por anticipado y otros activos 2,985 7,721 9,279 10,870 5,968Efectivo restringido 848 1,555 347 415 1,678Efectivo y equivalentes de efectivo 1,875 3,325 4,483 6,981 6,017Activos mantenidos para la venta 0 3,245 3,841 0 1,703Total activo corriente 25,717 38,887 43,782 48,713 49,248Total activo 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765
PatrimonioCapital social 39,094 39,094 39,094 39,094 39,094Reservas legales y otras 8,860 8,860 14,677 17,625 16,118Ganancias (pérdidas) retenidas 1,245 4,150 3,876 3,360 6,475Dividendos pagados (1,716) (1,908) (2,000) (2,000) (1,000)Aporte adicional del Accionista 3,233 3,010 7,828 7,243 5,243Toital patrimonio atribuible al Accionista 50,716 53,206 63,475 65,322 65,930Intereses minoritarios 2,387 2,856 8,038 9,067 9,384Total patrimonio 53,103 56,062 71,513 74,389 75,314
PasivoDeuda financiera 2,262 13,634 13,780 18,941 21,346Beneficio a los empleados y otros beneficios post-retiro 1,731 2,508 5,277 6,926 4,625Impuesto diferido pasivo 2,089 2,402 1,702 2,156 2,133Provisiones 0 0 2,694 3,090 3,044Acumulaciones y otros pasivos 2,189 1,812 2,480 2,059 1,207Total pasivo no corriente 8,271 20,356 25,933 33,172 32,355
Deuda financiera 0 2,977 1,698 2,956 3,604Beneficio a los empleados y otros beneficios post-retiro 374 490 476 553 626Cuentas por pagar a proveedores 6,379 3,111 7,556 7,016 10,902Porción circulante de la deuda a largo plazo 652 0 0 0 0Impuesto sobre la renta por pagar 2,487 3,048 2,047 2,545 5,878Provisiones 0 0 3,178 3,145 2,203Acumulaciones y otros pasivos 9,263 20,085 17,614 25,825 20,883Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta 0 765 1,817 0 0Total pasivo corriente 19,155 30,476 34,386 42,040 44,096Total pasivo 27,426 50,832 60,319 75,212 76,451Total patrimonio y pasivo 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010. 0 0 0 0 0Elaboración Propia
Años terminados el 31 de diciembre de
(Millones de Dòlares)
81
Por lo tanto, el Estado de Resultados como el Balance General son necesarios para
construir indicadores de rentabilidad, ya que no sólo se requiere de información
relacionada con resultados, ingresos o ventas, sino también es necesario disponer de
información relacionada con la estructura financiera, básicamente con los activos y el
capital invertido. Todos los índices de rentabilidad que se construyan a partir de los
estados financieros ya mencionados, permitirán medir la eficiencia con que se ha
manejado la empresa en sus operaciones, principalmente en el manejo del capital
invertido por los inversionistas.
La importancia del análisis de la rentabilidad es consecuencia de la multiplicidad de
objetivos a los que toda empresa debe afrontar día a día, bien sea, aquellos basados en
el beneficio, otros en crecimiento, la estabilidad e incluso en el servicio al colectivo, por
lo tanto, la base del análisis económico-financiero se encuentra en la cuantificación de
la “relación entre los ingresos y costos generados por el uso de los activos de la
empresa” Gitman (2003) en actividades productivas, la capacidad de la empresa para
satisfacer sus obligaciones financieras y la estructura financiera de la empresa con la
finalidad de comprobar su adecuación para mantener un desarrollo y continuidad de la
empresa.
En este aspecto, Taylor y Harrison (1991) indican que las estrategias para el
crecimiento rentable deben ser parte clave de cualquier proceso de planeación
integrado, aún cuando la primera prioridad de la organización sea la supervivencia
mediante la contracción. La creación de una plataforma para el crecimiento productivo
puede llevarse a cabo paralelamente a una contracción estratégica. En muchos casos,
empresas que habían sobrevivido y conseguido nuevamente cierta estabilidad, se
dieron entonces a examinar estrategias para el crecimiento rentable.
Para Gitman (2003) una de las principales responsabilidades del administrador
financiero es “revisar y analizar las decisiones de inversión propuestas para asegurarse
de que sólo se realicen aquellas que contribuyan positivamente al valor de la empresa,
obviamente solo se deben realizar aquellas inversiones que impulsen el crecimiento del
precio de las acciones”; por otra parte Gitman (2003) también menciona otro tipo de
82
decisiones financieras, tales como: el costo de capital, el apalancamiento y la política de
dividendos como decisiones financieras a largo plazo y la administración de activos
circulantes y pasivos circulantes como decisiones financieras a corto plazo.
Según Chávez (2005) afirma que la rentabilidad “es uno de los indicadores
financieros más relevantes, sino el más importante, para medir el éxito de un negocio”;
agrega que “una rentabilidad sostenida combinada con una política de dividendos
cautelosa, conlleva a un fortalecimiento del patrimonio”. Para complementar los
expuesto anteriormente, Anthony y Govindarajan (2003) mencionan que habitualmente,
en una empresa “el beneficio es el objetivo más importante, por ello es tan necesario el
cálculo de la rentabilidad”.
2.16. Rentabilidad Económica y Financiera
Tradicionalmente, los ratios de rentabilidad se han venido empleando con la finalidad
de analizar la capacidad de generación de resultados, comparando una medida de éste
(resultado contable, flujo de caja, o cualquier otro indicador) con una medida de
dimensión (cifra de negocios, activos totales, recursos propios, etc.). No obstante, una
primera cuestión que debe abordarse es si el empleo de ratios convencionales es el
mejor instrumento para describir y analizar este esencial atributo corporativo o si, por el
contrario, pueden emplearse otras medidas alternativas, como el crecimiento relativo
del precio de mercado de las acciones, el dividendo por acción y su evolución temporal,
entre otras.
Aunque cualquier forma de entender los conceptos de resultado e inversión
determinaría un indicador de rentabilidad, el estudio de la rentabilidad en la empresa se
puede realizar en dos niveles, en función del tipo de resultado y de la inversión
relacionada con el mismo que se considere, para ello se hace necesario construir
indicadores a partir del Estado de Ganancias y Pérdidas y el Balance General, ya que al
conocer la información relacionada con resultados, ingresos, así como la estructura
financiera relacionada con los activos y el capital invertido, permitirán medir la eficiencia
83
con la cual se ha manejado la empresa en sus operaciones, principalmente en el
manejo del capital invertido por los inversionistas.
Para Sánchez (2002), un primer nivel de análisis conocido como rentabilidad
económica o del activo, en el que se relaciona un concepto de resultado conocido o
previsto, antes de intereses, con la totalidad de los capitales económicos empleados en
su obtención, sin tener en cuenta la financiación u origen de los mismos, por lo que
representa, desde una perspectiva económica, el rendimiento de la inversión de la
empresa. Este tipo de rentabilidad mide el rendimiento de los activos de una empresa
en un período determinado, independientemente de la forma en que se hayan
financiado dichos activos, es decir, sin importar si la empresa es dueña de sus activos o
estos están financiados total o parcialmente.
Y un segundo nivel, la rentabilidad financiera, en el que se enfrenta un concepto de
resultado conocido o previsto, después de intereses, con los fondos propios de la
empresa, y que representa el rendimiento que corresponde a los mismos. La relación
entre ambos tipos de rentabilidad vendrá definida por el concepto conocido como
apalancamiento financiero, que, bajo el supuesto de una estructura financiera en la que
existen capitales ajenos, actuará como amplificador de la rentabilidad financiera
respecto a la económica siempre que esta última sea superior al coste medio de la
deuda, y como reductor en caso contrario.
2.16.1. Rentabilidad Económica
La Rentabilidad Económica es una sencilla y poderosa herramienta de monitoreo
para conocer la capacidad que tiene una empresa de utilizar eficientemente sus
recursos y generar valor. Es un indicador que resume, con elocuencia y fidelidad, el
rendimiento que se asocia, intrínsecamente, a la operación de una empresa.
Así, la rentabilidad económica se convierte en un indicador básico para juzgar la
eficiencia en la gestión empresarial, pues es precisamente el comportamiento de los
activos, con independencia de su financiación, el que determina con carácter general
84
que una empresa sea o no rentable en términos económicos. Además, el no tener en
cuenta la forma en que han sido financiados los activos permitirá determinar si una
empresa no rentable lo es por problemas en el desarrollo de su actividad económica o
por una deficiente política de financiación.
Por lo tanto, la rentabilidad económica es mejor en la medida que la utilidad de
operación repone el costo de la inversión requerida entre mayor utilidad de operación,
en relación a lo invertido es mejor. El cálculo de este indicador, sobre todo una vez que
se ha comparado con el costo de capital de la empresa de que se trate, manifiesta la
capacidad de aprovechar, con eficiencia, los recursos disponibles, mientras más alto el
valor numérico de la Rentabilidad Económica, mayor capacidad de la empresa para
generar valor.
En este sentido, si la rentabilidad económica, fuera inferior al costo de capital, la
empresa estaría en condiciones precarias pues no tendría capacidad para resarcir a los
accionistas por el dinero invertido en ella; para incrementar la rentabilidad económica,
sólo hay tres caminos: a) mejorar la utilidad de operación, b) revisar los activos de la
empresa para disminuir aquello que no sea de utilidad c) o una combinación de ambas
posibilidades.
Para Van Horne (2000), indica que “la rentabilidad económica o de la inversión es
una medida, referida a un determinado período de tiempo, del rendimiento de los
activos de una empresa con independencia de la financiación de los mismos”. De aquí
que, según la opinión más extendida, la rentabilidad económica sea considerada como
una medida de la capacidad de los activos de una empresa para generar valor con
independencia de cómo han sido financiados, lo que permite la comparación de la
rentabilidad entre empresas, sin que la diferencia en las distintas estructuras
financieras, puesta de manifiesto en el pago de intereses, afecte el valor de la
rentabilidad.
El autor antes mencionado considera que la rentabilidad económica se erige así en
indicador básico para juzgar la eficiencia en la gestión empresarial, pues es
85
precisamente el comportamiento de los activos, con independencia de su financiación,
el que determina con carácter general que una empresa sea o no rentable en términos
económicos. Además, el no tener en cuenta la forma en que han sido financiados los
activos permitirá determinar si una empresa no rentable lo es por problemas en el
desarrollo de su actividad económica o por una deficiente política de financiación.
De esta manera, para calcular la rentabilidad económica debe conocerse el
Resultado antes de Intereses e Impuestos, el cual se obtiene de los estados
financieros. El activo total se maneja como promedio porque puede haber cambios del
mismo a lo largo del período, por lo tanto la fórmula para el cálculo de este indicador se
define como:
Utilidad Antes de Interes e Impuestos
Inversión Neta
Rentabilidad Económica
=
El resultado antes de intereses e impuestos suele identificarse con el resultado del
ejercicio prescindiendo de los gastos financieros que ocasiona la financiación ajena y
del impuesto de sociedades. Según Gitman (2002) “al prescindir del gasto por impuesto
de sociedades se pretende medir la eficiencia de los medios empleados con
independencia del tipo de impuestos, que además pueden variar según el tipo de
sociedad”.
Por otra parte, Van Horne y Wachowicz (2002), mencionan que “el rendimiento sobre
la inversión determina la eficiencia global en cuanto a la generación de utilidades con
activos disponibles; lo denomina el poder productivo del capital invertido” y se calcula
mediante la siguiente fórmula:
Utilidad Neta Despues de Interes e Impuestos
Inversión Neta Rentabilidad Económica
=
86
2.16.2. Rentabilidad Financiera
La rentabilidad financiera es el rendimiento de los capitales que son propios de la
empresa en un período determinado, este tipo de rentabilidad permite dar información
precisa a los accionistas de la empresa, acerca de la forma y monto en que se generan
los ingresos propios de la empresa.
En este punto, Sánchez (2002) explica que la rentabilidad financiera o del capital,
Return On Equity (ROE) por sus siglas en inglés ó Retorno sobre el Capital (RSC), es
una medida, referida a un determinado período de tiempo, del rendimiento obtenido por
esos capitales propios, generalmente con independencia de la distribución del
resultado; por lo tanto puede considerarse así una medida de rentabilidad más cercana
a los accionistas o propietarios que la rentabilidad económica, y de ahí que
teóricamente, y según la opinión más extendida, sea el indicador de rentabilidad que los
directivos buscan maximizar en interés de los propietarios.
Además, una rentabilidad financiera insuficiente supone una limitación por dos vías
en el acceso a nuevos fondos propios; primero, porque ese bajo nivel de rentabilidad
financiera es indicativo de los fondos generados internamente por la empresa; y
segundo, porque puede restringir la financiación externa.
En este sentido, Sánchez (2002) agrega que la rentabilidad financiera debería estar
en consonancia con lo que el inversor puede obtener en el mercado más una prima de
riesgo como accionista. Sin embargo, esto admite ciertas matizaciones, puesto que la
rentabilidad financiera sigue siendo una rentabilidad referida a la empresa y no al
accionista, ya que aunque los fondos propios representen la participación de los socios
en la empresa, en sentido estricto el cálculo de la rentabilidad del accionista debería
realizarse incluyendo en el numerador magnitudes tales como beneficio distribuible,
dividendos, variación de las cotizaciones, entre otras, y en el denominador la inversión
que corresponde a esa remuneración, lo que no es el caso de la rentabilidad financiera,
que, por tanto, es una rentabilidad de la empresa.
87
Es por ello que, la rentabilidad financiera es un concepto de rentabilidad final que al
contemplar la estructura financiera de la empresa (en el concepto de resultado y en el
de inversión), viene determinada tanto por los factores incluidos en la rentabilidad
económica como por la estructura financiera consecuencia de las decisiones de
financiación y evalúa la rentabilidad obtenida por los propietarios de una empresa y su
fórmula es la siguiente:
Utilidad Neta Despues de Interes e Impuestos
Recursos Propios Medios Rentabilidad
Financiera =
De allí que, este cálculo permite medir la capacidad de la empresa para la
remuneración de sus accionistas, que puede ser vía dividendos o mediante la retención
de los beneficios, para el incremento patrimonial. Para Aguirre y col. (1997) este índice
es importante por una serie de causas:
1. Contribuye a explicar la capacidad de crecimiento de la empresa.
2. Los accionistas apoyarán la gestión realizada a medida que se satisfaga la
rentabilidad de sus inversiones.
3. Permite comparar desde la perspectiva del accionista, rendimientos de
inversiones alternativas.
Por su parte Van Horne y Wachowicz (2002), mencionan que el rendimiento del
capital es otro parámetro resumido del desempeño global de la empresa. Este índice
compara la utilidad neta después de impuestos con el capital que invierten en la
empresa los accionistas. Agregan, que la rentabilidad financiera indica el poder
productivo sobre el valor contable de la inversión de los accionistas y se calcula
aplicando la siguiente fórmula:
Utilidad Neta Despues de Interes e Impuestos
Capital de los Accionistas
Rendimiento del Capital
=
88
2.17. Medidas de Rentabilidad
Existen muchos indicadores de rentabilidad los cuales facilitan el análisis y
evaluación de las utilidades de la empresa respecto al nivel de ingresos, de un nivel
cierto de activos o de la inversión del propietario; es por ello que se hace necesario
prestar mucha atención al impulso de las utilidades. Por otra parte las medidas de
rentabilidad permiten evaluar la eficiencia con la cual la empresa utiliza sus activos y
gestiona sus operaciones.
Para la medición de la rentabilidad Gitman (2003), establece diversas mediciones
que permiten evaluar las utilidades de la empresa en referencia a un determinado nivel
de ventas, o de activos o de la inversión de los accionistas o al valor accionario:
1. Estado de Resultados en forma porcentual (%): es la herramienta más común
para evaluar la rentabilidad en referencia con las ventas; cada índice se expresa como
un porcentaje de las ventas, al permitir la fácil evaluación de la relación entre las ventas
y los ingresos y gastos específicos.
En este tipo de estados se puede observar el incremento o disminución de los
ingresos por ventas, al igual que la mejora ó el deterioro del margen de utilidad bruta y
por ende el margen de utilidad operativa y el margen de utilidad neta; pudiendo evaluar
las utilidades de la empresa respecto un nivel dado de ventas, de un nivel cierto de
activos o de la inversión del propietario. “Sin ganancias una empresa una empresa no
podría atraer capitales externos” Gitman (2003).
2. Margen Utilidad Bruta: indica el porcentaje de cada unidad monetaria en
ventas, después de que la empresa ha pagado todos sus bienes. Lo ideal es un margen
bruto de utilidades lo mas alto posible y un costo de mercancías vendidas lo más bajo
posible.
= - Costo de Ventas =Ventas
Margen de Utilidad Bruta
Utilidad Bruta Ventas
= - Costo de Ventas =Ventas
Margen de Utilidad Bruta
Utilidad Bruta Ventas
89
Cuadro No. 6 Estado de Resultados Porcentual
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)Estados Consolidados de Resultados IntegralesAños terminados el 31 de diciembre de 2010 2009 2008 2007 2006
Ingresos Totales 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%Ventas de petróleo crudo y sus productos:Exportaciones y en el exterior, netas 97.7% 95.7% 97.6% 97.5% 97.5%En Venezuela 1.5% 3.6% 2.2% 2.4% 2.2%Ingresos por servicios y otros 0.8% 0.7% 0.2% 0.1% 0.3%
Menos: Costo de Venta 38.8% 35.1% 35.5% 29.2% 39.1%Compras de petróleo crudo y sus productos, netas 38.8% 35.1% 35.5% 29.2% 39.1%
Margen de Utilidad Bruta 61.2% 64.9% 64.5% 70.8% 60.9%
Menos: Gastos OperativosGastos de operación 12.5% 20.6% 12.9% 15.5% 14.9%Gastos de exploración 0.2% 0.3% 0.3% 0.2% 0.1%Depreciación, agotamiento y amortización 6.4% 7.8% 4.2% 4.2% 3.7%Deterioro de activos -0.1%Gastos de venta, administración y generales 3.9% 6.8% 4.0% 2.8% 2.2%
Total Gastos Operativos 23.0% 35.5% 21.3% 22.7% 20.8%
Margen de Utilidad Operativa 38.2% 29.4% 43.1% 48.1% 40.1%
Menos: Gastos FinancierosIngresos financieros -0.4% -8.0% -1.3% -0.6%Gastos financieros 9.3% 1.1% 1.4% 1.1% 0.3%Participación en resultados netos de afiliadas y entidadescontroladas de forma conjunta 0.2% 0.2% -0.1%Ganancia en venta de grupo de activos y pasivosmantenidos para la venta -0.8% -0.7%Otros egresos (ingresos), neto 2.1% 1.6% 2.0% -0.1% 0.4%Ganancia (pérdida) de operaciones descontinuadas, neta de impuesto-0.6% -1.7% -0.5% 0.1%Diferencias en conversión de operaciones extranjeras 0.0% 0.1% -0.1%Participación Patrimonial en resultados netos de afiliadasy entidades controladoras de forma conjunta 0.8% 1.1%Ganacia en venta de inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P. 1.4%
Total Gastos Financieros 11.7% -3.4% 1.9% -1.1% -1.9%
Utilidad Neta Antes de Impuestos 26.5% 32.8% 41.3% 49.2% 42.0%
Menos: ImpuestosRegalías, impuesto de extracción y otros impuestos 11.8% 17.5% 18.6% 22.8% 18.6%Aportes y contribuciones para el desarrollo social 7.3% 4.8% 11.7% 7.6% 13.9%Contribuciones al FONDEN 7.0%Impuesto sobre la renta 4.1% 4.5% 3.4% 5.2% 4.1%
Total Impuestos 23.2% 26.7% 33.8% 42.7% 36.5%
Margen de Utilidad Neta 3.4% 6.1% 7.5% 6.5% 5.5%Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
(Millones de Dólares)
Años terminados el 31 de diciembre de
3. Margen de Utilidad Operativa: representa lo que puede ser llamado utilidades
puras, ganadas por la empresa entre cada unidad monetaria de ventas. Las utilidades
de operación son puras en el sentido de que ignoran cargos financieros o
gubernamentales (intereses o impuestos), y miden solo las utilidades obtenidas en las
operaciones. Resulta preferible un alto margen de utilidades de operación.
90
= U tilida d Operativa =Ventas
Margen de Util idad Operativa
U tilid ad B ruta - Gas tos OperativosVentas
4. Margen de Utilidad Neta: determina el porcentaje restante sobre cada unidad
monetaria de ventas, después de deducir todos los gastos, entre ellos los impuestos. El
margen neto de utilidades de la empresa más alto será el mejor. Se trata de un índice
citado con frecuencia como medición del éxito de la compañía, en referencia a las
utilidades sobre las ventas.
= Utilidad Neta =Ventas
Margen de Utilidad Neta
Utilidad Operativa - Gastos Financieros e ImpuestosVentas
En general, los márgenes de utilidad reflejan la capacidad de la empresa para
producir un producto o servicios a un costo muy bajo o a un precio muy alto. Los
márgenes de utilidad no son medidas directas de la rentabilidad, porque se basan en la
utilidad operativa total, y no en la inversión en activos realizada por la empresa o por los
inversionistas del capital contable. Las empresas comerciales tienden a generar
márgenes bajos, mientras que las empresas de servicios tienden a mostrar márgenes
más elevados.
5. Return on Assests (ROA) ó Rendimiento sobre los activos totales (RSA): mide la
efectividad total de la administración para generar utilidades con los activos disponibles;
según Gitman (2002) cuanto mayor sea el rendimiento sobre los activos totales de la
empresa, será mejor. Uno de los aspectos mas importantes del rendimiento sobre los
activos es la manera en que algunas razones financieras pueden vincularse entre sí
para calcular el Return on Assests (ROA) ó Rendimiento de los activos totales (RSA).
Una aplicación de este procedimiento recibe el nombre de Sistema Du Pont
Financiero, y pone de relieve el hecho de que el Return on Assests (ROA) ó
Rendimiento de los activos totales (RSA), puede expresarse en términos del margen de
utilidad y de la rotación de los activos. Los componentes básicos del sistema son:
91
Las empresas pueden incrementar el Return on Assets (ROA) ó Rendimiento sobre
los Activos (RSA) ó aumentando de los márgenes de utilidad o la rotación de los
activos.
6. Return On Equity (ROE) ó Retorno sobre el Capita l (RSC): mide el rendimiento
percibido sobre la inversión de los propietarios, tanto accionistas comunes como
preferentes, en la empresa. En general, de acuerdo a Gitman (2002) cuanto mayor sea
este índice, los propietarios lo consideran mejor.
La diferencia mas importante entre el Return on Assets (ROA) ó Rendimiento sobre
los Activos (RSA), y el Return on Equity (ROE) ó Retorno sobre el Capital (RSC) radica
en el apalancamiento financiero.
2.18. Apalancamiento Operativo y Financiero
“El apalancamiento se relaciona con medida en la cual una empresa recurre al
financiamiento por medio de deudas en lugar de recurrir a la emisión de instrumentos
de capital contable” Ross y col. (2005); lo que subyace bajo el concepto de
xVentas
Activos Totales
Utilidades disponibles para los
accionistas comunes
Ventas
Rendimiento sobre los Activos (ROA)
= Margen de Utilidad Rotación de los
Activos Totalesx
Rendimiento sobre Capital (ROE)
=Retorno sobre los Activos
(ROA)Multiplicador de Capital Contable
x
Utilidades disponibles para los
accionistas comunesx
Activos Totales
Activos TotalesCapital en Acciones
Ordinarias
92
apalancamiento financiero, desde el punto de vista del análisis contable, es la
posibilidad, partiendo de una determinada rentabilidad económica y de un determinado
coste de los recursos ajenos, de amplificar o reducir la rentabilidad de los recursos
propios mediante la utilización de deuda en la estructura financiera.
Según Gitman (2003) el apalancamiento es el resultado del uso de activos o fondos
de costo fijo para aumentar los rendimientos. En general, los incrementos de
apalancamiento dan como resultado el incremento del rendimiento y el riesgo, mientras
que las reducciones de apalancamiento dan como resultado la reducción del
rendimiento y del riesgo. Las diversas formas de apalancamiento son herramientas que
pueden coadyuvar a la mejor eficiencia de la empresa. Todas producen resultados más
que proporcionales al cambio en la variable que se modifica, pero todas aumentan el
riesgo de insolvencia, por cuanto elevan el punto de equilibrio.
De allí que, incrementar la cantidad de deuda en la estructura de financiamiento de
un negocio ó lo que es igual, incrementar el apalancamiento financiero, tiene un efecto
sobre la rentabilidad que depende del coste financiero de esa deuda. En efecto, un
mayor empleo de deuda generará un incremento en la rentabilidad sobre los recursos
propios, siempre y cuando el coste de la deuda sea menor que la rentabilidad del
negocio sobre los activos netos (capital de trabajo mas los activos fijos netos).
Sin embargo, la rentabilidad no es sinónimo de resultado contable (beneficio o
pérdida), sino de resultado en relación con la inversión, que genera los ratios del Return
on Equity ROE ó Rendimiento sobre el Capital (RSC) y el Return on Assests (ROA) ó
Rendimiento sobre los Activos totales (RSA). Es importante indicar que el incremento
en la rentabilidad se produce porque el aumento en el nivel de endeudamiento
presupone que no perjudicará a la rentabilidad de los activos netos, es decir estos
nuevos fondos serán empleados en nuevos proyectos de inversión que proporcionen
una rentabilidad que asegure la creación de valor en la empresa.
A su vez, si la empresa careciera de esos proyectos y no tuviese perspectivas de
corto plazo próximas de generarlos, la decisión acertada no es mantener
93
permanentemente esos nuevos fondos en inversiones financieras con bajo o nulo
riesgo y baja rentabilidad (por ejemplo, bonos del tesoro), ya que resulta evidente que
una actuación semejante redundaría en una destrucción de valor para la inversión del
accionista.
En relación a lo anterior, el uso apropiado del endeudamiento es una vía para
conseguir mejorar la rentabilidad sobre los recursos propios de la empresa y, en
consecuencia, generar valor para el accionista. Por lo tanto, esto permite reconocer en
el apalancamiento un elemento de estrategia financiera y en el costo medio de la deuda
el término comparativo de la rentabilidad de las inversiones para medir la eficacia de las
decisiones de inversión, pues lo que en definitiva está indicando el apalancamiento es,
si la rentabilidad que una empresa obtiene de sus inversiones es suficiente o no para
hacer frente al costo medio de la financiación ajena.
El uso de los costos y gastos fijos y el incremento de las ventas ayuda a obtener
cambios positivos proporcionalmente mayores en los beneficios totales de una
empresa. El apalancamiento operativo se logra, en período de expansión económica,
con el incremento de los costos y gastos fijos, se disminuyen los costos y gastos
variables, es la relación entre los ingresos por ventas y las utilidades antes de
impuestos e intereses (Utilidad Operativa o EBIT), por el contrario el apalancamiento
financiero utiliza el endeudamiento para financiar las inversiones en un período, está
referido a la relación entre las Utilidades Antes de Intereses e Impuestos (UAII) y las
Utilidades por Acción Ordinaria (UPA o EPS).
2.18.1 Apalancamiento Operativo
El uso de activos fijos define el nivel de tecnología el nivel que posee una empresa
determinada; una empresa con alta tecnología, hará uso intensivo de activos fijos para
la producción, por lo tanto sus costos fijos serán altos y sus costos variables serán
mínimos.
94
En este orden, los cambios en los costos operativos afectan de manera significativa
el apalancamiento operativo. A veces las empresas pueden incurrir en costos
operativos fijos en vez de costos operativos variables y en otras ocasiones pueden
sustituir un tipo de costo por el otro. El grado de apalancamiento operativo de una
compañía depende del mayor o menor empleo de los activos asociados con la
producción; entre mayor sea la participación de los activos fijos en la estructura de
costos, mayor apalancamiento tendrá.
Ahora bien, el apalancamiento operativo varía en cada nivel de producción porque
cambia la incidencia que tiene los gastos fijos sobre el total de los gastos; se reduce
conforme se incrementa las ventas de la compañía, mientras más alto sea el
apalancamiento de la empresa más alto su riesgo. Se refiere a la relación entre los
ingresos por ventas de la empresa y sus utilidades antes de intereses e impuestos.
% Variación en la Utilidad de Operación
% Variación en Ventas
=
Apalancamiento Operativo
En conclusión, el apalancamiento operativo es el porcentaje de variación del
Beneficio Antes de Intereses e Impuestos (BAII) ante una determinada variación del
número de unidades vendidas, conforme las operaciones de la empresa se desarrollen
de forma favorable, el grado de apalancamiento operativo, para cada nivel de ventas
más alto, irá desciendo; por lo tanto, cuanto mayor sea el nivel de ventas, más pequeño
será el grado de apalancamiento operativo.
2.18.2. Apalancamiento Financiero
En el mundo de los negocios hay una serie de decisiones que son ineludibles, con
independencia del sector en que la empresa opere o la actividad principal a la que se
dedique, una de estas decisiones a la que se enfrenta cualquier responsable en
cualquier negocio, es la de establecer el procedimiento y conseguir los recursos
necesarios para financiar las actividades que tiene entre manos, tanto del presente
95
como las futuras, es decir, utilizar endeudamiento para financiar una inversión. Esta
deuda genera un costo financiero (intereses), pero si la inversión genera un ingreso
mayor a los intereses a pagar, el excedente pasa a aumentar el beneficio de la
empresa.
Adicionalmente, en una empresa al no financiarse toda la inversión con fondos
propios, el beneficio que se recibe en función de lo invertido es mayor (siempre que el
activo genere más ingresos que el costo de los intereses), y por lo tanto la rentabilidad
también. A cambio, existe un costo mayor en la operación (el tipo de interés), que
incrementa el riesgo de que finalmente haya beneficio. Además, al aumentar el
endeudamiento, hay mayor riesgo de insolvencia, y aumenta la incertidumbre, pues no
se conoce realmente la futura evolución de las rentas generadas por los activos.
Utilidad Antes de Intereses e ImpuestosUtilidad Antes de Intereses e Impuestos - Intereses
Apalancamiento Financiero =
A tal efecto, el uso apropiado del endeudamiento es una vía para conseguir mejorar
la rentabilidad sobre los recursos propios de la empresa y, en consecuencia, generar
valor para el accionista. Como en tantas otras actividades, la clave está en gestionar
con acierto la cantidad de deuda asumida, por lo tanto, se debe analizar y tomar
decisiones sobre aspectos tales como: coste real de la deuda, naturaleza del tipo de
interés (fijo o variable), naturaleza del endeudamiento (moneda nacional o extranjera) y
actitud ante el riesgo.
Es obvio que, el empleo del endeudamiento puede ser beneficioso para el accionista
siempre que la empresa se encuentre en una situación de crecimiento del negocio, o de
estabilidad del mismo; cuando más pequeño es el riesgo económico y más seguro es el
valor esperado de las Utilidades Antes de Intereses e Impuestos (UAII), permite
apalancar más la empresa sin un aumento excesivo del riesgo financiero, puesto que
en el momento que éste aumente peligrosamente el costo del endeudamiento
aumentará poniendo en peligro la solvencia de la empresa. “El efecto palanca no sólo
impulsa hacia arriba a la rentabilidad financiera sino que también lo hace hacia abajo”
96
Masacareñas (2001); por ello la utilización del endeudamiento es aconsejable para
aquellas empresas que tengan un riesgo económico bajo y no así para las que posean
un riesgo alto.
2.19. Sistema de Análisis DuPont
Otra de las herramientas útiles en la planeación financiera, es la aplicación de los
índices que se utilizan en el mecanismo denominado “Sistema DuPont”. Este sistema
se utiliza para examinar minuciosamente los estados financieros de la empresa y
evaluar su situación financiera; combina el Estado de Resultados y el Balance General
en dos (2) medidas de rentabilidad concisas: a) Rendimiento sobre Activos (RSA) ó
Return on Assets (ROA) por sus siglas en inglés y b) Rendimiento sobre Capital (RSC)
ó Return on Equity (ROE), por sus siglas en inglés.
Es importante destacar que, es una técnica que se utiliza para analizar la rentabilidad
de una compañía; integrando ó combinando los principales indicadores financieros con
el fin de determinar la eficiencia con que la empresa está utilizando sus activos, su
capital de trabajo y el multiplicador de capital, es decir, el apalancamiento financiero;
estas tres variables son las responsables del crecimiento económico de una empresa,
la cual obtiene sus recursos o bien de un buen margen de utilidad en las ventas, o de
un uso eficiente de sus activos fijos, lo que supone una buena rotación de éstos, lo
mismo que el efecto sobre la rentabilidad que tienen los costos financieros por el uso de
capital financiado para desarrollar sus operaciones.
En consecuencia, partiendo de la premisa que la rentabilidad de la empresa depende
de: a) el margen de utilidad en ventas, b) la rotación de los activos y c) el
apalancamiento financiero, se puede entender que el Sistema DuPont lo que hace es
identificar la forma como la empresa está obteniendo su rentabilidad, lo cual le permite
identificar sus puntos fuertes o débiles.
Según Gitman (2003) la fórmula DuPont permite a la empresa dividir su rendimiento
sobre capital en un componente de ganancias por ventas (margen de utilidad neta), un
97
componente de eficiencia de uso de activos (rotaciòn de activos totales) y un
componente de uso de apalancamiento financiero (multiplicador de apalancamiento
financiero). Por lo común, una empresa con un margen de utilidad neta bajo tiene una
rotación de activos totales alta, lo cual da como resultado un rendimiento
razonablemente bueno de activos totales
De esta forma, el sistema vincula el Retorno sobre los Activos (RSA) ó Return on
Assets (ROA) con el ratio de la rotación de activos de la empresa y con su margen de
beneficios operativos, para Brealey y col. (2007) primero el margen de utilidad neta, el
cual mide la rentabilidad en ventas de la empresa, con la rotación de activos totales, la
cual indica la eficiencia con la que la empresa ha utilizado sus activos para generar
ventas; el producto de estas dos razones da como resultado el Retorno sobre Activos
(RSA) ó Return on Assets (ROA).
Margen de UtilidadRendimiento sobre los
Activos (ROA)Multiplicador del
Capital
Utilidades disponibles
para los accionistas
comunes
Utilidades disponibles para los
accionistas comunes
Pasivos totales y
Capital Contable =
Activos Totales
Ventas Activos TotalesCapital en Acciones
Ordinarias
x x
Fórmula Dupont
x x=
1. Margen de utilidad en ventas . Existen productos que no tienen una alta rotación,
que solo se venden uno a la semana o incluso al mes. Las empresas que venden este
tipo de productos dependen en buena parte del margen de utilidad que les queda por
cada venta, manejando un buen margen de utilidad les permite ser rentables sin vender
una gran cantidad de unidades. Las empresas que utilizan este sistema, aunque
pueden tener una buena rentabilidad, no están utilizando eficientemente sus activos ni
capital de trabajo, puesto que deben tener un capital inmovilizado por un mayor tiempo.
Utilidades disponibles para los
accionistas comunes
Ventas
Margen de Utilidad
en Ventas =
98
2. Uso eficiente de sus activos fijos . Caso contrario al anterior se da cuando una
empresa tiene un margen menor en la utilidad sobre el precio de venta, pero que es
compensado por la alta rotación de sus productos (Uso eficiente de sus activos). Un
producto que solo tenga una utilidad 5% pero que tenga una rotación diaria, es mucho
mas rentable que un producto que tiene un margen de utilidad del 20% pero que su
rotación es de una semana o mas., por lo que no siempre la rentabilidad está en vender
a mayor precio sino en vender una mayor cantidad a un menor precio.
Utilidades disponibles para los
accionistas comunes
Activos Totales
Rendimiento sobre
los Activos (ROA) =
Multiplicador del Capital . Corresponde al también denominado apalancamiento
financiero que consiste en la posibilidad que se tiene de financiar inversiones sin
necesidad de contar con recursos propios. Para poder operar, la empresa requiere de
unos activos, los cuales solo pueden ser financiados de dos formas; en primer lugar por
aportes de los socios (Patrimonio) y en segundo lugar créditos con terceros (Pasivo).
Entre mayor sea capital financiado, mayores serán los costos financieros por este
capital, lo que afecta directamente la rentabilidad generada por los activos.
Es por eso que el Sistema DuPont incluye el apalancamiento financiero (Multiplicador
del capital) para determinar la rentabilidad de la empresa, puesto que todo activo
financiado con pasivos supone un costo financiero que afecta directamente la
rentabilidad generada por el margen de utilidad en ventas y/o por la eficiencia en la
operación de los activos, las otras dos variables consideradas por el Sistema DuPont.
Es de poca utilidad que el margen de utilidad sea alto o que los activos se operen
eficientemente si se tiene que pagar unos costos financieros elevados que terminan
absorbiendo la rentabilidad obtenida por los activos. Por otra parte, la financiación de
activos con pasivos tiene implícito un riesgo financiero al no tenerse la certeza de si la
rentabilidad de los activos puede llegar a cubrir los costos financieros de su
financiación.
99
En conclusión, el uso del Sistema DuPont permite analizar las diversas formas para
mejor el desempeño de la empresa mediante la aplicación de diferentes estrategias
dirigidas a revisar los niveles de precio, volúmenes de ventas, políticas de reducción de
costos, evaluación económica de los proyectos de inversión, alternativas de
financiamiento, entre otros.
multiplicado por:
mas:
Capital en Acciones Ordinarias
Elaboración PropiaFuente: Gitman, L. Principios de Administración Financiera. Décima Edición. p.66.
Pasivos Totales
Intangibles
Edificios Propiedad Planta y Equipos
Ventas
dividido entre:
mas:
Maquinarias y Equipos
Rendimiento sobre Activos
(ROA)Efectivo
Cuentas por Cobrar
InventariosActivos
Circulantes
Margen Utilidad Neta
menos: Utilidad Neta
Inversiones en Acciones
Gastos Financieros
Impuestos
Tributos
Ventas
Gastos de Ventas Ventas
Costo de Ventas
Deuda a Largo Plazo
Pasivos Circulantes
Gastos de Administración
Gastos Generales Total Costos
Others
Total Activos
Terreno
Pasivos Totales y Capital Contable =
Activos Totales
dividido entre:
Rotación de Activos Totales
Multiplicador de Apalancamiento
Financiero
Rendimiento sobre Capital
(ROE)
Bal
ance
Gen
eral
dividido entre:
Capital Contable
multiplicado por:
Est
ado
de R
esul
tado
s
2.20. La Rentabilidad y el Sistema Tributario Venez olano
Un sistema tributario está formado y constituido por el conjunto de tributos que estén
vigentes en un determinado país y en una época establecida, no hay un sistema
tributario igual a otro, porque cada país adopta diferentes impuestos dependiendo de
Gráfico No. 6 Sistema DuPont
100
factores endógenos y exógenos; para Giuliani (1993) "cada conjunto de tributos es el
resultado de las instituciones jurídicas y políticas de un país, de su estructura social, de
la magnitud de sus recursos, de la forma de distribución de los ingresos, de su sistema
económico", es decir, que cada sistema tributario es distinto a otro, ya que cada uno de
ellos está integrado y formado por los diferentes tributos que cada país adopte según
sea su producción, formas políticas, tradiciones, y naturaleza geográfica de los mismos.
Por lo tanto, el sistema tributario es la organización administrativa, técnica y legal que
el Estado constituye con el objetivo de ejercer de forma eficaz y objetiva el poder
tributario, es de carácter reglado, ya que comprende un conjunto de normas, cuya
jerarquía depende del mandato constitucional, según lo establecido en el Artículo 317
de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, incorporado además en la
disposición del artículo 3° del Código Orgánico Tributario (COT), el cual establece que
”no podrán cobrarse impuestos, tasas, ni contribuciones que no estén establecidos en
la ley, ni concederse exenciones o rebajas, ni otras formas de incentivos fiscales, sino
en los casos previstos por las leyes…” sólo a las leyes corresponde regular lo
concerniente a crear, modificar, otorgar exenciones y rebajas de impuesto, conceder
exoneraciones y otros beneficios o incentivos fiscales o supresión de tributos”.
Así mismo, es considerado un mecanismo que permite el ejercicio eficiente del poder
tributario por parte del Estado y sirve de instrumento, a través de la norma jurídica, para
la consecución de fines precisos, tales como la obtención de los ingresos necesarios
para solventar el gasto público.
En relación a lo anterior, el ser la renta del petróleo el elemento dominante del
conjunto del sistema fiscal en términos cuantitativos, ha dado como resultado que la
carga de la tributación no petrolera sea reducida y no haya existido una motivación
suficiente para crear un conjunto orgánico y eficiente de tributos no petroleros. Es así
que en el desarrollo de las materias reservadas a la Nación, el numeral 13 del Artículo
156 de la Constitución Nacional de la República Bolivariana de Venezuela (CNRBV)
confiere al Poder Nacional la facultad de legislar "para garantizar la coordinación y
armonización de las distintas potestades tributarias, definir principios, parámetros y
101
limitaciones, especialmente para la determinación de los tipos impositivos o alícuotas de
los tributos estadales y municipales".
Es importante señalar, que durante los últimos diez años, el sistema tributario
venezolano ha sufrido uno de los cambios más significativos en su historia desde la
aparición del Impuesto sobre la Renta en el año de 1943; la cantidad de tributos no sólo
ha aumentado, sino que aquellos que han aparecido han sido tributos generales de alta
productividad; tributos nacionales como el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto al
Débito Bancario y el Impuesto sobre Activos Empresariales, Impuesto a Precios
Extraordinarios de Petróleo, Contribuciones Especiales tales como Oficina Nacional
Antidrogas (ONA); Ciencia y Tecnología, Fondo Social e Inversión Social; así como
tributos locales delegados tales como timbres fiscales y papel sellado, entre otros.
En este sentido, el año 2006 ocurrieron cambios significativos en el régimen legal
aplicable a los negocios petroleros del país: se incrementó de 34 a 50% la tasa de
Impuesto sobre la Renta aplicable a los negocios de extracción de crudo en la Faja del
Orinoco, se modificó la Ley Orgánica de Hidrocarburos para introducir dos (2) nuevos
tributos: el impuesto de extracción y el de registro de exportación, adicionalmente en la
Gaceta Oficial No. 371.840 del 28 de Septiembre de 2006, se publicó un nuevo marco
impositivo para Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) que implica una regalía de
33,33%, así mismo se ajustaron los márgenes en el mercado interno mediante una
disminución en el impuesto al consumo general de gasolina.
En consecuencia, casi todos estos cambios dieron resultados positivos para el fisco
nacional en términos absolutos, sin embargo, los ingresos de Petróleos de Venezuela,
S.A., (PDVSA) y de la nación por concepto de petróleo y gas natural que se producen y
venden, se están viendo seriamente afectados por la crisis financiera y bancaria
mundial. La crisis se refleja en una desaceleración de las principales economías del
mundo, lo cual provocará una reducción del consumo; por lo tanto, se producirán
menos bienes y servicios, y bajará la demanda de combustibles, lo que acarreará la
disminución de los precios del crudo. También este efecto se reflejará en el país, por la
102
dependencia de las importaciones de bienes que provienen mayormente de Estados
Unidos de Norteamérica y que se transan en dólares americanos.
A pesar de ello, el aporte fiscal petrolero creció consecutivamente desde 2003 y
hasta 2008, en primer lugar gracias al incremento de los precios del crudo, pero
además como consecuencia de la aplicación de un nuevo régimen fiscal para la
industria que supuso la creación en 2006 de dos (2) nuevos tributos en la Ley Orgánica
de Hidrocarburos Capítulo IV Artículo 48. Numeral 2. establece que “un tercio (1/3) del
valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado
sobre la misma base establecida en el artículo 47 de esta Ley para el cálculo de la
regalía en dinero” denominado Impuesto de Extracción y el Impuesto de Registro de
Exportación.
A su vez, este tributo está establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos en el
Capítulo IV Artículo 48. Numeral 3, el cual establece lo siguiente: “uno por mil (0,1%) del
valor de todos los hidrocarburos exportados de cualquier puerto desde el territorio
nacional, calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos
hidrocarburos”, un impuesto "sombra" para Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y un
tercer tributo extraordinario, conocido como Impuesto a las Ganancias Súbitas, luego
cambiado a Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado
Internacional publicado en la Gaceta Oficial República Bolivariana de Venezuela No.
361.457 del 27 de Mayo de 2008.
Por su parte, la industria petrolera nacional a través de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) obtiene dólares por las ventas del petróleo crudo y componentes del gas
natural que produce de sus actividades propias, de la cuota de petróleo que recibe de
las empresas mixtas, por los productos generados en las refinerías nacionales que son
exportados, por las ventas de productos de las refinerías que tiene Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) en el exterior y por componentes del gas natural
(principalmente propano y butanos) que se exportan.
103
De esta manera, al bajar los precios de la cesta venezolana es obvio que se reducen
los ingresos y por ende el aporte fiscal a la nación, es por ello, que se debe vigilar muy
de cerca el comportamiento de los precios del petróleo, ya que ante una vertiginosa
caída de los precios del petróleo, en un país como Venezuela en el cual el petróleo es,
ha sido y probablemente será por muchos años la principal fuente de ingresos, se
avizoran panoramas críticos en materia financiera nacional, más allá de la actual crisis
financiera mundial.
En conclusión, la Constitución Nacional de la República Bolivariana de Venezuela
(CNRBV) contiene estatutos que rigen el funcionamiento del país y en su artículo 133
establece que toda persona tiene el deber de coadyuvar a los gastos públicos. Para
hacer efectiva esta contribución se recurre a la figura de los tributos (impuestos, tasas y
contribuciones); en el capitulo IV de la Ley Orgánica de Hidrocarburos se establecen las
regalías e impuestos específicos aplicables al desarrollo de actividades en materia de
hidrocarburos como mecanismos que atados al impuesto sobre la renta así como
posibles ventajas especiales constituyen las fuentes fundamentales de ingresos de
carácter originario y derivado a percibir por el estado venezolano en razón del
desarrollo de actividades en materia de hidrocarburos.
2.20.1. Renta Petrolera
Para Noreng (1999), la renta petrolera es “el valor del petróleo extraído menos los
costos factoriales de extracción con rendimientos normales”; por su parte Zanoni (2007)
define la renta petrolera como “la remuneración (pago) obtenida por el propietario de la
tierra y de los recursos petroleros contenidos en el subsuelo, en tanto medio de
producción no producido, por consentir la explotación económica del recurso”; por lo
tanto, la cuantía de la renta económica asociada al petróleo dependerá de distintos
factores como el tamaño de las reservas, la calidad de las mismas (peso específico o
gravedad), la tecnología disponible para recuperar la mayor cantidad posible de
reservas del yacimiento, estado de la demanda, entorno legal, político y económico,
etc.)
104
De acuerdo a lo planteado por Zanoni (2007 p. 39), la renta petrolera presenta un
conjunto de características entre las cuales se encuentran:
1. Varía en relación a su cuantía, según el acuerdo al cual arriben propietario y
arrendatario. Este acuerdo se lleva a cabo dentro de un conjunto de circunstancias que
lo condicionan y otorgan mayor o menor poder y capacidad de negociación a los
actores.
2. Por lo general el propietario del petróleo busca maximizar su cobro, mientras que el
concesionario busca minimizar su pago (el reto de los acuerdos petroleros está en
conciliar partes con intereses diametralmente opuestos.
3. Puede ser cobrada y pagada en especias, en metálico o a través de ambas
modalidades, según acuerden las partes.
4. La renta petrolera es captada por el propietario a través de bonos, regalías y tributos
o impuestos (a la renta, a las ganancias extraordinarias).
5. De acuerdo a la evolución de los yacimientos petroleros (pre-descubrimiento, pre-
madurez, madurez y post madurez), la renta aumenta al principio, luego se estabiliza
posteriormente disminuye nuevamente.
2.20.2. Sistemas Fiscales Petroleros
Un sistema fiscal petrolero según Zanoni (2007) “es el conjunto de tributos e
impuestos coherentes, diferentes del resto de la tributación nacional, creados por el
Estado para captar renta de las actividades económicas relacionadas con la explotación
del petróleo y sus actividades comerciales e industriales conexas”.
En este contexto, los gobiernos de países productores de hidrocarburos están
constantemente evaluando sus regímenes fiscales petroleros con la finalidad obtener
los mayores ingresos pero sin perder atractivo como receptor de inversiones. Sin
embargo, debe quedar claro que estos estados lo que usualmente persiguen es una
maximización de sus ingresos, mas que garantizar la obtención de la renta económica a
las empresas, entendiéndose como el exceso de ingresos total derivado de una
105
actividad, luego de restar los costos incurridos de suministro y de capital, fuerza laboral
y todos aquellos otros gastos normales y necesarios para desarrollar la actividad.
En ciertas industrias, particularmente en el caso de los recursos naturales, se crea un
valor en exceso de los costos totales y la utilidad esperada por un inversionista; en la
mayoría de los casos, la empresa que extrae físicamente el hidrocarburo es un
operador de la explotación, y su función es invertir y desarrollar campos, maximizar
producción y reducir costos de extracción; el operador cobra un retorno al capital
invertido, pero sin ningún derecho sobre la renta, el valor en exceso le corresponde a la
nación por ser la propietaria de los recursos, siendo ésta muy significativa y según la
naturaleza geológica del yacimiento, que en la actualidad representa un promedio de
70% del valor total de cada barril producido, aunque el rango varía entre 18 y 99%,
según Wood Mackenzie, una firma especializada en impuestos petroleros.
A su vez, también es común ver gobiernos que prefieren un sistema fiscal petrolero
que sea simple en cuanto a su administración, es decir, que su base imponible sea
fácilmente definida y que no resulte excesivamente complejo a la hora de calcular el
importe a ser pagado como tributo. Lo ideal sería que los regímenes fiscales deben ser
lo más predecibles como sea posible, principalmente en aquellos países en que el
petróleo representa su fuente principal de ingresos.
2.20.3. Regalías Petroleras
Una de las formas más antiguas, expresas y sencillas de captación de renta petrolera
es la regalía por concepto de producción. La regalía es definida como un “tributo debido
al Estado por el derecho de explotación, a manera de compensación por el agotamiento
de los depósitos de hidrocarburos”. Martínez (1997 p.148-149). La opinión generalizada
es que la Regalía no es un impuesto. En Venezuela existía una confusión al respecto
durante las primeras décadas del siglo XX. Para entonces, según Mommer (1988),
regalía e impuestos era lo mismo, o en su defecto la Regalía era sumida como un tipo
de impuesto. Sobre el particular señala: “los impuestos y la renta del suelo fueron
confundidos completamente”.
106
En este punto, la Ley de Hidrocarburos venezolana vigente establece una separación
entre regalía (artículo 44) e impuestos (artículo 48). El artículo referido a la regalía
señala: “De los volúmenes de hidrocarburos extraídos de cualquier yacimiento, el
Estado tiene derecho a una participación de treinta por ciento (30%)”.
Según lo anterior, la Ley de Hidrocarburos de 1943 especificaba que tanto las
empresas privadas como de propiedad del Estado debían pagar un regalía equivalente
a 16,67% del valor del petróleo producido. A partir de 2002, esa tasa se aumentó a 30%
según lo dictamina el artículo 44 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente desde el
1 de enero de ese año, donde se establece que de los volúmenes extraídos de
cualquier yacimiento, el Estado venezolano tiene derecho a una participación de 30%
por concepto de regalía, es decir, al pago que efectúa el operador por el derecho a usar
o explotar los recursos naturales, habitualmente no renovables.
En Venezuela, la regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas
natural procesado en el país. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de
hidrocarburos y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA
Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas), incluyendo las recientemente creadas en
la Faja Petrolífera del Orinoco; antiguas asociaciones estratégicas. La regalía a favor
del Estado se encuentra contemplada expresamente en el Artículo 44 de la Ley de
Hidrocarburos, la cual dispone que su pago sea de treinta por ciento (30%), pagadero
total o parcialmente, en dinero o en especie.
Sin embargo, en la ley se dispone de tres (3) excepciones a saber:
• Rebaja al veinte por ciento (20%) cuando un yacimiento maduro no sea
económicamente explotable con regalía del treinta por ciento (30%), pero el Estado se
encuentra facultado para aumentarlo hasta treinta por ciento (30%) cuando se
demuestre que la economicidad del yacimiento pueda mantenerse con dicha restitución.
• Rebaja hasta el veinte por ciento (20%) cuando un yacimiento de petróleo
extrapesado de la faja del Orinoco no sea económicamente explotable con regalía del
107
treinta por ciento (30%), pero el Estado se encuentra facultado para restituirlo hasta el
treinta por ciento (30%) cuando se demuestre que la economicidad del yacimiento
pueda mantenerse con dicha restitución.
• Rebaja al dieciséis y dos tercios por ciento (16 2/3%) cuando un proyecto para
mezclas de bitúmenes procedentes de la Faja del Orinoco, (de igual forma, la regalía
sobre los crudos extrapesados del Orinoco que se usan para producir Orimulsión®, el
cual es una mezcla de bitúmen y agua que puede variar entre 16,67% y 30%,
dependiendo, igualmente, de la rentabilidad del yacimiento). no sea económicamente
viables con regalía del treinta por ciento (30%), pero el Estado se encuentra facultado
para restituirlo hasta el treinta por ciento (30%) cuando se demuestre que la rentabilidad
del proyecto pueda mantenerse con dicha restitución. Cuando se dice que se puede
restituir hasta treinta por ciento (30%) significa que podrá ser restituido paulatinamente,
es decir 22%, o 24%, o 26% hasta llegar al 30%.
Por otro lado, la figura de las empresas mixtas se fundamenta en el artículo 12 de la
Constitución Nacional de la República Bolivariana de Venezuela (CNRBV) que
establece que “…los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la República y son
bienes del dominio público y por lo tanto, inalienables e imprescriptibles”; esto significa
que no se podrá transferir la propiedad de los yacimientos petroleros porque son
propiedad del Estado y no de compañías extranjeras.
En relación a lo antes expuesto, los cuatro proyectos de crudos extrapesados de la
Faja del Orinoco están sujetos a un régimen tributario especial, en virtud del cual se
elimina la regalía en los años iniciales y se aplica el Impuesto sobre la Renta a la tasa
corporativa regular, actualmente de 34%. En mayo de 2006 se aprobó la Reforma
Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece que las
operadoras deberán pagar al Estado regalías por 30% del valor de cada barril a boca
de pozo.
Es importante destacar que a partir del 14 de noviembre de 2006 se estableció un
nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras
108
primarias en el país, fundamentándose en que se medirán, mensualmente, en los
campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos
líquidos extraídos, y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda
esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para
el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por
gravedad y azufre, los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para
la Energía y Petróleo (MENPET).
Por lo tanto, la regalía es el pago al propietario de un recurso no renovable que está
siendo extraído y extinguido. Este pago obligatorio, que a veces es también
imprecisamente llamado “impuesto de producción”, es ampliamente usado por la
mayoría de los países productores y normalmente calculado sobre el valor del recurso
producido o vendido, o en base a la cantidad física del recurso extraído.
2.20.4. Impuestos a la Actividad Petrolera
El Artículo 48 de la Ley de Hidrocarburos dispone que las empresas que realicen las
actividades a que se refiere ese instrumento jurídico, están obligadas a pagar los
siguientes impuestos:
2.20.4.1. Impuesto Sobre la Renta
La Ley de Impuesto Sobre la Renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para
las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas,
estableciendo ciertas excepciones para la explotación y realización de actividades
conexas sobre petróleos crudos extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de
34%. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del
exterior, es de 35%.
El contenido de la Ley de Impuesto Sobre La Renta en el Artículo 7 dispone que:
“están sometidos al régimen impositivo previsto en esta Ley: d) Los titulares de
enriquecimientos provenientes de actividades de hidrocarburos y conexas, tales como
109
la refinación y el transporte, sus regalistas y quienes obtengan enriquecimientos
derivados de la exportación de minerales, de hidrocarburos o de sus derivados”.
Por su parte, el Artículo 11 establece que: “los contribuyentes distintos de las
personas naturales y de sus asimilados, que se dediquen a la explotación de
hidrocarburos y de actividades conexas, tales como la refinación y el transporte, o a la
compra o adquisición de hidrocarburos y derivados para la exportación, estarán sujetos
al impuesto previsto en el literal b) del artículo 53 de esta Ley por todos los
enriquecimientos obtenidos, aunque provengan de actividades distintas a las de tales
industrias”.
A tal efecto, quedan excluidos del régimen previsto en este artículo, las empresas
que se constituyan bajo Convenios de Asociación celebrados conforme a la Ley
Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos ó
mediante contratos de interés nacional previstos en la Constitución, para la ejecución
de proyectos integrados verticalmente en materia de explotación, refinación,
industrialización, emulsificación, transporte y comercialización de petróleos crudos
extrapesados, bitúmenes naturales.
Así como las empresas que realicen actividades, integradas o no, de exploración y
explotación del gas no asociado, de procesamiento o refinación, transporte, distribución,
almacenamiento, comercialización y exportación del gas y sus componentes, y las
empresas ya constituidas y domiciliadas en Venezuela que realicen actividades
integradas de producción y emulsificación de bitúmen natural, las cuales tributarán bajo
el régimen tarifario ordinario establecido en la Ley de Impuesto Sobre La Renta. Gaceta
Oficial Nº 5.566 (Extraordinaria) del 28 de diciembre de 2001.
Por último, la Ley de Impuesto Sobre la Renta establece en Venezuela el ajuste fiscal
por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las
propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su
vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que
será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible.
110
2.20.4.2. Impuesto de Extracción
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del
valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado
sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto,
el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía
adicional que esté pagando como ventaja especial. Este impuesto se comenzó a aplicar
a partir del año 2006. Las empresas mixtas de las asociaciones de la Faja Petrolífera
del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de
extracción de 16 2/3%.
El Impuesto a la Extracción, será el mecanismo utilizado por el Ejecutivo Nacional
para que todos los negocios petroleros (Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) en su
esfuerzo propio, empresas mixtas y los convenios de asociación), cancelen la misma
tasa de 33,33% por cada barril extraído a boca de pozo, luego de la entrada en vigencia
de la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece: “ un tercio (33,33%) del
valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento calculado
sobre la misma base establecida en el artículo 47 de esta Ley para el cálculo de la
regalía en dinero. Este impuesto será pagado mensualmente junto con la regalía
prevista en el artículo 44 de esta Ley, por la empresa operadora que extraiga dichos
hidrocarburos.”
Por lo tanto, al calcular el Impuesto de Extracción, el contribuyente tiene derecho a
deducir lo que hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté
pagando como ventaja especial. El contribuyente también tiene el derecho a deducir del
Impuesto de Extracción lo que hubiese pagado por cualquier ventaja especial pagable
anualmente, pero solamente en períodos subsecuentes al pago de dicha ventaja
especial anual, en vista de ello, “...todos los negocios petroleros en Venezuela estarían
aportando por la vía de regalía, ventajas especiales e Impuesto a la Extracción, la
misma tasa...”.
111
En términos de ingresos, según lo publicado por Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) en su revista Contacto con la nueva PDVSA del mes de Junio 2006, este
nuevo Impuesto a la Extracción generaría 3,6 millones de dólares diarios, que significan
mil 314 millones de dólares anuales”; la implementación de este impuesto es producto
de las sucesivas medidas del Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET) orientadas a
rescatar el régimen fiscal petrolero y a obtener la máxima valorización de nuestros
recursos naturales de hidrocarburos.
Según expertos petroleros, estas medidas no afectarán la rentabilidad originalmente
estimada en los negocios en la Faja Petrolífera del Orinoco, ya que desde hace tres
años el precio por barril del Brent (crudo marcador referencial) está por encima de 25
dólares, techo fijado para realizar cualquier cambio en los contratos.
El Ejecutivo Nacional, cuando así lo estime justificado según las condiciones del
mercado, o de un proyecto de inversión específico para incentivar, por ejemplo,
proyectos de recuperación secundarias, podrá rebajar, por el tiempo que determine, el
Impuesto de Extracción hasta un mínimo de veinte por ciento (20%); puede igualmente
restituir el Impuesto de Extracción a su nivel original cuando se estime que las causas
de la exoneración hayan cesado. En este sentido, la política de Plena Soberanía
Petrolera, estrategia fundamental del Gobierno Bolivariano de Venezuela, se fortalece
con la creación del Impuesto a la Extracción petrolera, el cual impulsará el desarrollo
social del país debido a que el Estado recibirá ingresos adicionales que serán invertidos
en programas con visión nacional y popular, reafirmando la propiedad de los
hidrocarburos y el control de la actividad petrolera, desde el punto de vista del régimen
tributario y legal así como la participación efectiva de Petróleos de Venezuela, S.A.
(PDVSA) en los negocios.
De lo expuesto, todos los negocios petroleros, incluyendo las cuatro asociaciones
que operan al sur del país en la Faja Petrolífera del Orinoco que, en conjunto, producen
más de 600 mil barriles diarios de petróleo (MBD), cancelarán 33,33% de regalía a
través del nuevo Impuesto a la Extracción petrolera.
112
2.20.4.3. Impuesto Superficial
La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a
100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión
superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementa
anualmente en dos por ciento (2%) durante los primeros cinco (5) años y cinco por
ciento (5%) durante los años subsiguientes. Este tipo de impuesto obliga a las
empresas al mejor aprovechamiento de los espacios otorgados y a devolver al Estado
el espacio sobrante; si las empresas no devuelven al Estado dicho sobrante, que no
esté en explotación, entonces deberán pagar tal impuesto.
2.20.4.4. Impuesto de Consumo Propio
Corresponde al pago del equivalente a diez por ciento (10%) del valor de cada metro
cúbico (m3) de productos derivados de los hidrocarburos, que se hayan producido y
consumido como combustible en operaciones propias de la empresa, este valor es
calculado sobre el precio al que se venda al consumidor final.
2.20.4.5. Impuesto de Registro de Exportación
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el
valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio
nacional, calculado sobre el precio, de venta de dichos hidrocarburos. Este impuesto se
comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de
sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta
Oficial.
2.20.4.6. Impuesto al Valor Agregado (IVA)
En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de
Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota
de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y 9% a partir del 1°
113
de julio de 2007. La ley del IVA establece una exención para la comercialización de
ciertos combustibles derivados de hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco
Nacional ciertos créditos fiscales provenientes de las ventas de exportación.
2.20.4.7. Impuesto a la Ciencia, Tecnología e Innov ación
La Ley Orgánica de Ciencia Tecnología e Innovación (LOCTI), como se le denomina
comúnmente, consiste en una colección de cláusulas cuyo objetivo final es la de
conducir a Venezuela, un país emergente, con relativo escaso desarrollo tecnológico, a
una etapa superior donde la aplicación de la ciencia, la tecnología y la innovación
ayuden a su gente a mejorar su forma de producción y su forma de vida.
Es conveniente resaltar que, la Ley de Ciencia, Tecnología e Innovación (LOCTI) fue
promulgada por la Asamblea Nacional de Venezuela el 12 de julio de 2005; su
reglamento parcial fue aprobado el 9 de octubre de 2006; sin embargo, la ley del 12 de
julio no es la versión original. Anteriormente, fue decretada la primera versión de la ley,
mediante el Decreto N° 1.290 con Rango y Fuerza de Ley Orgánica de Ciencia,
Tecnología e Innovación, publicada en la Gaceta Oficial Nº 37.291 de fecha 26 de
septiembre de 2001.
El tributo ó aporte es del 2% del ingreso bruto, para empresas ligadas al sector
hidrocarburos, de 1% para el sector de minería y electricidad, y 0,5% para todas las
demás, siempre y cuando el ingreso bruto sea superior, en cualquier año fiscal, a
100.000 unidades tributarias (U.T.) que, para el año 2005, tenía un monto aproximado a
Bs. 30.000. Por consiguiente, 100.000 U.T. son, aproximadamente Bs 3 millardos (3 mil
millones de bolívares que a valores actuales de 2007 representan, con un bolívar a
2.150 Bs/$ alrededor de $1.4 millones, aproximadamente).
2.20.4.8. Impuesto de Consumo General
La venta de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos
causan impuestos de consumo. En los Estados Unidos este impuesto es pagado por el
114
consumidor; por lo tanto se incluye como parte del precio de venta del producto, se
recauda y se entera a las entidades gubernamentales sin efecto en los resultados
consolidados de la Corporación. En Venezuela este impuesto lo paga Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) y lo reconoce como gastos de operación en los estados
consolidados de resultados.
2.20.4.9. Organización Nacional Antidrogas (ONA)
La Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes
y Psicotrópicas (LOCTICSEP) publicada en Gaceta Oficial Nº 38.337 del 16/12/05
(reimpresión), en su artículo 96 indica:
“(…) Las personas jurídicas, públicas y privadas que ocupen cincuenta trabajadores o más, destinarán el uno por ciento (1%) de su ganancia neta anual a programas de prevención integral social contra el tráfico y consumo de drogas ilícitas, para sus trabajadores y entorno familiar, y de este porcentaje destinarán el cero coma cinco por ciento (0,5%) para los programas de protección integral a favor de niños, niñas y adolescentes (…)”
Cuadro No. 7 Aportes Fiscales Pagados a la Nación
APORTES FISCALES PAGADOS (MM$) 2006 2008 2009 2010
Regalías 17,154 20,067 10,066 9,252
Impuesto por ventajas especiales 368 304 403
Impuesto de extracción 1,117 2,487 1,704 1,314
Impuesto superficial 144 146 391 167
Impuesto de registro de exportación 20 76 52 59
Impuesto al consumo propio 227 367 23
Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo
de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas
Impuesto sobre la Renta 4,031 4,267 3,308 3,858
Total 22,466 27,729 16,192 15,076
91
2.20.4.10. Inversión Social
Durante el período 2001-2008, y con mayor énfasis a partir del año 2003, en
concordancia con los lineamientos y estrategias del Ejecutivo Nacional, Petróleos de
115
Venezuela, S.A., (PDVSA) ha participado en el desarrollo social e integral del país,
apoyando las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura, vialidad,
actividades agrícolas, producción y distribución de alimentos, salud, educación, y
cualquier otra inversión productiva en Venezuela. Los proyectos sociales, se ejecutan
por medio de fideicomisos, misiones y programas sociales; asimismo, contribuye con
aportes creados por Ley para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).
2.21. Bases Legales
2.21.1. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela
La Constitución establece políticas en materia energética, caracterizada por la
"internalización" de Petróleos de Venezuela (PDVSA), en cuanto a la distribución y
reinversión equitativa de los ingresos provenientes de la exportación y el procesamiento
de hidrocarburos, adicionalmente, tiene como prioridades, el financiamiento y la co-
ejecución de las políticas sociales del gobierno, establece que todos los yacimientos
mineros y de hidrocarburos pertenecen a la República, en el artículo 302, establece que
el estado se reserva la actividad petrolera y otras industrias de carácter estratégico, y
en el artículo 303, el estado conservará las acciones de Petróleos de Venezuela, S.A.,
(PDVSA) por razones de soberanía económica, política y de estrategia nacional;
incluyendo las misiones y el fomento del nuevo modelo productivo a través del
desarrollo endógeno.
2.21.2. Ley Orgánica de Hidrocarburos
El Decreto de Ley Orgánica publicado en Gaceta Oficial de la República Bolivariana
de Venezuela N° 37.323 del 13 de Noviembre de 2001 otorga, en forma expresa,
competencia al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo en cuanto a la
administración de los hidrocarburos y le confiere el derecho y la obligación de realizar,
planificar, vigilar, inspeccionar y fiscalizar todas las actividades que con dichas
sustancias se realicen.
116
A su vez, este decreto ley también desarrolla el derecho de fiscalizar las operaciones
que causen impuestos, tasas y contribuciones en ella establecidos, así como las
contabilidades de las personas que las realicen. Se prevé la dotación de los recursos
necesarios al Ministerio para el cumplimiento de las funciones que se le atribuyen. Por
su parte la Sección III de la LOH, establece lo contentivo al marco regulatorio de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
2.21.3. Contrato de conversión de Convenio Operativ o a Empresa Mixta
En fecha 31de Marzo 2006, la Asamblea Nacional aprobó los términos y condiciones
para el proceso de migración de todos los convenios operativos vigentes en Venezuela
para la fecha, a Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA). Posteriormente en Mayo del
mismo año la Asamblea Nacional otorga la aprobación para la conformación de las 22
Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA), las cuales se fueron conformando en la medida
que las partes luego de discutir las cláusulas contractuales aprobaran dicho contrato, la
participación accionaria para la mayoría de las Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA)
es de 60% Petróleos de Venezuela, S.A. PDVSA y 40% el socio que en este caso es la
empresa operadora.
2.21.4. Ley de Contribución Especial sob re Precios Extraordinarios del
Mercado Internacional de Hidrocarburos
La Ley de Contribución Especial Sobre Precios Extraordinarios del Mercado
Internacional de Hidrocarburos fue publicada en la Gaceta Oficial No.38.910, de fecha
15 de abril de 2008; el propósito de esta ley es gravar las posibles ganancias recibidas
por los productores petroleros como resultado del alza en los precios del crudo.
De allí que, esta ley busca incrementar la participación fiscal del Estado en el ingreso
petrolero cuando los precios superan ciertos niveles previamente establecidos;
permitiendo como es razonable, que el fisco tenga una participación creciente en las
ganancias producto de las ventas de hidrocarburos; por otra parte, constituye un
117
impuesto que se traduce en un pago obligatorio de recursos por parte de las empresas
al Estado.
Ahora bien, la contribución se genera cuando el precio promedio mensual del crudo
clasificado como Brent exceda los US$ 70. El monto de la contribución por barril es el
50% del exceso del precio promedio Brent en un mes determinado sobre US$ 70. Si el
precio promedio Brent excede los US$ 100, dicho exceso será a su vez sujeto a una
tasa del 60%.
El monto total de la contribución mensual de acuerdo al Artículo 1 de esta ley es el
siguiente: será pagadera en aquellos meses es calculado multiplicando el monto por
barril por el resultado de deducir de los volúmenes de hidrocarburos líquidos, naturales
o mejorados, y productos derivados, exportados o transportados al exterior conforme a
lo indicado en el artículo 4 de esta Ley. El impuesto, sin embargo, presenta dos
distorsiones importantes. Por una parte, no corrige la excesiva participación fiscal a
niveles bajos de precios, con lo cual aumenta el riesgo financiero para las empresas
petroleras en Venezuela.
Por otra parte, la contribución se estima con base en el precio del Brent, un crudo
liviano extraído en el Mar del Norte y cuya densidad promedio es de 38 grados API,
sustancialmente superior a la densidad de una porción significativa de los crudos
extraídos en Venezuela, los cuales promedian menos de 20 grados API y pueden llegar
a menos de 10 grados API. Además, muchos de los crudos producidos en Venezuela
contienen una alta cantidad de azufre y otros aditivos que castigan su valor en el
mercado, al requerir mayores costos de refinación para ser convertidos en productos
finales.
De esta manera, para las empresas productoras de crudos pesados y extrapesados,
la tasa efectiva de este impuesto es mayor a la tasa nominal, pues aunque son
gravadas con base en el precio del Brent, el precio del petróleo vendido por estas
operadoras es menor al parámetro de referencia. El régimen fiscal del petróleo vigente
antes de la adopción del nuevo tributo estaba basado en una regalía/impuesto de
118
explotación de 33,3% del ingreso bruto, más un Impuesto Sobre la Renta (ganancia) de
50%. La regalía es deducible del pago del Impuesto sobre la renta (ISLR); esto significa
que la participación fiscal marginal, es decir cuánto se queda el fisco de un incremento
de un dólar en el precio del crudo, es siempre 66,6%. Esto implica que a medida que el
precio sube, la participación fiscal efectiva sobre las ganancias, es decir, el porcentaje
de las ganancias con las que se queda el Estado, disminuye.
Por ejemplo, asumiendo un costo por barril de 10 dólares, con un precio de venta por
barril de 20 dólares, la participación fiscal efectiva sobre la ganancia sería 82%, pero
con un precio de 50 dólares, esta participación cae a 70% y a 100 dólares cae aun más,
a 68%. El problema del régimen existente es que por mucho que suba o baje el precio
del petróleo la participación marginal del Estado en el ingreso petrolero es siempre la
misma (66,6%), lo cual no tiene sentido, ya que a mayor renta la participación marginal
debería ser mayor.
A tal efecto, el impuesto a los precios extraordinarios es prácticamente una regalía
adicional que se activa cuando los precios superan ciertos niveles; si el precio promedio
mensual del crudo marcador Brent supera 70 dólares por barril en el mes anterior, se
paga una sobre-regalía de 50% sobre el diferencial entre el precio real promedio del
Brent y el precio de referencia de 70 dólares. En caso de que el precio supere $100, la
sobre-regalía es de 60% sobre el diferencial por encima de $100. El pago de estas
sobre-regalías, al igual que el de la regalía tradicional, siendo deducible del Impuesto
sobre la Renta (ISLR).
Es importante señalar que, el nuevo impuesto permite que el esquema fiscal sea
progresivo cuando el precio del Brent supera 70 dólares por barril, sin embargo, tal
como mencionamos al inicio, el impuesto afecta de manera desfavorable a las
empresas productoras de crudos pesados y extrapesados, debido a que ellas venden
productos cuyo precio está claramente por debajo del precio al cual se cotiza el Brent.
Dada las características de esta contribución se trata de un ingreso extraordinario y
eventual que depende de la fluctuación del precio del petróleo y que no se puede
119
predecir si el próximo año tenga pertinencia, por lo que se encuentra fuera de las
consideraciones establecidas para un impuesto. Finalmente, el cobro mensual que por
dicha contribución se obtenga se destinará directamente al Fondo de Desarrollo
Nacional (FONDEN) para la ejecución de proyectos de desarrollo de infraestructura, de
producción y desarrollo social y serán contabilizados como costos para su deducción
del Impuesto sobre la renta (ISLR).
La nueva ley pretende recuperar el valor extraordinario del barril de petróleo; cuando
este se encuentre por encima de 70 dólares, el Estado recuperará 91,7% del valor
excedentario y las empresas privadas 8,3%; y cuando alcance los 100 dólares, la
nación percibirá 96,7% y los privados, el restante 3,3%; pero la aplicación de esta
nueva ley podría frenar las inversiones extranjeras en Venezuela, ya que las
oportunidades para obtener beneficios disminuirán. Este impuesto se aplicaría al
volumen de hidrocarburos líquidos, naturales y mejorados, "exportados o transportados"
fuera del país, por lo que no afectaría al consumo interno ni tendrá un impacto en el
precio del consumidor venezolano.
En vista de ello, cuando la carga tributaria sea menor al cincuenta por ciento (50%)
de sus ingresos brutos, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) pagará adicionalmente
un monto equivalente a la diferencia entre este tope y su carga tributaria, de esta forma
se garantiza que el impuesto a pagar nunca sea menor al cincuenta por ciento (50%)
del ingreso bruto. Este recién creado impuesto es esencialmente un impuesto a los
ingresos extraordinarios que apunta a los beneficios obtenidos por Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus empresas filiales en Venezuela, gravando sus ingresos
incrementales con el 50% cuando el precio del crudo exceda US$ 70 por barril y el 60%
cuando el precio del crudo exceda US$ 100 por barril y el mismo es efectivo a partir del
1 de Mayo 2008.
2.21.5. Ley de Impuesto sobre la Renta
La Ley del Impuesto Sobre la Renta y su reglamento establecen las disposiciones
relacionadas con el cobro de un impuesto sobre las rentas obtenidas en el país, ya sea
120
de fuente territorial o extraterritorial, y con la obligación que tienen los contribuyentes al
terminar cada ejercicio económico anual de presentar la declaración jurada de rentas o
ingresos y de pagar en caso de que proceda. La misma deberá comprender todos los
enriquecimientos obtenidos durante período. El texto legal, que rige el ISLR, es la “Ley
de Reforma Parcial de la Ley de Impuesto sobre la Renta”, publicada en Gaceta Oficial
N° 38.628 del 16/02/2007, reglamentada a través del “Reglamento de Impuesto sobre la
Renta” publicado en la Gaceta Oficial N° 5.662 (Extraordinario) del 24 /09/2003.
En este punto, la Ley de Impuesto Sobre la Renta en la República Bolivariana de
Venezuela, establece una tarifa de 50% para las compañías dedicadas a la explotación
de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo ciertas excepciones para la
explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos crudos extrapesados y
gas no asociado, cuya tarifa es e 34%. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable
para las principales filiales del exterior es de 35%.
Por otra parte, esta ley establece en la República Bolivariana de Venezuela en su
Título IX de los Ajustes Por Inflación Capítulos I y II Artículos 173 al 193 el ajuste fiscal
por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las
propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su
vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que
será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible.
121
2.22. Operacionalización de las variables
Objetivo General: Analizar la incidencia de los precios del petróleo venezolano en la
rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) en Venezuela durante el período
2006 – 2009.
Objetivos
Específicos Variables
Dimensiones
Indicadores
� Analizar el
comportamiento de los
precios del petróleo para el
período 2006 – 2008.
Precio del Petróleo
Comportamiento de los
precios del petróleo
� Oferta
� Demanda
� Crudos Marcadores
- Brent
-WTI
� Cesta Crudo OPEP
� Cesta Venezolana
Indicadores de Rentabilidad
� Rentabilidad Económica
� Rentabilidad Financiera
� Apalancamiento Operativo
� Apalancamiento Financiero
� Rendimiento de Capital
� Sistema Du Pont
� Determinar los
indicadores de rentabilidad
de Petróleos de Venezuela,
S.A. (PDVSA) durante el
período 2006-2008.
� Examinar el
comportamiento de la
rentabilidad de Petróleos de
Venezuela, S.A (PDVSA)
durante el período 2006-
2009.
� Analizar la incidencia de
los impuestos y
contribuciones especiales en
la rentabilidad durante el
período 2006-2009.
Rentabilidad
Impuestos y Contribuciones
Especiales
� Regalías.
� Impuestos a la
Actividad Petrolera: - Impuesto sobre la
Renta
- Extracción
- Superficial
- Consumo Propio
- Registro Exportación
- Valor Agregado
- Consumo General
- Organización
Nacional
Antidrogas (ONA)
- Ciencia y Tecnología
- Inversión Social
Establecer la relación existente entre los precios del
petróleo y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela,
S.A (PDVSA) durante el período 2006 – 2010.
La aplicación del coeficiente de correlación de Pearson permitirá
medir el grado de relación lineal entre las variables cuantitativas
objeto de estudio como lo son: precio de petróleo y rentabilidad de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
Fuente: González Rafael (2011)
122
Capitulo III. Marco Metodológico
123
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En toda investigación es de suma importancia describir la metodología utilizada de
forma detallada indicando los métodos, técnicas, procedimientos y demás herramientas
utilizadas durante la elaboración del trabajo.
De estas preguntas se desprende lo esencial de conocer todas y cada una de las
actividades que el investigador realiza en las etapas de su estudio, así como el tipo y
diseño de la investigación; las técnicas de recolección de datos, el procesamiento de la
información y el procedimiento utilizado durante todo el estudio. Con lo anteriormente
expuesto se puede desarrollar una base para que lo estudiado reúna las condiciones de
fiabilidad, objetividad y validez indispensables para el análisis y evaluación de las
conclusiones finales.
3.1. Tipo de Investigación
Según Méndez (2008) el tipo de investigación se refiere a la manera como se va a
proceder en la realización de la investigación, debe responderse al nivel de profundidad
a que se quiere llegar el conocimiento propuesto, al método y a las técnicas que han de
utilizarse en la recolección de información, de acuerdo al nivel de conocimiento
científico (observación, descripción, explicación) al que espera llegar el investigador, se
debe formular el tipo de estudio.
Para Méndez (2008) la investigación es exploratoria cuando se buscan en ella
aspectos no conocidos poco estudiados o nunca abordados, es decir, “la formulación de
un problema para posibilitar una investigación más precisa o el desarrollo de una
hipótesis” Méndez (2008), pero en la medida en que se avanza, el nivel de profundidad
se va haciendo cada vez mayor, más complejo y la investigación puede transformarse
en descriptiva, caracterizando las variables y fenómenos que en ella se presenten, en la
investigación en ciencias sociales se ocupa de la descripción de las características que
124
identifican los diferentes elementos y componentes, y su interrelación, Méndez (2008),
utilizando para ello técnicas específicas en la recolección de información, como la
observación, las entrevistas y los cuestionarios, así mismo pueden utilizarse informes y
documentos elaborados por otros investigadores.
Según el tipo de estudio, Méndez (2008) define que “en el estudio descriptivo se
identifican características del universo del investigación, se señalan formas de conducta
y actitudes del total de la población investigada, se establecen comportamientos
concretos y se descubre y comprueba la asociación entre variables de investigación”.
Así mismo, según el criterio de Hurtado de Barrera (2002) define la investigación
descriptiva como: “el propósito de exponer el evento estudiado, haciendo una
enumeración detallada de sus características, de modo tal, que en los resultados se
pueden obtener dos niveles de análisis, dependiendo del fenómeno y del propósito del
investigador.
Sin embargo, si se avanza un poco más en la profundidad del conocimiento y se
indaga no sólo en sus orígenes sino en sus causas y consecuencias, entonces se está
realizando una investigación explicativa. La estrategia de investigación que define el
presente trabajo, corresponde al nivel Descriptivo Documental. Tal como lo describe
Arias (2004), la investigación descriptiva: “consiste en la caracterización de un hecho,
fenómeno o grupo con el fin de establecer su estructura o comportamiento. Los
resultados de este tipo de investigación se ubican en un nivel intermedio en cuanto a la
profundidad de los conocimientos se refiere. La investigación descriptiva se clasifica en:
estudios de medición de variables independientes y en la investigación correlacional.”
La investigación correlacional permite determinar el grado de relación (no causal)
existente entre dos o más variables. En estos estudios, primero se miden las variables y
luego, mediante la prueba de hipótesis correlacionales y la aplicación de técnicas
estadísticas, se establece la correlación.
Por otro lado, Hernández y col. (2003) hablan de los estudios correlacionales
explicando que tienen como propósito evaluar la relación que existe entre dos o más
125
variables a fin de conocer el comportamiento de una variable con respecto a otra u
otras.
La utilidad y el propósito principal de los estudios correlacionales es saber como se
puede comportar un concepto o variable conociendo el comportamiento de otras
variables relacionadas, es decir, intentar predecir el valor aproximado que tendrá una
variable en un grupo de individuos, a partir del valor obtenido en la variable o variables
relacionadas.
Considerando que los estudios correlacionales son un tipo de investigación
descriptiva que trata de determinar el grado de relación existente entre variables, puede
perfectamente aplicarse a los objetivos específicos que se persiguen con el desarrollo
del presente trabajo de investigación, por cuanto el propósito es determinar una
correlación para el precio del petróleo, para determinar los ingresos por concepto de
venta de petróleo en Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) y su rentabilidad
económica y financiera.
A tal efecto, se prevé la relación del presente trabajo de investigación, con un tipo de
investigación documental correlacional a partir de datos secundarios. La investigación
documental se puede realizar a nivel exploratorio, descriptivo o explicativo y se clasifica
en: Monográfica, de Medición de Variables Independientes a partir de datos
secundarios y Correlacional a partir de datos secundarios.
Es importante señalar que los valores históricos de precios de crudo para los distintos
marcadores de crudo, provienen de datos provenientes de un despachador de reportes
de precios de productos energéticos a nivel mundial. Una vez trabajados los datos se
procederá a establecer correlaciones entre los precios del petróleo, la producción de
Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) y el nivel de rentabilidad económica y financiera.
Es digno de resaltar que todas y cada una de las clasificaciones metodológicas que
se encuentran en la presente investigación, contribuyen al alcance de los objetivos y
126
conocimientos de la problemática objeto de análisis, por lo cual ninguna tiene mayor
relevancia que otra.
3.2. Métodos para el Análisis de la Información
“El método científico puede definirse como un procedimiento riguroso, formulado de
una manera lógica para lograr la adquisición, organización o sistematización y
expresión o exposición de conocimientos, tanto en su aspecto teórico como en su fase
experimental. De acuerdo con esto, el método lo constituye el conjunto de procesos que
el hombre debe emprender en la investigación y demostración de la verdad; así, el
método permite organizar el procedimiento lógico general por seguir en el conocimiento,
y llegar a la observación, descripción y explicación de la realidad. El objeto de
investigación determina el tipo de método que se ha de emplear” Méndez (2008).
Método de Observación: Observar es advertir los hechos como se presentan, de una
manera espontánea, y consignarlos por escrito. La observación como procedimiento de
investigación puede entenderse como el proceso mediante el cual se perciben
deliberadamente ciertos rasgos existentes en la realidad por medio de un esquema
conceptual previo y con base en ciertos propósitos definidos generalmente por una
conjetura que se quiere investigar (Méndez, 2001).
Método Deductivo: El conocimiento deductivo permite que las verdades particulares
contenidas en las verdades universales se vuelvan explícitas. Esto es, que a partir de
situaciones generales se lleguen a identificar explicaciones particulares contenidas
explícitamente en la situación general; así, de la teoría general acerca de un fenómeno
o situación, se explican hechos o situaciones particulares (Méndez, 2001).
Método de Análisis : Análisis y síntesis son procesos que permiten al investigador
conocer la realidad. René Descartes, al referirse a normas básicas del proceso
científico, señala que la explicación a un hecho o fenómeno no puede aceptarse como
verdad si no ha sido conocida como tal. Por otro lado, el conocimiento de la realidad
puede obtenerse a partir de la identificación de las partes que conforman el todo
127
(análisis) o como resultado de ir aumentando el conocimiento de la realidad iniciando
con los elementos más simples y fáciles de conocer para ascender poco a poco,
gradualmente, al conocimiento de lo más complejo (síntesis). El análisis inicia su
proceso de conocimiento por la identificación de cada una de las partes que
caracterizan una realidad; de éste modo podrá establecer las relaciones causa – efecto
entre los elementos que componen su objeto de investigación (Méndez, 2001).
Los métodos considerados en el presente diseño son: la observación, la cual permitió
captar la información de los hechos tal y como se presentaron; el método deductivo,
que permitió a través de los conceptos de rentabilidad determinar situaciones
específicas que contribuyeron al análisis de la información y desarrollo de la
investigación; y el método de análisis, el cual permitió establecer relaciones entre las
variables (precio del petróleo, rentabilidad y sistema tributario), con la finalidad de
explicar cómo ha sido el comportamiento de la rentabilidad en Petróleos de Venezuela,
S.A. (PDVSA) en el período seleccionado.
3.3. Diseño de la Investigación
El diseño de investigación indica un procedimiento a seguir, el investigador en
atención al problema, evento o hecho a investigar, a los objetivos, tipo de estudio
seleccionará el plan o estrategia; esto deberá describirse sistemáticamente, detallando
el por qué de ello, como se trabajarán las variables. El diseño se refiere al plan o
estrategia concebida para responder a las preguntas, objetivos e hipótesis de
investigación.
Para Hernández y col. (2003) el diseño se refiere al plan o estrategia concebida para
obtener la información que se desea; el investigador señala lo que debe hacer para
alcanzar sus objetivos de estudio, es decir, los diseños no experimentales de
investigación se realizan sin manipular variables intencionalmente, se observa el
fenómeno tal y como se presenta en su contexto natural para después analizarlos; es
mas cercano a la realidad estudiada, posee un control menos riguroso que la
experimental.
128
De allí que el diseño de la presente investigación es no experimental, ya que no se
manipuló intencionalmente ninguna variable dentro del estudio, es decir, se
consideraron datos duros provenientes de antecedentes históricos de variables como
producción, precio del petróleo, inversiones, costos, ingresos, egresos, estados
financieros y operacionales de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), entre otras; tal
como se expresa el concepto de un diseño no experimental, el cual consiste en
observar los fenómenos tal y como se dan en su contexto natural para después
analizarlos.
Según el número de momentos en los cuales se recolectan los datos (dimensión
temporal), se clasifican en transeccionales y longitudinales. Según Hernández,
Fernández y Baptista (2003) “el diseño transeccional descriptivo tiene como objeto
indagar la incidencia y los valores en que se manifiesta una o mas variables” es decir,
que este tipo de estudio presente un panorama del estado de cada variable e
indicadores en determinados momentos para lograr un análisis puro de las mismas.
Por lo tanto, la presente investigación obedece al diseño No Experimental
Transeccional, ya que los datos se recolectan en un solo momento, en un tiempo único.
Hernández y col. (2003) expresan que el propósito de este tipo de investigación es
describir variables y analizar su incidencia e interrelación en un momento dado.
Para concluir, el diseño de esta investigación se califica como No Experimental
Transaccional Descriptivo, ya que los resultados obtenidos a partir de la técnica de
recolección de datos utilizada, se presentaron exactamente como fueron obtenidas, sin
interrupciones, ni manipulaciones, durante el proceso.
3.4. Universo Población y Muestra
Según Ramírez (1999) el universo implica “un conjunto infinito de unidades
observacionales cuyas características esenciales las homogenizan como conjunto”
(p.87); es decir, da cuenta de todos los sujetos, documentos, objetos, organizaciones
129
que pertenecen a una misma clase; el término población comprende un conjunto
limitado por el ámbito de estudio a realizar. En otras palabras, la población en estudio
forma parte del universo, es un subconjunto de éste, conformado por un determinado
número de variables, variables que hacen un subconjunto particular con respecto al
resto de los integrantes del universo.
La población de acuerdo con Parra (2003), el universo de estudio es el conjunto
conformado por todos los elementos, seres u objetos que contienen las características,
mediciones u observaciones que se requieren en una investigación dada, siendo ello
Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) como corporación, la población utilizada para los
efectos de este trabajo. Entendiendo por población el conjunto de elementos de los que
se quiere conocer o investigar alguna característica, en el presente trabajo de
investigación las unidades de análisis sujetas a evaluación o estudio, corresponden por
una parte, a los datos históricos de precios de crudo disponibles en la formula del
cálculo de precio de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA).
En este caso, la población es finita y se encuentra definida por los valores diarios de
precios del crudo durante el período 2006 hasta diciembre del año 2009, así como los
Estados Financieros Consolidados de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
3.5. Técnicas de Recolección de la Información
3.5.1. Fuentes de recolección de datos
En este caso particular, para recolectar información bibliográfica se realizó una
revisión de tesis de maestría en el área de finanzas, documentos impresos mayores y
menores tales como enciclopedias, diccionarios, libros de texto, leyes y revistas
especializadas, se consultaron además paginas en Internet relacionadas con precios de
petróleo, rentabilidad, empresas de petróleo a nivel mundial, entre otras datos afines.
Para Méndez (2008), toda investigación implica acudir a fuentes secundarias para
obtener información básica, este tipo de fuentes se encuentran en las bibliotecas y está
130
contenida en libros, periódicos y otros materiales documentales, como trabajos de
grado, revistas especializadas, enciclopedias, diccionarios, anuarios, etc..
Por otra parte, es posible que el desarrollo de la investigación propuesta dependa de
la información que el investigador debe recoger directamente, cuando esto sucede se
está utilizando la fuente primaria, ya que debe utilizar técnicas y procedimientos que
suministren la información adecuada. Dentro del análisis primario de documentos existe
el análisis de contenido, es decir, al análisis de contenido debe poder ser reproducido
por otros investigadores y los resultados susceptibles de verificación, para llevar a cabo
esto, existen diferentes técnicas, algunas de ellas utilizadas con frecuencia en las
ciencias económicas, administrativas y contables (Observación, Encuesta –
Cuestionario y Entrevista - Sondeos).
Del mismo modo, se emplearon fuentes secundarias, como la consulta de textos y
materiales referentes a la temática en estudio; las cuales son conceptualizadas por
Sabino (1998) como medios de información indirectos, los cuales implican la
recopilación de datos de segunda mano. La observación no participante es aquella en
la cual el observador no interactúa con los sujetos observados. Por otro lado, la
entrevista es una técnica basada en el dialogo o conversación cara a cara, entre el
entrevistador y el entrevistado acerca de un tema previamente determinado, de tal
manera que el entrevistador puede obtener la información que requiera Arias (2004).
Para efectos de este estudio se emplearon fuentes de información documentales
secundarias, ya que se consideran los Estados Financieros Consolidados de Petróleos
de Venezuela (PDVSA), publicados en el Informe Financiero y Operacional durante el
periodo 2006-2009 a fin de determinar el impacto de los precios del crudo en la
rentabilidad de la corporación.
3.5.2. Técnicas de Recolección de datos
Las técnicas de recolección de datos son las distintas formas o maneras de obtener
la información, Arias (2004) y un instrumento adecuado “es aquel que registra datos
131
observables que representan verdaderamente los conceptos o variables que el
investigador tiene en mente” Hernández y col. (2003). Las técnicas son cualquier
recurso del que se vale el investigador para acercarse a los fenómenos y extraer de
ellos la información, y el instrumento es el como, el medio material que se emplea para
recoger la información.
La técnica de observación documental o bibliográfica, mediante el apoyo en lecturas
de libros, documentos y contratos legales, permitirán brindar el soporte conceptual y
teórico a la investigación. La información a utilizar en el desarrollo de la investigación es
del tipo secundaria, considerando que se fundamenta en una recolección de datos y
cifras históricas de las distintas variables involucradas en la elaboración de los estados
financieros de la empresa.
3.6. Validez y Confiabilidad del Instrumento
Para Chávez (1994), todo anteproyecto de investigación que incluya la medición de
variables con algún cuestionario, requiere de la planificación del procedimiento de cómo
logrará la validez y confiabilidad, las cuales dependen de las características del mismo,
específicamente de la escala y número de alternativas. En relación a lo anterior, la
validez es la eficacia con que un instrumento mide lo que se pretende y la confiabilidad
es el grado con que se obtienen resultados similares en distintas aplicaciones. La
validez de una escala está también relacionada con su confiabilidad. Existen diferentes
métodos para lograr el cálculo de sus coeficientes. Toda investigación que aplique
cuestionarios estandarizados o no, requieren del cálculo de la validez y confiabilidad.
Cabe destacar, que para la presente investigación no se utilizó un instrumento para la
recolección de datos, tomando en consideración que la investigación planteada en el
presente estudio es de tipo Documental Descriptiva y Correlacional; por lo tanto la
validación y confiabilidad, al igual que la pertinencia con la variable, dimensiones e
indicadores establecidos, no se consideró necesario el discernimiento y juicios
independientes entre expertos que asegurara que el instrumento midiese los aspectos
de interés para la investigación.
132
Partiendo de los objetivos definidos en el presente estudio, cuyo propósito es analizar
la incidencia de los precios del petróleo en la rentabilidad de Petróleos de Venezuela,
S.A (PDVSA), la intención es emplear una serie de instrumentos y técnicas de
recolección de información orientadas a alcanzar el objetivo propuesto, los cuales de
detallan a continuación:
1. Delimitación del planteamiento y formulación del problema de investigación, la
elaboración de las referencias teóricas y conceptuales necesarias para
desarrollar ampliamente el abordaje del tema.
2. Recolección de la información histórica (2006-2009) de los estados financieros
(Balance General y Estado de Ganancias y Pérdidas) de Petróleos de
Venezuela, S.A (PDVSA) a fin de calcular los índices de rentabilidad.
3. Elaboración de una base de datos en Excel que permita establecer las distintas
graficas de dispersión entre el precio del crudo de la cesta petrolera venezolana
con respecto al precio del Brent y al West Texas Intermediate WTI.
4. Determinación de la correlación matemática que mejor defina el comportamiento
histórico de las variables bajo estudio.
Posteriormente se procederá al análisis de los gráficos y correlaciones obtenidas y se
establecerán las principales líneas de acción, orientadas a conocer el objetivo general
de la investigación. Dada la naturaleza de estudio y en función de los datos e
información requerida, tanto para los soportes teóricos como para el momento
metodológico, se situará, las principales técnicas instrumentales de la investigación
documental. “Entendiéndose por técnica, el procedimiento o forma particular de obtener
datos o información”. Fidias (2004). El principal instrumento de recolección de datos
será el digital, mediante la creación de la base de datos con ayuda del software
Microsoft Excel.
133
De lo antes expuesto, la validez y confiabilidad se atribuye al grado de confianza y
certidumbre de los datos utilizados para el desarrollo de la investigación viene
determinada por la seguridad de resguardo de las fuentes de donde provienen los
datos; representando la ausencia del azar en la medida, como la ausencia de sesgos, y
la coherente relación entre lo que se mide y lo que se quiere medir.
Para el caso particular del presente trabajo, los Estados Financieros Consolidados de
Petróleos de Venezuela, S.A., (PDVSA) y sus empresas filiales, están tomados del
Informe Financiero y Operacional de la empresa para el período 2006 – 2009, por otra
parte, los datos de precios de crudo provienen del despachador de reportes de Platts
Sarus, encargado de la publicación diaria de todos los indicadores de precios de
productos energéticos a nivel mundial, en este sentido la fuente de información de
datos es altamente confiable.
3.7. Técnicas de Análisis y Procesamientos de Datos
El análisis de la información representa un paso esencial para dar curso a los
resultados del estudio; previo al análisis de datos es necesario realizar el vaciado y
recuento de los mismos a fin de aplicar las estadísticas descriptivas correlacionales.
Sabino (1998) señala que de la información procesada dependerá la respuesta a las
interrogantes iniciales formuladas por el investigador. Pero, no obstante, esa
información sólo será capaz de aportar las respuestas deseadas hasta tanto no se
efectúe sobre ella un trabajo de análisis e interpretación.
En tal sentido se empleará a los fines del estudio el análisis cuantitativo, este análisis
en opinión de Sierra (2000) implica la tabulación, organización, y cálculo de estadísticas
vinculadas al objeto de estudio; siendo procesado con apoyo de una hoja de calculo
Excel y el programa SPSS.
Para el caso de ese estudio, corresponde la utilización de medidas de tendencia
central media las cuales se correlacionarán para determinar los niveles alto, medio y
bajo en las variables estudiadas; así como medidas de dispersión desviación estándar,
134
valor mínimo y máximo. Del mismo modo, se estimarán las distribuciones absolutas y
relativas y los resultados serán presentados en tablas y gráficos para visualizar
estadísticamente la información.
La recolección de datos depende del tipo de método de observación como son:
fuentes primarias; como la observación humana: directa, indirecta, participante, no
participante, sistemática, estructural ó mecánica (con el uso de cámaras fotográficas,
videos, grabadoras). La observación de la realidad, que exige respuestas directas de
los sujetos estudiados, donde se interroga a las personas en entrevistas orales o por
escrito con el uso de encuestas, y fuentes secundarias; como la revisión de
documentos existentes recopilados por otras personas.
Para alcanzar el logro de los objetivos planteados, una vez recolectados los datos, el
método a emplearse para el análisis de los mismos será mediante la elaboración de
gráficos de tendencia mediante el uso de la herramienta Excel. La interpretación y
determinación de correlaciones según el adecuado comportamiento de las variables
permitirá la obtención de distintas correlaciones entre los diferentes precios del crudo y
su incidencia en la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
El resultado de la correlación será sujeto a comparación, de acuerdo a los valores de
los índices de rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) en el período
2006 - 2009. Para ello se empleará la técnica de tablas comparativas y cálculo de
desviaciones de datos. No se descarta la posibilidad de utilizar la herramienta Crystal
Ball para determinar el comportamiento probabilístico de las rentabilidades versus la
estimada con la correlación.
3.8. Procedimientos de la Investigación
Para realizar el estudio se llevarán a cabo un conjunto de actividades, las cuales se
sintetizan de la siguiente forma:
a. Tramitación formal de la investigación ante las autoridades de la universidad.
135
b. Revisión de la temática de la investigación para aprobar el titulo seleccionado,
realizando tutoría y procediendo a la aprobación del tema en estudio por parte de la
Universidad del Zulia.
c. Búsqueda de información teórica en las bibliotecas y centros de información en
línea, así como adquirir material bibliográfico pertinente al estudio, con el fin de
configurar la revisión de la literatura, estableciendo los antecedentes relevantes y las
bases teóricas de la investigación.
d. Definición de los criterios metodológicos del estudio.
e. Aprobación de la versión preliminar por las autoridades competentes, solicitando
la autorización para proceder a la aplicación del mismo.
f. Aprobación del anteproyecto por las autoridades universitarias competentes.
g. Organización de los datos en una matriz de tabulación automatizada, con lo cual
se presentan para efectos de hincar el análisis estadístico de los datos.
h. Análisis de los datos estadísticos obtenidos, realizando la interpretación de los
hallazgos a la luz de los planteamientos teóricos de los autores, permitiendo apoyar,
verificar, contradecir o corroborar los lineamientos teóricos recabados.
i. Elaboración de una síntesis de los resultados expresados en términos de
conclusiones, así como las sugerencias derivadas del proceso de estudio para
establecer las recomendaciones que son pertinentes a la problemática analizada.
j. Elaboración del trabajo final y presentación a las autoridades universitarias y
defensa del trabajo final de la investigación.
136
Capítulo IV. Análisis de Resultados
137
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
Este capítulo presenta los resultados obtenidos a partir de los procedimientos
aplicados durante el proceso de investigación, con la finalidad de dar respuesta al
objetivo general de la investigación, el cual está enfocado en analizar la relación
existente entre los precios del petróleo y la rentabilidad de Petróleos de Venezuela
(PDVSA) durante el periodo 2006 – 2010; partiendo de la información obtenida de los
estados financieros auditados de Petróleos de Venezuela, S.A., (PDVSA), así como los
precios del petróleo obtenido del proveedor de información a mercados de energía y
materias primas Platt´s, adicionalmente, de los precios de la cesta venezolana de
petróleos por parte del Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET).
Con el fin de lograr los objetivos planteados en la presente investigación, se
establecieron las bases teóricas como marco referencial del estudio, se procesó la
información obtenida a través de la realización de gráficos y cuadros estadísticos en
excel para una mejor compresión de los resultados. Tamayo y Tamayo (1998), señalan
que el análisis de los resultados es el proceso de convertir los fenómenos observados
en datos científicos, para que a partir de ellos se puedan obtener conclusiones válidas.
Tomando en consideración esta premisa, los resultados de esta investigación serán
evaluados de acuerdo a cada uno de los objetivos que fueron planteados y, de esta
manera responder el objetivo general de la investigación.
4.1. Objetivo No. 1. Analizar el comportamiento de los precios del petróleo para el
período 2006 – 2010.
Con el propósito de dar cumplimiento a este objetivo, se procedió a revisar los
factores que determinan el precio del petróleo, y como éstos inciden de forma directa,
entre los cuales se destacan: “las condiciones económicas, el equilibrio entre la oferta y
138
la demanda en el mercado petrolero, eventos meteorológicos, geopolíticos y
pronósticos financieros”, tal y como lo señalan Alazard-Toux y Misonnier (2009).
Como se observa en el gráfico No. 7, desde al año 1972, hasta la presente fecha,
han ocurrido una serie de eventos geopolíticos, meteorológicos, entre otros, que han
impactado sensiblemente los precios del petróleo, haciendo que la oferta del producto
se disminuya incrementando los precios tal y como lo señala Seba (2008) “los precios
del petróleo y sus productos derivados están afectados por una serie de factores, a
saber: a) oferta y demanda mundial de crudo, b) oferta y demanda de los derivados de
crudo, c) tarifas de transporte, d) competencia en los mercados de crudo y e)
competencia en los mercados regionales y domésticos de productos derivados.”
Gráfico No. 7 Comportamiento Precios del Petróleo
Elaboración Propia.
Fuente: International Energy Agency. Annual Statistical Suplemment 2010. BP Statistics Review of World Energy2010.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
110
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
$/B
bl
Dubai Brent Nigeria Forcados West Texas Intermediate
Revolución
Iraní
Contratos
Nacionalización de
Campos Petroleros
Guerra Yon Kippur
Guerra Irán-Iraq
Cuota OPEP
CrisisKuwait
Cuota OPEP
Crisis Asiatica
Acuerdo Mexico,
Venezuela, Arabia Saudita
Sept. 11
Huracanes
Katrina y Rita
Cuota OPEP
Crisis
Economica
139
Tabla No. 1 Precio Promedio por Unidad y Costo de Producción
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)Precio Promedio por unidad y costos de producción
2006 2007 2008 2009 2010
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
2268%
Precio cesta de exportación ($/bbl) 17.96 22.13 26.55 24.60 31.05Variación (%) - 23% 20% -7% 26%
Precio cesta de gas, por barril 6.53 7.04 9.43 7.03 4.00Variación (%) - 8% 34% -25% -43%
Costos promedios de producción por barril de petról eoequivalente
Costos promedios de producción, por barril de petró leo equivalente, excluyendo empresas mixtasFuente: Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007, 2006
Elaboración Propia
Años terminados el 31 de diciembre deDólares
5.64
6.334.34
5.235.704.884.01
5.537.104.93
Así mismo, las tensiones políticas y los efectos especulativos se ven reflejados tanto
en el mercado internacional como en los precios de la cesta de petróleo venezolana, tal
y como se muestra en la tabla No. 1, donde se observa que la cotización promedio de la
cesta de petróleo venezolana para el año 2007 fue 62,68 $/bbl, con una variación anual
de 14%, equivalente a 7,47$/bbl de incremento en comparación con el año 2006 cuyo
precio fue de 55,21$/bbl; para el año 2008 se incrementó hasta llegar a 85,36$/bbl, lo
que representa un aumento de 36%, en comparación con el año anterior, según los
analistas esta alza se debe al deterioro del ambiente geopolítico causado por la ola de
violencia en los países árabes y a las limitaciones de la oferta de la OPEP; otros
atribuyen este aumento a la especulación y al auge de las economías emergentes.
Es importante mencionar, que el precio de la cesta petrolera venezolana sigue el
mismo comportamiento de los precios de los crudos marcadores: a) Brent del Mar del
Norte y b) West Texas Intermediate (WTI), tal y como se observa en el gráfico No. 8; su
cotización es menor al de estos crudos, ya que su precio depende en mayor o menor
grado de los porcentajes de azufre y del tipo de crudo que se extraiga de cada
yacimiento en particular, así mismo, el precio de la cesta petrolera venezolana está
altamente influenciada por las decisiones adoptadas por la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP).
140
Gráfico No. 8 Cesta Petrolera Venezolana
vs. Precios Crudo Brent y WTI
20
40
60
80
100
120
140
$/B
bl
VENEZUELA
Brent
WTI
En este sentido, para el año 2009 el precio tuvo una disminución de -33% en
comparación con el año 2008, siendo su cotización promedio de 57,01$/bbl, a pesar
que durante este año el precio mantuvo una tendencia al alza, generado por el aumento
de la demanda de petróleo y la debilidad del dólar frente a otras divisas, tal y como lo
reseña el informe de la Bolsa Mercantil de Nueva York.
En el año 2010, el precio del petróleo se incrementó hasta alcanzar un promedio
durante el año de 72,10 $/bbl, equivalente al 26% de aumento respecto al año 2009; de
acuerdo a los expertos, esto es producto de la recuperación en los indicadores
económicos en algunos países europeos y en los Estados Unidos, así como a una
caída en los inventarios de petróleo y la recuperación de las principales bolsas de
valores del mundo.
141
El precio de la cesta de exportación de crudo venezolano ha reflejado los altibajos del
mercado petrolero internacional, impactando los resultados financieros consolidados de
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) ya que sus ingresos dependen, básicamente,
del volumen de exportación de crudo y del nivel de precios de los hidrocarburos. El nivel
de producción de crudo y los desembolsos de inversión necesarios para alcanzar los
niveles de producción han sido los principales factores determinantes en los resultados
financieros y operacionales según el Informe Financiero y Operacional de Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) 2010.
En vista de los datos obtenidos y del análisis realizado a los precios del petróleo, y en
función de lo expuesto en el marco teórico se corrobora que los descensos de los
precios, y en general la volatilidad del mercado internacional, han afectado la economía
venezolana desde el inicio del desarrollo de la industria por lo tanto, se recomienda,
mantener una vigilancia continua de los factores de riesgo que pongan en peligro la
estabilidad de los precios del petróleo a nivel internacional, y su efecto sobre los
ingresos fiscales, ya que la fluctuación de éstos determinarán el rumbo de la economía
venezolana.
4.2 Objetivo No. 2. Determinar los indicadores de r entabilidad de Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período 2006 – 2 010.
Para determinar el comportamiento de la rentabilidad de Petróleos de Venezuela,
S.A. (PDVSA), se aplicó la observación documental indirecta del Estado Consolidado
de Resultados Integrales (Cuadro No. 2), como base para conocer la información
relacionada con los ingresos, costos, gastos, impuestos y resultados; al igual que el
Balance General (Cuadro No. 3) para conocer la estructura financiera relacionada con
los activos, pasivos y el capital invertido, dichos estados financieros auditados se
encuentran publicados en la página web oficial de esa corporación para el período en
estudio y sustentado, por el marco teórico desarrollado en el capítulo II.
142
Según Sánchez (2002), se establecen dos niveles iniciales de rentabilidad a saber: 1)
Rentabilidad Económica o rendimiento de la inversión y 2) Rentabilidad Financiera que
se refiere al rendimiento de los fondos propios. Estos indicadores con sus respectivas
variaciones anuales en términos porcentuales durante el periodo 2006 – 2010, se
presentan en la tabla No. 2 y 3 respectivamente.
4.2.1. Rentabilidad Económica
La rentabilidad económica de cualquier empresa permite medir en un periodo
determinado de tiempo, el rendimiento de los activos independientemente de su
financiamiento, es una medida de la capacidad de los activos para generar valor.
En la tabla No. 2 se observa como la rentabilidad económica ha ido disminuyendo
progresivamente desde el 2006 cuando se ubicó en 92,7% hasta alcanzar 28,2% en el
año 2010, lo cual representa una disminución de -64,5%, producto de la disminución de
las Utilidades Antes de Intereses e Impuestos, como consecuencia de menores
ingresos debido a la baja en los precios del petróleo.
Tabla No. 2 Rentabilidad Económica
RENTABILIDAD ECONOMICA (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Producción De Petróleo ($/bbl) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929
Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad Antes de Intereses e Impuestos (MM$) 41,702 47,373 51,797 24,206 25,192Variación (%) - 14% 9% -53% 4%
Inversión Neta (MM$) 45,006 54,524 74,945 85,356 89,301Variación (%) - 21% 37% 14% 5%
Total Rentabilidad Económica 92.7% 86.9% 69.1% 28.4% 28.2%Variación % - -6.2% -20.5% -59.0% -0.5%(*) Fórmula de Cálculo: Rentabilidad Económica = Utilidad Antes de Impuestos e Intereses / Inversión Neta
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.Elaboración Propia
143
Sin embargo, los niveles de inversión neta han mantenido una tendencia al alza
durante el período 2006-2010, al pasar de 45.006 MM$ a 89.301 MM$, dando como
resultado un incremento de 98%, aún con esta variación positiva en la inversión neta, la
rentabilidad económica continua su tendencia a la baja. Es decir, no se observa un
rendimiento acorde con la inversión.
Para el año 2007 la disminución de la rentabilidad fue de -6,7% respecto del 2006; a
pesar que la inversión neta tuvo un incremento de 21%, para el año 2008 la variación
es de -20,5% respecto al año 2007, aún cuando las inversiones se incrementaron 37%
en ese año y tomando en consideración que el precio promedio del petróleo aumentó
36%. Para el año 2009, la rentabilidad económica disminuyó como consecuencia de
una reducción del precio del petróleo de -33%, disminuyendo los ingresos en -41%,
derivando en una baja de las utilidades del -53%.
Grafico No. 9 Rentabilidad Económica
(Utilidad Antes de Intereses e Impuestos / Inversió n Neta)
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
92,7%86,9%
69,1%
28,4% 28,2%
55,2
62,7
85,4
57,0
72,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2006 2007 2008 2009 2010
$/bbl
Rentabilidad Economica Precio Crudo
Tomando en consideración lo planteado por Van Horne (2000), donde indica que “la
rentabilidad económica o de la inversión es una medida, referida a un determinado
período de tiempo, del rendimiento de los activos de una empresa con independencia
de la financiación de los mismos” y observando los resultados obtenidos de los estados
144
financieros de la empresa, se deduce que a pesar que las inversiones realizadas se han
incrementado al alcanzar una variación en el período 2006-2010 de 50,3%, el uso de
estos activos no han permitido obtener una mayor utilidad o generado valor a la
empresa ya que ésta disminuyó 39,4% para ese mismo período.
Grafico No. 10 Rentabilidad Económica
(Utilidad Neta / Inversión Neta)
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
12,1%11,5% 12,6%
5,3%
3,6%
55,21
62,68
85,36
57,01
72,10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
2006 2007 2008 2009 2010
Rentabilidad Económica Precio Petróleo
$/b
bl
Por lo tanto, y en concordancia por lo planteado por el autor, es necesario prestar
atención al análisis de la rentabilidad porque las empresas para poder sobrevivir
necesitan producir utilidades al final de un ejercicio económico, ya que sin ella no
podrán atraer capital externo y continuar eficientemente sus operaciones normales.
Adicionalmente, Gitman (2003) expresa que “la rentabilidad es la relación entre
ingresos y costos generados por el uso de los activos de la empresa en actividades
productivas, se observa en el análisis de este objetivo, que a mayores ingresos la
rentabilidad económica disminuye; por lo tanto la relación ingresos-costos es relevante
al momento de evaluar la rentabilidad; por otra parte, Aguirre y col. (1997) consideran
“la rentabilidad como un objetivo económico a corto plazo que las empresas deben
alcanzar, relacionado con la obtención de un beneficio necesario para el buen
desarrollo de la empresa”, en este aspecto la empresa alcanza dicho objetivo.
145
4.2.2. Rentabilidad Financiera
Este indicador permite dar información precisa a los accionistas, acerca de la forma y
monto en que se generan los ingresos propios de la empresa, es el rendimiento
obtenido por esos capitales según Sánchez (2002).
En esta investigación la rentabilidad financiera según se observa la tabla No. 3, ha
disminuido en un 51,85% desde el año 2006 al 2010 al pasar de 10,8% a 5,6%, como
consecuencia de una menor Utilidad Neta Después de Intereses e Impuestos, debido a
una baja en los precios y obviamente a menores ingresos.
Para el año 2009, la variación de la rentabilidad financiera en comparación con el año
2008 es de -8% al pasar de 16% a 8,7%, debido principalmente a una disminución de
los ingresos petroleros en el orden de 4.400MM$, es decir, -41% repercutiendo de igual
manera en la utilidad neta, debido a una variación anual negativa del precio del petróleo
de -33% al pasar de 85,36$/bbl a 57,01$/bbl.
Tabla No. 3 Rentabilidad Financiera
RENTABILIDAD FINANCIERA (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Producción De Petróleo ($/bbl) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929
Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad Antes de Intereses e Impuestos (MM$) 5,452 6,172 10,146 5,668 3,722Variación (%) - 13% 64% -44% -34%
Recursos Propios Medios (MM$) 50,716 53,206 63,475 65,322 65,930Variación (%) - 5% 19% 3% 1%
Total Rentabilidad Financiera 10.8% 11.6% 16.0% 8.7% 5.6%Variación % - 7.9% 37.8% -45.7% -34.9%
(*) Fórmula de Cálculo: Rentabilidad Financiera = Utilidad Neta Antes de Impuestos e Intereses / Recursos Propios Medios
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
146
El incremento de los precios del petróleo en el año 2008 permitieron obtener beneficios
adicionales equivalentes a 51.700MM$ aumentando la utilidad neta de 6.172MM$ en el
2007 a 10.146MM$ en el 2008; sin embargo el año 2009 la utilidad disminuyó 44%
respecto al 2008, como consecuencia de variaciones negativas en el precio del
hidrocarburo. No obstante, en el año 2010 a pesar de haber un ligero repunte de los
precios del petróleo el incremento promedio en los gastos financieros de 955% al pasar
de 835MM$ en el 2009 a 8.810MM$, y el aumento de las obligaciones fiscales e
impuestos de 12%, redujeron la utilidad neta del ejercicio en un -34% en comparación
con el año 2009, tal y como se detalla en el Balance General Consolidado en la tabla
No. 3.
Como se observa en el gráfico No. 11 la tendencia de la rentabilidad financiera es
hacia la baja, esto debido a una disminución de la utilidad neta después de intereses e
impuestos, siendo el principal factor de incidencia las fluctuaciones del precio del
petróleo, tal y como se señaló en el marco teórico, así como el incremento de los gastos
financieros en 300% al igual que la deuda financiera a partir del año 2007 de 502% en
comparación con el año 2006 y su tendencia se ha mantenido constante durante el
período de la investigación.
Grafico No. 11 Rentabilidad Financiera
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
10,8%11,8%
14,8%
6,9%
4,9%
55,262,7
85,4
57,0
72,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
2006 2007 2008 2009 2010
$/bbl
Rentabilidad Financiera Precio Crudo
147
Tomando en cuenta las bases teóricas planteadas con anterioridad, Sánchez (2002)
expresa que, una rentabilidad financiera insuficiente, tal y como lo refleja los resultados
obtenidos durante al período de la investigación, supone una limitación en el acceso a
nuevos fondos propios; porque ese bajo nivel de rentabilidad financiera es indicativo de
que los fondos generados internamente por la empresa no son suficientes para
cubrirlas obligaciones; y segundo, porque puede restringir la financiación externa.
4.2.3. Margen de Utilidad Bruta
El margen de utilidad bruta es un indicador de la “capacidad productiva” que tiene
una empresa para generar beneficios, es decir, mide en forma porcentual, la porción del
ingreso que permitirá cubrir todos los gastos diferentes al costo de ventas, tales como:
gastos operativos, gastos financieros, obligaciones fiscales e impuestos, entre otros. Se
prefiere un margen de utilidad operativa alto; un valor negativo significa que las ventas
no alcanzan a generar los recursos necesarios, ni siquiera, para cubrir el costo
generado para producir dichas ventas.
Tabla No. 4
Margen de Utilidad Bruta MARGEN DE UTILIDAD BRUTA (*) 2006 2007 2008 2009 2010
60489 68105 80899 47887 58080Producción De Petròleo (MBD) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Costo de Ventas (MM$) 38,778 28,137 44,600 25,932 36,849Variación (%) - -27% 59% -42% 42%
Utilidad bruta (MM$) 60,489 68,105 80,899 47,887 58,080Variación (%) - 13% 19% -41% 21%
0 0 0 0 0Total Margen de Utilidad Bruta 60.9% 70.8% 64.5% 64.9% 61.2%(*) Fórmula de Cálculo: Margen de Utilidad Bruta = (Ventas - Costo de Ventas) / Ventas = Utilidad Bruta / Ventas
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
148
En los resultados mostrados en la tabla No. 4, el margen de utilidad bruta se
mantiene constante durante el período 2006-2010; el costo de ventas promedio de
35%, permite obtener un margen de 64% para cubrir las obligaciones ante proveedores
y las obligaciones fiscales correspondientes.
El comportamiento de este indicador tiene una tendencia estable durante el período
2006 – 2010, representando un 64% del total de los ingresos por las ventas de crudo;
sin embargo en el año 2007 este margen fue de 70,8% el más alto del período
analizado, como consecuencia de menores compras de crudo con respecto al año 2006
de -27% aproximadamente.
Para el año 2008, el incremento de los precios del petróleo impulsaron un aumento
de las ventas en un 30%% respecto al 2007, aunque el costo de ventas para ese año
aumentó en 59% respecto al año anterior. Para el año 2009 a pesar de haber una
disminución en los ingresos por el orden de -41% respecto al 2008, el margen de
utilidad bruta tuvo un ligero incremento respecto al año precedente.
Grafico No. 12
Margen de Utilidad Bruta
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
60,9%
70,8%64,5% 64,9%
61,2%
55,21
62,68
85,36
57,01
72,10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2006 2007 2008 2009 2010
$/bb
l
Margen de Utilidad Bruta Precio Petroleo
149
Así mismo, para el año 2010 la variación del Margen de Utilidad Bruta respecto del
año 2009 es de -6% a pesar que el precio del petróleo repuntó un 26%, generando un
aumento en las ventas del 29% respecto al año 2009, sin embargo, el costo de ventas
tuvo un alza de 42% en comparación con el año anterior; aún la utilidad bruta se
incrementó con una variación de 21% respecto al año 2009.
4.2.4. Margen de Utilidad Operativa
El Margen de Utilidad Operativa, es el indicador financiero que muestra cuan
eficiente ha sido la empresa para generar ingresos durante un periodo determinado; se
conoce como la "habilidad productiva" que alcanza una empresa para obtener
beneficios. Si se obtiene un valor negativo, significa que el total de los ingresos no
alcanzó a crear recursos necesarios para la continuidad de las operaciones, tanto que
no puede cubrir el costo generado para producir dichos ingresos.
El Margen de Utilidad Operativa representa las utilidades de la operación sin
considerar los intereses e impuestos; la tendencia durante el período 2006 – 2009 es al
alza con una variación porcentual de 70%, a pesar de haber sufrido una disminución en
las ventas durante ese período de 26% al pasar de 125.499MM$ a 73.819MM$, tal y
como se muestra en la tabla No. 5.
Este margen tuvo un incremento en el año 2009 respecto al año 2008 de 66,67%
debido a una disminución del costo de venta por menores compras de crudo, lo que
permitió obtener una utilidad operativa mayor al año 2008, a pesar que en este año los
precios del petróleo sufrieron un incremento de 36% respecto al año 2007 al pasar de
62,60$/bbl a 85,36$/bbl. Es importante destacar que en el año 2009 los precios del
petróleo disminuyeron respecto al 2008 en un -33%, impactando la utilidad operativa
con una variación negativa de -60% al pasar de 54.126MM$ a 21.699MM$,
disminuyendo el margen de utilidad operativa en -32%.
Para el año 2010 este porcentaje aumentó de 29,4% a 38,2% representando un
incremento de 30%, como consecuencia del incremento del precio de venta de 26%
150
respecto del 2009 al cotizarse en 72,10$/bbl versus 57,01$/bbl, esto permitió obtener
ingresos adicionales en el orden de 29%, incrementando la utilidad operativa en un
67%.
Tabla No. 5 Margen de Utilidad Operativa
MARGEN DE UTILIDAD OPERATIVA (*) 2006 2007 2008 2009 201039826 46273 54126 21669 36275
Producción De Petròleo (MBD) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad bruta (MM$) 60,489 68,105 80,899 47,887 58,080Variación (%) - 13% 19% -41% 21%
Gastos Operativos (MM$) 20,663 21,832 26,773 26,218 21,805Variación (%) - 6% 23% -2% -17%
Utilidad Operativa (MM$) 39,826 46,273 54,126 21,669 36,275Variación (%) - 16% 17% -60% 67%
Margen de Utilidad Operativa 40.1% 48.1% 43.1% 29.4% 38.2%Variación (%) - 20% -10% -32% 30%
(*) Fórmula de Cálculo: Margen de Utilidad Operativa = Utilidad Operativa / Ventas = (Utilidad Bruta - Gastos Operativos) / Ventas
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
Grafico No. 13 Margen de Utilidad Operativa
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
40,1%
48,1%43,1%
29,4%
38,2%55,21
62,68
85,36
57,01
72,10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2006 2007 2008 2009 2010
$/b
bl
Margen de Utilidad Operativa Precio Petroleo
151
4.2.5. Margen de Utilidad Neta
Es un indicador de rentabilidad que se define como la utilidad neta sobre las ventas
netas después de deducir todos los gastos incluyendo los impuestos, esta razón por sí
sola no refleja la rentabilidad del negocio y determina el rendimiento que los socios de
una empresa obtienen por sus aportes. El Margen de Utilidad Neta mide con frecuencia
el éxito de la empresa en referencia a las utilidades sobre las ventas, por lo que
mientras más alto sea es mucho mejor.
En los resultados obtenidos de la investigación, mostrados en la Tabla No. 6, este
indicador presenta una tendencia a la baja, durante el período 2006-2010, al pasar de
5,5% a 3,4%. En el año 2008 hubo un incremento en el precio del petróleo de 36%
respecto del 2007, pero no se ve reflejado en la misma proporción en la Utilidad Neta,
ya que los Gastos Financieros e Intereses se incrementaron 67% al pasar de 1.067MM$
en el 2007 a 1.780MM$ en el año 2008, como consecuencia de la emisión de bonos.
Tabla No. 6
Margen de Utilidad Neta MARGEN DE UTILIDAD NETA (*) 2006 2007 2008 2009 2010
5,452 6,273 9,413 4,498 3,202Producción De Petròleo (MBD) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad Operativa (MM$) 39,826 46,273 54,126 21,669 36,275Variación (%) - 16% 17% -60% 67%
Gastos Financieros e Impuestos (MM$) 34,374 40,000 44,713 17,171 33,073Variación (%) - 16% 12% -62% 93%
Utilidad Neta (MM$) 5,452 6,273 9,413 4,498 3,202Variación (%) - 15% 50% -52% -29%
Total Margen de Utilidad Neta 5.5% 6.5% 7.5% 6.1% 3.4%Variación (%) - 19% 15% -19% -45%
(*) Fórmula de Cálculo: Margen de Utilidad Neta = Utilidad Neta / Ventas = (Utilidad Operativa - Gastos Financieros e Impuestos) / Ventas
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
152
Para el año 2010 la variación anual se ubica en -45%, a pesar que el precio del
petróleo presenta un alza de 26% respecto del año anterior; siendo su resultado
impactado directamente por el incremento de los Gastos Financieros e impuestos, cuyo
incremento fue de 93% en comparación con el año 2009. al aumentar de 17,171MM$
en el año 2009 a 33.073 en el año 2010.
Al observar los resultados obtenidos del análisis realizado al Estado de Ganancias y
Pérdidas, correspondientes a los márgenes de utilidad; se corrobora lo planteado por
Gitman (2003) al afirmar que “los estados de resultados de formato común son
especialmente útiles para comparar el desempeño a través de los años”, siendo éstos
una herramienta fundamental al permitir visualizar la gestión de estos indicadores; por
otra parte permiten observar el incremento o disminución de los ingresos por ventas, al
igual que la mejora ó el deterioro del margen de utilidad bruta y por ende el margen de
utilidad operativa y el margen de utilidad neta; pudiendo evaluar las utilidades de la
empresa respecto un nivel dado de ventas, de un nivel cierto de activos o de la
inversión, como afirma Gitman (2003), “sin ganancias una empresa no podría atraer
capitales externos”.
Gráfico No. 14 Margen de Utilidad Neta
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
5,5%
6,5%7,5%
6,1%
3,4%
55,21
62,68
85,36
57,01
72,10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0%
2%
4%
6%
8%
10%
2006 2007 2008 2009 2010
$/b
bl
Margen de Utilidad Neta Precio Petroleo
153
4.2.6. Return on Assests (ROA) ó Rendimiento sobre los Activos Totales (RSA)
Este indicador es muy importante ya que permite medir la efectividad para generar
utilidades con los activos disponibles; cuanto mayor sea el rendimiento sobre los activos
totales, el comportamiento del indicador es mejor; permite obtener una idea de cuan
eficiente está siendo la empresa en el uso de sus activos para generar beneficios; en
algunos casos es considerada como un “retorno a la inversión”.
Como se observa en la Tabla No. 7, el comportamiento de este indicador presenta
una clara tendencia a la baja como consecuencia de una disminución de las utilidades
disponibles para los accionistas a partir del año de 2008 de 28% respecto del 2007, a
pesar que el precio del petróleo para ese año se mantuvo en unos niveles altos, sin
embargo, se debe tomar en cuenta el aumento del costo de venta, los costos operativos
y los impuestos.
Tabla No. 7 Rendimiento sobre los Activos (ROA)
RENDIMIENTO SOBRE LOS ACTIVOS (ROA) (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Margen de UtilidadUtilidades disponibles accionistas comunes (MM$) 4,994 7,451 5,371 3,024 2,347Variación (%) - 49% -28% -44% -22%
Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Total Margen de Utilidad 0.05 0.08 0.04 0.04 0.02Variación (%) - 54% -45% -4% -40%
Rotación de los Activos TotalesVentas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Activos Totales (MM$) 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Total Rotación de los Activos Totales 1.23 0.90 0.95 0.49 0.63Variación (%) - -27% 6% -48% 27%
Rendimiento sobre los Activos (ROA) 6.2% 7.0% 4.1% 2.0% 1.5%Variación (%) - 12% -42% -50% -23%
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
(*) Fórmula de Cálculo: Margen de Utilidad x Rotación de los Activos Totales = Utilidades disponibles para los accionistas / Ventas x Ventas / Activos Totales
154
La variación para el período 2006-2010 es de -76% y esa tendencia ha sido
constante, en el año 2008 disminuyó de 7,0% a 4,1%, equivalente a -42% producto de
una disminución de las utilidades disponibles de -28%; esta misma situación ocurre de
igual manera en el año 2009, cuando este indicador tuvo una variación de -50%
respecto del 2008.
En el año 2010 esta variación negativa alcanzó el -23%, siendo el factor
determinante para esta baja las disminuciones de las utilidades disponibles para los
accionistas, y a una variación negativa de la Rotación de los Activos Totales; es decir, el
total invertido en los activos no está generando un rendimiento apropiado.
En el gráfico No.15 se observa la tendencia hacia la baja de este indicador, lo que
contrapone lo afirmado por Gitman (2002) al afirmar que mientras mas alto es el
rendimiento, es mucho mejor, sin embargo de los resultados obtenidos en esta
investigación, se deduce que en la medida que las utilidades disminuyen, en esa misma
proporción disminuye el valor para este indicador, lo cual lleva a deducir que la empresa
no está utilizando los activos de manera eficiente para generar beneficios.
Grafico No. 15 Rendimiento sobre los Activos (ROA)
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
6,2%
7,0%
4,1%
2,0%1,5%
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
2006 2007 2008 2009 2010
MM
$
ROA Utilidades Disponibles
155
4.2.7. Rendimiento sobre Capital ó Return on Equity (ROE)
Este indicador es muy importante ya que permite medir el rendimiento sobre la
inversión; cuanto mayor sea el rendimiento los accionistas lo consideran mejor Gitman
(2002); mide la rentabilidad de la empresa, al dar a conocer el beneficio que una
empresa es capaz de generar con el aporte de lo socios. El análisis del rendimiento del
capital invertido compara el ingreso de una empresa, con la cuantía y el origen del
financiamiento; determina la capacidad que tiene una compañía de triunfar, atraer
financiamiento, pagar a los acreedores y recompensar los propietarios.
La tendencia de los resultados obtenidos para el Rendimiento sobre el Capital (ROE)
mostrados en la tabla No. 8 es hacia la baja, similar tendencia al Rendimiento sobre los
Activos (ROA), ya que a partir de año 2008 disminuye de 19,1% a 13,7% lo cual
representa una variación interanual de -28% respecto al 2007, en el año 2009 la
variación interanual alcanza un -44% respecto al año 2008; igual situación ocurre para
el año 2010, alcanzado un Retorno sobre el Capital (ROE) de 6% con una variación
anual de -22% respecto al año anterior.
Tabla No. 8 Rendimiento sobre el Capital ó Return on Equity (RO E)
RENDIMIENTO SOBRE EL CAPITAL (ROE) (*) 2006 2007 2008 2 009 2010
Retorno sobre los Activos (ROA)Utilidades disponibles accionistas comunes (MM$) 4,994 7,451 5,371 3,024 2,347Variación (%) - 49% -28% -44% -22%
Activos Totales (MM$) 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Total Retorno sobre Activos (ROA) 6.2% 7.0% 4.1% 2.0% 1. 5%Variación (%) - 12% -42% -50% -23%
Multiplicador del Capital ContableActivos Totales (MM$) 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Capital en Acciones Ordinarias (MM$) 39,094 39,094 39,094 39,094 39,094Variación (%) - 0% 0% 0% 0%
Total Multiplicador del Capital Contable 2.1 2.7 3.4 3. 8 3.9Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Total Rendimiento sobre el Capital (ROE) 12.8% 19.1% 1 3.7% 7.7% 6.0%Variación (%) - 49% -28% -44% -22%
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
(*) Fórmula de Cálculo: Rendimiento sobre el Capital: ROA x Multiplicador del Capital Contable = Utilidades disponibles para los accionistas / Activos Totales x Activos Totales / Capital en Acciones Ordinarias
156
En el gráfico No.16 se observa una tendencia hacia la baja de este indicador a partir
del año 2008 cuando alcanzó una variación de -28% respecto al 2007, año en el cual el
retorno sobre los acivos (ROA) tuvo un incremento del 12% y el rendimiento sobre el
capital (ROE) alcanzó el 49% de variación respecto del 2006, a pesar que a partir del
año 2007 hasta el 2010 los activos totales se han incrementado. Durante el período
2007-2010 el factor determinante en estos resultados es la disminución de las utilidades
netas disponibles, al igual que un bajo retorno sobre los activos.
El resultado obtenido en el año 2009 de 7,7%, es debido a la disminución de -44% en
las utilidades disponibles para los accionistas como consecuencia de una baja en los
ingresos por la reducción del precio del petróleo en -33. %; este rendimiento indica que
la empresa ganó 7,7 centavos de dólar por cada dólar de capital en acciones ordinarias,
para el año 2010 la empresa ganó 6 centavos de dólar por cada, no así para los años
2006 y 2007 cuando su valor fue de 12,8 y 9,1 centavos de dólar respectivamente; en
vista de los resultados y tomando en consideración lo expuesto por Gitman (2003), el
rendimiento sobre la inversión es menor para cada año con lo cual se deduce que la
empresa no ha sido capaz de generar el beneficio suficiente con el aporte de los socios.
Grafico No. 16 Rendimiento sobre el Capital ó Return on Equity (RO E)
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
12,8%
19,1%
13,7%
7,7%6,0%
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
0%
5%
10%
15%
20%
25%
2006 2007 2008 2009 2010
MM
$
ROE Utilidades Disponibles
4.2.8. Apalancamiento Operativo
157
El apalancamiento operativo es el resultado de la existencia de los costos operativos
fijos en los ingresos de la empresa; es decir, es el uso potencial de costos operativos
fijos para magnificar los efectos de los cambios en las ventas sobre las utilidades antes
de intereses e impuestos de la empresa.
En la tabla No. 8 se observa como la utilidad en operación es sensible a las
variaciones en las ventas; destacando como el apalancamiento operativo disminuye en
el año 2007 significativamente hasta llegar a -4.5 debido a una disminución de los
ventas en comparación con el año 2006, sin embargo, esta variación de las ventas, y
una reducción del costo de ventas de -27,4% originó un cambio positivo en la Utilidad
Antes de Intereses e Impuestos de 14%; en comparación con el año 2006.
Tabla No. 9 Apalancamiento Operativo
APALANCAMIENTO OPERATIVO (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Producción De Petróleo ($/bbl) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929
Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad Antes de Intereses e Impuestos (MM$) 41,702 47,373 51,797 24,206 25,192
Variación (%) - 14% 9% -53% 4%
Total Apalancamiento Operativo - (4.5) 0.3 1.3 0.1(*) Fórmula de Cálculo: Apalancamiento Operativo = % Variacion de Utilidad en Operaciones / % Variacion en Ventas
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
Para el año 2008 la tendencia de este indicador es al alza producto de un incremento
en las producción de crudo y por ende en los ingresos de 30% respecto al año anterior,
por lo tanto, no existe apalancamiento operativo ya que su valor es menor a 1; sin
embargo, en el año 2009 la empresa presenta un apalancamiento operativo mayor a 1,
lo cual confirma lo planteado por Gitman (2002) al afirmar que una disminución en las
158
ventas da como resultado una disminución más que proporcional en las Utilidades
Antes de Intereses e Impuestos y en este caso, los ingresos disminuyeron un 41%,
ocasionando una disminución de -53% en las utilidades.
Por otra parte, en el gráfico No. 17 se observa como el apalancamiento operativo
tiene una tendencia al alza debido a que las variaciones positivas interanuales de las
ventas han permitido que las Utilidades Antes de Intereses e Impuestos hayan variado
proporcionalmente a éste, así mismo, es posible atribuir este incremento a una mayor
participación de los activos fijos es la estructura de costos, sin embargo, según
Higuerey (2006), “mientras mas alto es el apalancamiento de la empresa mas alto es el
riesgo de no poder cubrir los costos de operación”.
Grafico No. 17
Apalancamiento Operativo
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
0,0%
(4,5)
0,3
1,3
0,1
-6,0
-5,0
-4,0
-3,0
-2,0
-1,0
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
2006 2007 2008 2009 2010
En opinión de Gitman (2003) el apalancamiento operativo es la capacidad que tiene
la empresa de emplear los costos de operación fijos para aumentar al máximo los
efectos de los cambios en las ventas sobre la Utilidad Antes de Intereses e Impuestos,
por lo tanto, se corrobora la opinión del autor ya que un aumento en los ingresos netos
de operación ocasiona un aumento más que proporcional en la utilidad de operación y a
la inversa, una disminución en los ingresos netos de operación traerá como resultado
una disminución mas que proporcional en la utilidad de operación.
159
4.2.9. Apalancamiento Financiero
El apalancamiento financiero da como resultado la presencia de costos financieros
fijos en la corriente de utilidades de la empresa Gitman (2002); en otras palabras, es el
uso potencial de costos financieros fijos para magnificar los efectos de cambios en las
utilidades antes de intereses e impuestos sobre las utilidades por acción de la empresa,
es el efecto de los gastos financieros en los resultados.
Este tipo de apalancamiento considera el costo de financiamiento y mide el efecto en
las utilidades netas de incrementos en las utilidades antes de intereses e impuestos, es
decir que considera a los intereses como los generadores de la palanca financiera, en
otras palabras, los gastos de intereses sería el costo fijo financiero, independientemente
de la cantidad que produzca la empresa debe pagar la misma cantidad como costo de
deuda.
Tabla No. 10
Apalancamiento Financiero APALANCAMIENTO FINANCIERO (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Producción De Petróleo ($/bbl) 2,907 2,904 3,235 3,012 2,975
Variación (%) - 0% 11% -7% -1%
Precios promedio de ventas ($/bbl) 55.21 62.68 85.36 57.01 72.10
Variación (%) - 14% 36% -33% 26%
Ingresos por Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929
Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Utilidad Antes de Intereses e Impuestos (MM$) 41,702 47,373 51,797 24,206 25,192
Variación (%) - 14% 9% -53% 4%
Gastos financieros (MM$) 267 1,067 1,780 835 8,810
Variación (%) 0 300% 67% -53% 955%
Total Apalancamiento Financiero 1.01 1.02 1.04 1.04 1.54(*) Fórmula de Cálculo:
Apalancamiento Financiero = Utilidades Antes de Intereses e Impuestos / Utilidad Antes de Intereses e Impuestos - Intereses
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
En la tabla No. 10 se observa como este indicador durante el período 2006-2010 ha
tenido un aumento significativo de 52% al pasar de 1,01 a 1,54, como consecuencia de
160
un incremento de los gastos financieros de 3.200% al pasar de 267MM$ en el año 2006
a 8.810MM$ en el año 2010, generado por un aumento de la a deuda a largo plazo de
756% en ese período equivalente a 22.036MM$, como consecuencia de una mayor
deuda financiera, por la emisión de bonos, préstamos a empresas filiales, y
financiamiento de instituciones financieras.
Así mismo, en el año 2007, la variación en el rubro de gastos financieros alcanzó el
300% en comparación con el año 2006, producto de un incremento de la deuda de
13.700MM$ para el año 2007, ocasionando un costo financiero elevado en el año 2007,
equivalente a 1.067MM$. En el año 2008 estos gastos por intereses se incrementaron
67% respecto del 2007, al alcanzar 1.780MM$; en el año 2010 la variación de los
gastos financieros respecto al año anterior es de 955%, ubicando estos gastos en
8.810MM$.
Grafico No. 18 Apalancamiento Financiero
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
1,01 1,02 1,04 1,04
1,54
0,0
1,0
2,0
3,0
2006 2007 2008 2009 2010
Como aspecto a considerar en esta investigación y para ampliar las razones del
indicador antes mencionado, cabe destacar el indicador relacionado al ratio de
endeudamiento, el cual mide el porcentaje de capital que tiene comprometido la
empresa para honrar las obligaciones ante terceros. En la tabla No. 11 se observa
161
como este indicador durante el período 2006-2010 ha tenido una variación significativa
de 379% al pasar de 5,2% a 24,9%, como consecuencia de un incremento de la deuda
a largo plazo de 756% en ese período equivalente a 22.036MM$. Para el año 2007 la
deuda a largo plazo tuvo su mayor incremento al pasar de 2.914MM$ a 16.611MM$, es
decir, un aumento de 470%, debido a una mayor deuda financiera, producto de emisión
de bonos, préstamos a las empresas filiales, y financiamiento recibido de instituciones
financieras.
Tabla No. 11 Ratio de Endeudamiento
RATIO DE ENDEUDAMIENTO 2006 2007 2008 2009 2010
Deuda a largo plazo (MM$) 2,914 16,611 15,478 21,897 24, 950Variación (%) - 470% -7% 41% 14%
Patrimonio (MM$) 56,017 72,673 86,991 96,286 100,264Variación (%) - 30% 20% 11% 4%
Total Ratio de Endeudamiento 5.2% 22.9% 17.8% 22.7% 24. 9%Variación (%) - 339% -22% 28% 9%
(*) Fórmula de Cálculo: Ratio de Endeudamiento = Deuda a largo plazo / Deuda a largo plazo + Patrimonio
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
Los resultados mostrados en la tabla No. 11 indican que durante el período que
cubre la investigación, la empresa tiene comprometido un promedio de 19% de su
capital para cumplir con los compromisos a largo plazo, sin embargo, las variaciones
interanuales evidencian un incremento sostenido a partir del año 2007.
Cabe destacar que estas deudas a largo plazo están conformadas principalmente
por: a) bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037 por un
monto de 3.000MM$, 3.000MM$ y 1.500MM$ respectivamente y con intereses anuales
pagaderos semestralmente de 5,25%, 5,375% y 5,50%.
De igual manera, así como por préstamos garantizados, otorgados por agencias
gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable
LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022, por el orden de 3.327MM$, y línea de
crédito rotativa, no garantizada, con interés variable LIBOR más 1% y vencimiento en el
162
año 2008 prorrogable por un monto de 1.124MM$ según el balance de deuda
consolidada de Petróleos de Venezuela, S.A., (PDVSA).
Gráfico No. 19 Ratio de Endeudamiento
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
5,2%
22,9%
17,8%
22,7%24,9%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
MM
$
RATIO DE ENDEUDAMIENTO Deuda a largo plazo (MM$)
4.2.10. Sistema DuPont
Este sistema de análisis es útil en la planeación financiera, ya que se utiliza para
examinar minuciosamente los estados financieros de la empresa y evaluar su situación
financiera, es una técnica que se utiliza para analizar la rentabilidad combinando los
principales indicadores financieros para determinar la eficiencia en el uso de los activos,
su capital de trabajo y el apalancamiento financiero, ya que éstas determinan el
crecimiento económico de la empresa.
Durante el período 2006-2010 la variación de la rentabilidad es de -67%, debido a
una disminución del rendimiento de los activos es de -25%. En el año 2009 la variación
es de -73% respecto del año 2008, impactado por una variación de -65% en el
Rendimiento sobre los activos (ROA) como consecuencia de una disminución de las
utilidades disponibles para los accionistas comunes de -59%.
163
Según Gitman (2003) la fórmula DuPont permite a la empresa dividir su rendimiento
sobre capital en un componente de ganancias por ventas (margen de utilidad neta), un
componente de eficiencia de uso de activos (rotación de activos totales) y un
componente de uso de apalancamiento financiero (multiplicador de apalancamiento
financiero), sin embargo, al aplicar a este concepto al análisis de los resultados
obtenidos, se observa una disminución de las utilidades netas, producto de un bajo de
ventas, así mismo, la rotación de los activos es baja lo cual hace suponer que el uso de
los mismo no está siendo eficiente y por último la empresa está financiando sus activos
haciendo uso del apalancamiento financiero.
Tabla No. 12 Análisis DuPont
SISTEMA DUPONT (*) 2006 2007 2008 2009 2010
Margen de UtilidadUtilidades disponibles accionistas comunes (MM$) 4,994 5,371 7,451 3,024 2,347Variación (%) - 8% 39% -59% -22%
Ventas (MM$) 99,267 96,242 125,499 73,819 94,929Variación (%) - -3% 30% -41% 29%
Total Margen de Utilidad 5.0% 5.6% 5.9% 4.1% 2.5%
Rendimiento sobre los Activos (ROA)Utilidades disponibles accionistas comunes (MM$) 4,994 5,371 7,451 3,024 2,347Variación (%) - 8% 39% -59% -22%
Activos Totales (MM$) 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Total Rendimiento sobre los activos (ROA) 6.2% 5.0% 5. 7% 2.0% 1.5%
Multiplicador del Capital ContableActivos Totales (MM$) 80,529 106,894 131,832 149,601 151,765Variación (%) - 33% 23% 13% 1%
Capital en Acciones Ordinarias (MM$) 39,094 39,094 39,094 39,094 39,094Variación (%) - 0% 0% 0% 0%
Total Multiplicador del Capital Contable 206% 273% 337 % 383% 388%
Total Análisis DuPont 0.6% 0.8% 1.1% 0.3% 0.1%(*) Fórmula de Cálculo: Sistema DuPont = Margen de Utilidad x Rendimiento sobre los Activos (ROA) x Multiplicador de Capital
Fuente: Informe Financiero y Operacional PDVSA 2006-2010.
Elaboración Propia
Por lo tanto, de los resultados obtenidos y basado en el marco teórico planteado, se
corrobora que la empresa utiliza el endeudamiento para financiar sus inversiones; este
financiamiento ó deuda genera un costo financiero, a pesar que la inversión genera un
ingreso mayor a los intereses a pagar, y este favorece al aumento del beneficio de la
164
empresa; las utilidades netas están afectadas durante el período que cubre la
investigación, por lo se hace necesario, establecer algunas acciones, con el objetivo de
mejorar los indicadores de rentabilidad obtenidos, con lo cual se garantizaría la
continuidad operacional de la empresa; para ello se debería:
1. Establecer políticas agresivas de inversión en activos, mediante su uso eficiente
generen valor agregado a la empresa.
2. Aplicar medidas de reducción de costos de los factores de producción y gastos,
mejorando los indicadores de rentabilidad, desincorporando los activos que por
su uso están siendo poco eficientes.
3. Aplicar estrategias de financiamiento y control que para gestionar la deuda
asumida, analizando el costo real, la naturaleza del tipo de interés, naturaleza del
endeudamiento y actitud ante el riesgo.
4.3. Objetivo No. 3. Revisar el comportamiento de l os impuestos y contribuciones
especiales en la rentabilidad durante el período 20 06 – 2010.
Un sistema tributario es un mecanismo que permite la consecución de fines precisos,
tales como la obtención de los ingresos necesarios para solventar el gasto público; en
este sentido, a partir del año 2006 como se observa en la Tabla No. 12 se observa
como se ha incrementado el total de impuesto sobre la renta al pasar de 4.755MM$ en
el 2006 a 6.604MM$ en el año 2007, lo que representa un incremento de 39%.
Este incremento es debido a un aumento de los precios del petróleo y a un aumento
en la tasa de Impuesto Sobre la Renta (ISLR) aplicable a los negocios de extracción de
crudo de la Faja del Orinoco al pasar de 34% a 50%; similar situación para el año 2008
cuando la variación anual fue de 11% en comparación con el año 2007, como
consecuencia de un aumento de los precios y los ingresos petroleros.
165
Tabla No. 13 Impuesto Sobre la Renta Regalías y Ventajas Especia les
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.
Y SUS FILIALES (PDVSA)
Impuesto sobre la renta:Operaciones continuas
Gasto (beneficio) estimado de impuesto sobre la ren taVenezuela 3,518 4,952 6,951 5,821 6,985Exterior 1,237 1,652 411 (17) (74)
Total gasto de impuesto sobre la renta 4,755 6,604 7,362 5,804 6,911
Variación % - 39% 11% -21% 19%
Gasto (beneficio) estimado de impuesto diferidoVenezuela (770) (1,239) (3,821) (2,938) (3,260)Exterior 46 (348) 739 444 198
Total beneficio de impuesto diferido (724) (1,587) (3,082) (2,494) (3,062)Gasto de impuesto sobre la renta, operaciones conti nuas 4,031 5,017 4,280 3,310 3,849Operaciones descontinuadas 0 40 (13) (2) 9
Total impuesto sobre la renta 4,031 5,057 4,267 3,308 3,858Variación % - 25% -16% -22% 17%
Regalías y otros impuestos:Regalías 17,154 19,872 20,067 10,066 9,252Impuesto por ventajas especiales 203 368 304 403Impuesto de extracción 1,117 1,720 2,487 1,704 1,314Impuesto superficial 144 113 146 391 167Impuesto de registro de exportación 20 54 76 52 59Impuesto al consumo propio 227 367 23Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumode Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas 19 91Total regalías impuesto de extracción y otros
impuestos 18,435 21,981 23,462 12,884 11,218 Variación % - 19% 7% -45% -13%
Fuente: Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007, 2006
Elaboración Propia
Millones de DólaresAños terminados el 31 de diciembre de
2006 2007 2008 2009 2010
Para el año 2009 los precios del petróleo disminuyeron -33% lo cual impactó
negativamente los ingresos petroleros y de esta manera al gasto de impuesto sobre la
renta al disminuir 21% respecto del año 2008, reduciendo éste de 7.362MM$ a
5.804MM$; en el año 2010 la variación anual fue de 19% debido a un incremento de los
ingresos debido al repunte en los precios del petróleo en ese año.
Por su parte, el gasto de regalías, impuestos de extracción y otros impuestos, ha
tenido un comportamiento similar al registrado en el caso del impuesto sobre la renta,
sin embargo, como se observa en la tabla No. 12 a partir del año 2007 el monto de la
regalía se incrementó en relación al año 2006 en un 16% al pasar de 17.154MM$ a
166
19.872MM$; para el año 2008 esta variación anual se mantuvo estable a pesar del
incremento de los precios del petróleo; para el año 2009 y como consecuencia de la
disminución de los ingresos, la variación anual fue de -50% al pasar de 20.067MM$ a
10.066MM$. Para el año 2010 la variación fue de -8% en comparación con el año 2009
cuando las regalías disminuyeron de 10.006MM$ a 9.252MM$.
En concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, donde se
establecen los porcentajes de regalías, impuestos y contribuciones especiales
aplicables al desarrollo de actividades en materia de hidrocarburos; y en función del
marco teórico planteado anteriormente, se observa que una disminución de los precios
de la cesta petrolera venezolana, incide en una reducción de los ingresos y por ende
en el aporte fiscal a la nación.
En vista de ello la rentabilidad al estar relacionada directamente con los ingresos y
los costos, considera al impuesto sobre la renta, las regalías y las ventajas especiales
como las fuentes fundamentales de ingresos a percibir por el estado venezolano en
razón del desarrollo de actividades en materia de hidrocarburos, es por ello, que se
debe vigilar muy de cerca el comportamiento de los precios del petróleo, ya que ante
una caída de los precios del petróleo, en un país como Venezuela en el cual el petróleo
es, ha sido y probablemente será por muchos años la principal fuente de ingresos, se
hace necesario, revisar los contratos y acuerdos internacionales a fin de garantizar al
estado venezolano, un aporte fiscal a la nación cónsono para solventar el gasto
público; mediante los ajustes y/o modificaciones a los porcentajes de los impuestos y
contribuciones especiales que se aplican a la renta petrolera.
4.4. Objetivo No. 4. Establecer la relación existen te entre los precios del petróleo y
la rentabilidad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PD VSA) durante el período 2006 –
2010
La investigación correlacional permite determinar el grado de relación (no causal)
existente entre dos o más variables. Hernández y col. (2003) explican los estudios
correlaciones tienen como propósito evaluar la relación que existe entre dos o más
167
variables a fin de conocer el comportamiento de una variable con respecto a otra u
otras. Estos estudios puede aplicarse a los objetivos específicos que se persiguen con
el desarrollo de esta investigación, por cuanto el propósito es determinar una
correlación para el precio del petróleo, para obtener los ingresos por concepto de venta
de petróleo en Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) y su rentabilidad económica y
financiera.
Con los datos obtenidos se estableció la correlación entre los precios del petróleo, y
el nivel de rentabilidad económica y financiera como se muestra en la tabla No. 13, para
tal fin se aplicó la Correlación de Pearson para las variables involucradas Precio y
Rentabilidad.
4.4.1. Precio y Rentabilidad Económica
En respuesta a este objetivo específico y con el apoyo de Excel, se procedió a
comprobar la relación existente entre los precios del petróleo y los ingresos por ventas;
para ello se utilizó los resultados obtenidos de las variables: precio del petróleo ($/bbl),
rentabilidad económica y rentabilidad financiera durante el periodo 2006 al 2010,
coincidiendo de esta manera con lo planteado por Hernández y col. (2003) donde
explican que los estudios correlaciones tienen como propósito evaluar la relación que
existe entre dos o más variables a fin de conocer el comportamiento.
Al evaluar los resultados mostrados en el gráfico No. 17 se observa como las
variables precio del petróleo y rentabilidad económica presentan una correlación
negativa de -0,11; esto significa que un incremento del precio del petróleo incide en una
disminución de la rentabilidad, corroborando lo señalado por Sánchez (2002), al afirmar
que la rentabilidad económica es una medida en la que se relaciona un concepto de
resultado conocido, antes de intereses con el total de los capitales económicos.
168
Años
2006 55,21 0,9
2007 62,68 0,9
2008 85,36 0,7
2009 57,01 0,3
2010 72,1 0,3
m b R2
2,811 -4,566999 -0,114306143
Tabla No.14Correlación Precio/Rentabilidad Economica
Precio
($/bbl)
Rent.Económica
(MM$)
Fórmula de Correlación
Precio/Ingresos
Grafico No. 20Correlación Precio/Rentabilidad Economica
55,21
0,9 62,68
0,9
85,36
0,7
57,01
0,3
72,1
0,3
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
50 55 60 65 70 75 80 85 90
Ingr
eso
s (M
M$)
Precio ($/bbl)
Es por ello, que la Rentabilidad Económica de una empresa está directamente
relacionada con la Utilidad Neta Antes de Intereses e Impuestos; por lo que ésta tiene
una relación directa con los ingresos y éstos a su vez con los precios; dando respuesta
de esta manera el objetivo de esta investigación, el cual es determinar la incidencia del
precio del petróleo en la rentabilidad.
4.4.2. Precio y Rentabilidad Financiera
En este mismo orden de ideas y con el propósito de dar respuesta al objetivo
específico del presente estudio, Sánchez (2002) explica que la rentabilidad financiera o
del capital, es una medida referida al rendimiento obtenido por los capitales propios, por
lo tanto, este beneficio depende del precio del petróleo; al observar los resultados
obtenidos al correlacionar éstos con la rentabilidad financiera se obtuvo un resultado
positivo R2 = 0,387089682, por lo tanto, coincide con lo expresado por este autor, lo
cual indica que un aumento en los precios del petróleo aumentará la rentabilidad
financiera.
169
Años
2006 55,21 0,11
2007 62,68 0,12
2008 85,36 0,15
2009 57,01 0,07
2010 72,1 0,05
m b R2
2,811 121,2708694 0,387089682
Tabla No.15Correlación Precio/Rentabilidad Financiera
Grafico No. 21
Precio/Ingresos
Precio
$/bbl
Rentabilidad
Financiera
Correlación Precio/Rentabilidad Financiera
Fórmula de Correlación
55,21
0,11
62,68
0,12
85,36
0,15
57,01
0,07
72,1
0,05
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
50 55 60 65 70 75 80 85 90
Ingr
eso
s (M
M$
)
Precio ($/bbl)
En este sentido y en función de los resultados obtenidos, se corrobora lo planteado
por Aguirre y col. (1997) al considerar que este índice es importante porque contribuye
a explicar la capacidad de crecimiento de la empresa, este valor permite a los
accionistas apoyar la gestión realizada a medida que se satisfaga la rentabilidad de sus
inversiones, por lo que se confirma que la rentabilidad financiera de Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) es sensible a los cambios de los precios del petróleo; por lo
tanto, debiendo observar cuidadosamente el comportamiento de éstos a fin de aplicar
estrategias de financiación, inversión y control.
Es digno de resaltar que todas y cada una de las clasificaciones metodológicas que
se encuentran en la presente investigación, contribuyen al alcance de los objetivos y
conocimientos de la problemática objeto de análisis, por lo cual ninguna tiene mayor
relevancia que otra.
170
Conclusiones y Recomendaciones
171
CONCLUSIONES
Siendo la rentabilidad el fin de toda organización para su crecimiento y estabilidad en
beneficio de sus accionistas y la comunidad a su alrededor; el análisis empresarial debe
enfocarse en alcanzar este objetivo económico en el corto plazo, a fin de garantizar la
continuidad operacional, incrementando sus utilidades al final del ejercicio económico,
ya que sin éstas no podrán atraer capital externo y por ende no lograrán ser eficientes
en el manejo de los recursos.
En este sentido, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus empresas filiales, se
manejan en un entorno económico complejo ya que existen una serie de factores tales
como: el equilibrio de la oferta y la demanda, aspectos geopolíticos, eventos
meteorológicos y pronósticos financieros con alta incertidumbre, los cuales impactan
directamente sobre la estructura de los precios del petróleo; haciendo que ésta sea
vulnerable a dichas fluctuaciones incidiendo en el total de ingresos petroleros; tomando
en cuenta que el precio de la cesta petrolera venezolana sigue el mismo
comportamiento de los precios de los crudos marcadores como lo son el Brent del Mar
del Norte y el del West Texas Intermediate (WTI).
Como variable importante a considerar para la obtención de estos indicadores se
debe observar el nivel de ingresos tomando en consideración el objetivo planteado
referente al análisis del comportamiento de los precios del petróleo para el período
2006-2010, se observa que en el año 2009 el precio de la cesta petrolera venezolana
tuvo una disminución de -33% en comparación con el año 2008, siendo su cotización
promedio de 57,01$/bbl, a pesar que durante este año el precio mantuvo una tendencia
al alza, generado por el aumento de la demanda de petróleo y la debilidad del dólar
frente a otras divisas, tal y como lo reseña el informe de la Bolsa Mercantil de Nueva
York. En el año 2010, el precio del petróleo se incrementó hasta alcanzar un promedio
durante el año de 72,10$/bbl, equivalente al 26% de aumento respecto al año 2009; de
acuerdo a los expertos, esto es producto de la recuperación en los indicadores
económicos en algunos países europeos y en los Estados Unidos, así como a una
172
caída en los inventarios de petróleo y la recuperación de las principales bolsas de
valores del mundo.
Por consiguiente, lo planteado en el objetivo No. 1 en relación al análisis del
comportamiento del precio del petróleo, se concluye que en efecto, las fluctuaciones del
precio petróleo a nivel internacional, bien sea un descenso ó un aumento de los precios
del petróleo a nivel internacional, afectan negativa ó positivamente la economía
venezolana, ya que éstos se ven reflejados en los resultados financieros y
operacionales de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) ya que sus ingresos
dependen, básicamente del volumen de exportación de crudo y del nivel de precios de
los hidrocarburos y por ende al analizar los indicadores de rentabilidad, éstos reflejarán
dichos cambios.
Dentro de esta perspectiva, las empresas utilizan los indicadores para el estudio de
la información contenida en los estados financieros básicos (Balance General y Estados
de Resultados), siendo éste el propósito del objetivo No. 2; es decir, determinar los
indicadores de rentabilidad de la empresa, la cual representa uno de los objetivos que
se traza toda empresa para conocer el rendimiento de las inversiones al realizar una
serie de actividades en un período determinado de tiempo; al analizar en detalle los
ratios financieros obtenidos.
En este mismo orden de ideas, la rentabilidad también se mide a través de otros
indicadores, siendo los más comunes: el margen de utilidad bruta y el margen de
utilidad operativa. El margen de utilidad bruta es muy importante porque indica el
porcentaje de cada unidad monetaria en ventas después de que la empresa ha pagado
todos sus bienes. Con respecto al margen de utilidad en operación, este representa las
utilidades puras (sin intereses e impuestos) ganadas por la empresa entre cada unidad
monetaria de ventas.
Por lo tanto, los indicadores referentes a rentabilidad obtenidos en esta investigación,
permitieron determinar el comportamiento de la rentabilidad económica y la rentabilidad
financiera de la empresa, concluyendo que ambos indicadores presentan una clara
173
tendencia a la baja, siendo el factor determinante para este resultado, las disminuciones
de las utilidades disponibles para los accionistas, y a una variación negativa de la
Rotación de los Activos Totales; es decir, el total invertido en los activos no está
generando un rendimiento apropiado.
Este incremento es debido a un aumento de los precios del petróleo y a un aumento
en la tasa de Impuesto Sobre la Renta (ISLR) aplicable a los negocios de extracción de
crudo de la Faja del Orinoco al pasar de 34% a 50%; similar situación para el año 2008
cuando la variación anual fue de 11% en comparación con el año 2007, como
consecuencia de un aumento de los precios y los ingresos petroleros.
En este aspecto, como parte de la investigación planteada en el objetivo No 3
relacionado con la revisión de los impuestos y contribuciones especiales en la
rentabilidad de la empresa, se observa que los cambios efectuados a la Ley Orgánica
de Hidrocarburos ha permitido alcanzar los ingresos petroleros necesarios para
solventar el gasto público; debido a un aumento del total de impuesto sobre la renta de
aproximadamente 39% durante el período de la investigación; como consecuencia de
un incremento en los precios del petróleo y a un aumento en la tasa de Impuesto Sobre
la Renta (ISLR) aplicable a los negocios de extracción de crudo de la Faja del Orinoco
al pasar de 34% a 50%; por su parte, el gasto de regalías, impuestos de extracción y
otros impuestos, ha tenido un comportamiento similar al registrado en el caso del
impuesto sobre la renta, por lo tanto, estos resultados permiten corroborar que una
disminución de los precios de la cesta petrolera venezolana, incide en una reducción
de los ingresos y por ende en el aporte fiscal a la nación.
En vista de ello, al considerar al impuesto sobre la renta, las regalías y las ventajas
especiales como las fuentes fundamentales de ingresos a percibir por el estado
venezolano en razón del desarrollo de actividades en materia de hidrocarburos, se hace
necesario vigilar muy de cerca el comportamiento de los precios del petróleo, ya que
ante una caída de los precios del petróleo de forma abrupta, y considerando este rubro
como la principal fuente de ingresos del país, pudiese presentarse panoramas críticos
en materia financiera nacional, más allá de la actual crisis financiera mundial.
174
En este sentido, cabe destacar que la rentabilidad de la empresa está directamente
relacionada con los ingresos petroleros, para ello es importante mencionar que el precio
del petróleo a nivel internacional es determinante en los resultados de la empresa; por
lo tanto, al establecer la relación existente entre los precios del petróleo y la rentabilidad
económica y financiera, en función de los resultados obtenidos del análisis, permite
alcanzar lo planteado en el objetivo No. 4; con lo cual se demuestra que una fluctuación
hacia arriba o hacia abajo del precio impactará los resultados de la empresa, bien sea,
positiva o negativamente.
En este aspecto, al observar la correlación existente aplicando el estadístico de
Pearson a los resultados obtenidos, y tomando en consideración las variables precios
del petróleo, rentabilidad económica y rentabilidad financiera, cuyos resultados -0,11 y
0,38 respectivamente, demuestran claramente que un aumento de los precios afecta
negativamente la rentabilidad económica y un incremento de los precios incide en un
aumento de la rentabilidad financiera, permitió niveles de inversión neta que se han
mantenido con una tendencia alcista durante el período 2006-2010.
Finalmente, al determinar la incidencia de los precios del petróleo en la rentabilidad
de Petróleos de Venezuela durante el período 2006-2010, se evidenció mediante el
estadístico de Pearson una relación altamente positiva y significativa, lo cual refleja la
influencia que ejerce una variable respecto a la otra, demostrando así que las
fluctuaciones de los precios del petróleo afectan los ingresos petroleros y por ende
éstos se ven reflejados en los resultados financieros y operacionales de Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) durante el período de la investigación.
175
RECOMENDACIONES
El proponer recomendaciones a un sector tan complejo como el sector petrolero y
mas aún a una corporación de la magnitud de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA),
no es una tarea fácil y rápida aceptación, debido a la estructura organizativa y a las
limitaciones u obstáculos que pudieran estar presentes, para ello se necesita evaluar
todas sus áreas en conjunto para tener una justa dimensión del negocio. No obstante,
partiendo de las variables precios del petróleo y rentabilidad estudiadas en la presente
investigación y considerando la marcada relación positiva existente entre ambas, se
esbozan a continuación las siguientes recomendaciones.
La corporación Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus empresas filiales, debe
orientar esfuerzos para aumentar los niveles de producción petrolera, mediante una
adecuada política de inversiones y su posterior control que permita su uso eficiente y
que garantice un retorno de los capitales acorde con los requerimientos de los
accionistas y que permite a la nación obtener una distribución de la riqueza producto de
los ingresos fiscales que permite el desarrollo pleno de la nación.; en vista de lo
planteado, la corporación debe abordar los siguientes aspectos:
� Mantener una vigilancia constante de los factores de riesgo que pongan en
peligro la estabilidad de los precios del petróleo a nivel internacional, ya que la
fluctuación de los crudos marcadores de la cesta de petróleos venezolana es sensible a
dichos cambios, y por ende ejerce su efecto sobre los ingresos fiscales, ya que la
fluctuación de éstos determinarán el rumbo de la economía venezolana.
� Establecer políticas agresivas de inversión en activos que mediante el uso
eficiente de los mismos, generen valor agregado a la empresa, permitiendo incrementar
el nivel de producción de crudo, a fin de obtener ingresos por ventas altos, en vista de
los elevados precios del petróleo, mejorando así los indicadores operacionales y
financieros, al aumentar las utilidades disponibles para los accionistas, generando el
rendimiento esperado.
176
• Mejorar la utilidad de operación, aplicando medidas de reducción de costos de
los factores de producción y gastos, mejorando así los indicadores de rentabilidad,
revisando los activos de la empresa para desincorporar aquellos que por su uso están
siendo poco eficientes. Aplicando estrategias de financiamiento y control que permitan
gestionar con acierto la cantidad de de deuda asumida, analizando aspectos tales
como: el costo real, la naturaleza del tipo de interés, naturaleza del endeudamiento y
actitud ante el riesgo.
• Revisar el comportamiento de los precios del petróleo a nivel internacional, así
como los contratos y acuerdos internacionales a fin de garantizar al estado venezolano,
un aporte fiscal a la nación, necesario para solventar el gasto público; mediante los
ajustes y/o modificaciones a los porcentajes de retención de impuestos y contribuciones
especiales que se aplican a la renta petrolera.
Como contribución al logro del objetivo de la presente investigación y como soporte
para alcanzar los objetivos específicos, se propone el uso de indicadores de gestión
mediante el establecimiento de estrategias ó planes, alineados al Primer Plan
Socialista (PPS) de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007–2013, traducidos
a su vez en objetivos estratégicos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo, utilizando para ello el Sistema Balanceado de Indicadores ó Balanced
Scorecard, Kaplan y Norton (2000), el cual está basado en el aspecto estratégico,
involucrando a todos los miembros de la empresa para convertir la estrategia en acción,
es decir, alcanzar el objetivo estratégico propuesto con el apoyo de cada una de las
gerencias (operacionales y habilitadoras) mediante la ejecución, seguimiento y control
de los planes estratégicos y operativos de la organización.
En el gráfico No. 19 correspondiente al Sistema Balanceado de Indicadores
propuesto se utilizó la metodología planteada por los autores Kaplan y Norton (2000),
mediante la elaboración de un Mapa Estratégico ó diagrama de Causa-Efecto para
traducir la estrategia en planes de acción, en función de cada una de las categorías de
objetivos estratégicos, tales como Aprendizaje y Crecimiento, Procesos, Clientes y
Aliados, Triple Resultado y País. Para cada una de estas perspectivas se identifican los
177
objetivos e indicadores asociados propios los cuales mediante relaciones de causa-
efecto logran alcanzar el objetivo final.
Gráfico No. 22 Mapa Estratégico
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)
Elaboración Propia. 2012
En este sentido, para asegurar el aporte al desarrollo sostenido del país, Petróleos
de Venezuela, S.A. (PDVSA) tiene el compromiso de maximizar el valor productivo,
económico, social y endógeno de la nación; esta contribución se manifiesta a través de
un esquema de Triple Resultado: el aporte económico al incrementar la rentabilidad del
negocio; el aporte en Seguridad Industrial, Ambiente Higiene Ocupacional al mejorar
continuamente la calidad, la seguridad y la protección ambiental, y finalmente con la
contribución permanente al desarrollo social al potenciar la transformación social y el
desarrollo del modelo productivo con la participación de las comunidades.
Asegurar la Sostenibilidad de Petróleos de Venezuela
(PDVSA)
Asegurar la Sostenibilidad de Petróleos de Venezuela
(PDVSA)
Potenciar la transformación Social y el
desarrollo del modelo productivo con la
participación de las comunidades
Potenciar la transformación Social y el
desarrollo del modelo productivo con la
participación de las comunidades
Mejorar continuamente la
Calidad, la Seguridad y la Protección
Ambiental
Mejorar continuamente la
Calidad, la Seguridad y la Protección
Ambiental
Disponer de sistemas de tecnología de información y conocimiento que
apoyen la estrategia
Tecnología y ConocimientoCultura y Talento Humano
Desarrollar las competencias clave del personal para el cumplimiento de la
estrategia
Impulsar los valores de la empresa con principios éticos y compromiso del personal hacia el logro de la estrategia.A
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Eficacia y Eficiencia Operativa y de Gestión
Asegurar la eficacia y la eficiencia operativa y
administrativa
Asegurar la eficacia y la eficiencia operativa y
administrativa
Impulsar el Sistema de Gestión Integral
Impulsar el Sistema de Gestión Integral
Convertir a Petróleos de Venezuela (PDVSA)
en actor estratégico de la industria de hidrocarburos a nivel nacional e internacional
Convertir a Petróleos de Venezuela (PDVSA)
en actor estratégico de la industria de hidrocarburos a nivel nacional e internacional
Contribuir con la Satisfacción de socios, aliados, accionistas y
comunidad en general
Contribuir con la Satisfacción de socios, aliados, accionistas y
comunidad en general
Crecimiento Operativo
Valorizar los yacimientos y el área operativa mediante el desarrollo de
reservas y proyectos
Valorizar los yacimientos y el área operativa mediante el desarrollo de
reservas y proyectos
Crecer en producción, mejorar el factor de recobro e incorporar nuevas reservas
Crecer en producción, mejorar el factor de recobro e incorporar nuevas reservas
SIAHO
Asegurar relaciones de solidaridad, ética y transparencia con las partes
interesadas
Asegurar relaciones de solidaridad, ética y transparencia con las partes
interesadas
Alcanzar niveles de eficacia de SIAHO en
actividades operativas y administrativas
Alcanzar niveles de eficacia de SIAHO en
actividades operativas y administrativas
Impulsar proyectos de desarrollo
social- económico y comunal
Impulsar proyectos de desarrollo
social- económico y comunal
Paí
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Fomentar la investigación, desarrollo y aplicación de soluciones
tecnológicas de alto valor agregado
Fomentar la investigación, desarrollo y aplicación de soluciones
tecnológicas de alto valor agregado
Optimizar los procesos operativos
y de apoyo
Optimizar los procesos operativos
y de apoyo
Propiciar la participación social con mecanismos efectivos de inclusión
Propiciar la participación social con mecanismos efectivos de inclusión
Desarrollo Endógeno
Responsabilidad Socialista
Acelerar la siembra del petróleo , maximizando el valor productivo, económico-social
Construir una cultura de empresa con una visión de soberanía
petrolera y de triple resultado: económico- social y ambiental
178
Estos logros serán posibles alcanzarlos siempre y cuando se mantenga una relación
armónica y de mutuo beneficio con los clientes y aliados en la búsqueda por convertir a
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) en actor estratégico de la industria de
hidrocarburos a nivel nacional e internacional, maximizando la percepción de imagen y
satisfacción de socios, aliados, accionistas, cuyo objetivo principal es la creación de
valor con altos índices de rendimiento y garantía de crecimiento y mantenimiento del
negocio respondiendo así a las expectativas de los accionistas y comunidad en general
e incrementando la participación social con mecanismos efectivos de inclusión.
Cabe destacar que la identificación de los objetivos e indicadores estratégicos
asociados a los procesos claves de la organización y el establecimiento del esquema
de relaciones, garantizan la satisfacción de clientes y aliados; teniendo en cuenta la
revisión de la cadena de valor, al rediseñar e innovar los procesos y actividades
mediante el mejoramiento continuo, considerado para ello, los cinco principales
procesos dentro de la cadena de valor de la empresa.
1) Crecimiento Operativo en producción, mejorando el factor de recobro e
incorporando nuevas reservas, que se logra al Valorizar los yacimientos y el área
operativa mediante el desarrollo de reservas y proyectos y al Fomentar la
investigación, desarrollo y aplicación de soluciones tecnológicas de alto valor
agregado.
2) Excelencia Operativa y de Gestión que busca asegurar la eficacia y la eficiencia
operativa y administrativa mediante la Optimización de los procesos operativos y de
apoyo y el Impuso al Sistema de Gestión Integral.
3) Responsabilidad Social para asegurar relaciones de ética y transparencia con las
partes interesadas.
179
4) Seguridad Industrial, Ambiente Higiene Ocupacional mediante el sostenimiento
de alto desempeño en para alcanzar niveles de excelencia en actividades operativas
y administrativas.
5) Desarrollo Social al impulsar proyectos de desarrollo social, económico y
comunitario.
Por otra parte, para poder soportar todos los objetivos estrategicos se debe propiciar
y crear las condiciones que maximicen el aporte del talento humano mediante el
desarrollo de las competencias claves del personal y reforzando la importancia de
invertir para crear valor futuro con el capital humano para el cumplimiento de la
estrategia, en un ambiente de motivación, valores compartidos, identificación y
compromiso del personal hacia el logro de la estrategia, en el marco de una cultura de
empresa con una visión compartida de triple resultado: económico, social y ambiental, y
con el impulso de la tecnología y el conocimiento al disponer de sistemas de tecnología
de información y conocimiento que apoyen la estrategia como factor fundamental de
crecimiento y eficiencia de la organización.
En conclusión todos los componentes antes mencionados conformarían el Mapa
Estratégico de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) cuya implementación y uso como
Sistema de Gerencia Estratégica de forma integrada y con la participación de todos los
individuos que conforman la organización garantizarán el logro del objetivo país
establecido en los planes de la nación, cumpliendo así con los objetivos estratégicos
que van más allá de la mera rentabilidad, tales como:
• La redistribución de riqueza del petróleo a la sociedad en general.
• Contribuir con propósitos claves de la política exterior venezolana como el fomento la
cooperación integral con aliados estratégicos y la integración latinoamericana en un
contexto de transición hacia la multipolaridad.
• Garantizar la seguridad energética, incluyendo el suministro doméstico de
combustible.
180
• Fomento del desarrollo socio-económico a través de la industrialización y políticas de
equidad social.
• Promoción de la soberanía tecnológica y desarrollo de recursos humanos altamente
capacitados y motivados.
Finalmente vale destacar que la complejidad de la industria petrolera supone el
establecimiento de estrategias y planes de acción específicos tal y como fueron
descritos anteriormente, basados principalmente en la obtención de beneficios que
permitan el desarrollo pleno de la nación y su retribución al colectivo; sin embargo,
estos planes se encuentran afectados por factores externos e internos que deben ser
observados y evaluados minuciosamente, ya que cualquier desviación, afectará los
resultados financieros y operacionales de la empresa; por lo tanto, una adecuada
gestión y administración de los activos, permitirá obtener unas utilidades y un retorno de
esos capitales a los accionistas y al beneficio y bienestar de la sociedad.
181
Referencias Bibliográficas
182
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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