“Del Dicho al Hecho” Panorama petrolero venezolano en 2014 Igor Hernández Centro Internacional de Energía y Ambiente Foro Perspectivas Ecoanalítica 2013 7 de noviembre, 2013

Agenda

• Mercado energético mundial – precios petróleo

• Factibilidad de “Plan Siembra Petrolera”

• Política petrolera y escenarios de producción

Mercado energético mundial – precios petróleo

• Petróleo tendrá todavía importancia en los próximos años.

Fuente: Agencia Internacional de Energía

Mercado Energético:

Tendencias Largo Plazo

WTI Brent WTI Brent WTI Brent WTI Brent

Departamento Energía EEUU (2013) 94,9 111,3 115,4 117,4 143,4 145,4 160,7 162,7Departamento Energía EEUU (2012) 94,8 135,4 148,0Agencia Internacional de Energía 107,6 135,7 145,0

Fuente: EIA

Proyecciones Organismos Internacionales

Precio actual 2025 2035 2040

Demanda Energía (Millones barriles equivalentes de Petróleo)

1990 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2035

Carbón 2.231 3.474 3.945 4.082 4.131 4.180 27 25

Petróleo 3.230 4.113 4.352 4.457 4.521 4.578 32 28

Gas 1.668 2.740 2.993 3.266 3.536 3.820 22 23

Nuclear 526 719 751 898 1.003 1.073 6 7

Hidroeléctrica 184 295 340 388 423 458 2 3

Bioenergía 903 1.277 1.408 1.532 1.642 1.755 10 11

Otros renovables 36 112 2000 299 418 554 1 3

Total 8.778 12.730 15.789 14.922 15.674 16.418

Share (%)

Proyección Precios del Petróleo

Proyecciones de bancos de inversión muestran precios similares a los observados actualmente.

• Escenario más probable para cesta venezolana en 2014: ~US$ 100/barril

Proyecciones de los Precios del Petróleo NYMEX WTI

Fecha

Proyección IV Trim 13 I Trim 14 II Trim 14 III Trim 14 IV Trim 14

Commerzbank AG 18/10/2013 105 110 112 112 112BNP Paribas SA 08/10/2013 107 106 100 99 104

Credit Suisse Group AG 03/10/2013 101 101 106 107 102

Santander UK PLC 30/09/2013 104 98 95 93 94Bank of America Merrill Lynch 27/09/2013 99 90 90 94 94

Deustche Bank AG 25/09/2013 105 105 100 95 95Citigroup Inc 23/09/2013 107 108 103 108 102

Promedio* 22/10/2013 102,1 100,8 98,7 99,2 98,6

Mediana* 22/10/2013 103,0 101,0 97,8 98,0 96,5

Mínimo* 22/10/2013 93,0 90,0 87,0 80,0 70,0

Máximo* 22/10/2013 109,0 110,0 112,0 112,0 114,0

Precio Actual (28/10/2013) 98,16

Fuente: Bloomberg * Valores de Promedio, Mediana, Mínimo y Máximo se basan en una muestra de 31 Bancos de Invers ión

Factibilidad de “Plan Siembra

Petrolera”

Fuente: PDVSA. Plan Siembra Petrolera 2005-2012.

Plan Siembra Petrolera 2005-2012

• Declinación en los niveles de producción.

• Cambios en el régimen institucional y fiscal

• Cambio en la estrategia de PDVSA

• Certificación de reservas (Proyecto Magna Reserva)

  2005 2012 2012 Variación

(meta) (observado) (observada)

Producción (MBD) 3.269 5.837 2.910 -11%

Refinación (MBD) 3.142 4.050 2.822 -10%

Exportaciones (MDB) 2.993 4.700 2.568 -14%

Gas natural (MMPCD) 6.885 9.780 7.327 +6.4%

• Desembolsos proyectados: USD 41.000 MM en E y P, USD 17.000 MM en el

sector gas y USD 16.000 MM, en refinación

¿Qué pasó?

Fuente: Informe Gestión Anual PDVSA 2012

Plan Siembra Petrolera 2013 – 2019

• Plantea inversiones por el orden de los USD 257.000 MM (USD 189.000 MM sólo

en E y P), de los cuales 81% correspondería a PDVSA

• Aumento propuesto: 460 KBD/año

• Precedente histórico:140 KBD/año (promedio 43-58)

  2012 2019 (meta)

Producción (MBD) 2.910 6.000*

Refinación (MBD) 2.822 4.600

Exportaciones (MBD) 2.568 5.600

Gas natural (MMPCD) 7.327 11.947

* FPO: 4.000 MBD al 2019

Demanda bienes y servicios locales

Cifras aproximadas a julio 2013 Demanda

Déficit

(% demanda)

H-H Ingeniería 60,000,000 35-40

Partes y repuestos bombas 700,000 40

Suministro y Materiales a Pozos 9,500,000 50

Accesorios de Válvulas, Bombas, Bridas 7,800,000 70

¿Es posible lograrlo?

Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.

¿Es posible lograrlo?

Depende de tres factores:

• Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA

• Condiciones operativas

• Condiciones estructurales

Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.

Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA

Flujo de caja reportado por PDVSA

• Saldo 2012 cuentas por cobrar: USD 41.700 MM

• Aumentos ~ USD 20.000 MM en las acumulaciones y otros pasivos.

• Emisiones de deuda financiera han cubierto parte de las necesidades de efectivo

MM USD 2012 2011 2010

Ganancia neta 4.215 4.496 3.164Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto

por 17.799 7.725 9.919

Documentos y cuentas por cobrar -12.113 -17.978 -7.769

Otros cambios en activos operacionales -12.451 -8.770 -2.124

Cuentas por pagar a proveedores 4.371 2.239 6.486

Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 40.431 44.259 16.004Otros cambios en pasivos operacionales -20.709 -19.579 -13.037

Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 21.543 12.392 12.643

Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos -25.032 -17.908 -12.858Otras actividades de inversión -189 4180 -799

Efectivo neto usado en las actividades de inversión -25.221 -13.728 -13.657

Efectivo recibido por emisión de deuda financiera 7.130 9.521 6.681

Pagos de la deuda financiera -1.537 -3.308 -3.314

Otras actividades de financiamiento -2.292 -2.284 -1.803

Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 3.301 3.929 1.564

Fuente: Informe Financiero de PDVSA 2012.

Disponibilidad de flujo de caja – PDVSA

• Aportes significativos al FONDEN y Programas Sociales

• Alto subsidio a la gasolina para el 2012: ~ USD 16.000 MM

• Deuda Financiera + ~ US$ 16.500 MM proveedores + ~ US$ 28.000 MM a BCV

(2012) = ~ US$ 84.500 MM

• Recientemente, PDVSA ha tenido que recurrir a financiamiento directo del socio

Nota: Aún no se disponen de cifras oficiales de E y P y

FONDEN + Misiones para 2013. Cifra de E y P es

estimación hecha por PDVSA (Plan Siembra Petrolera)

Condiciones operativas- Descripción Nuevos Proyectos Faja del Orinoco

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

Perfil de producción MBD

Inversión por proyecto:

Total: 13-20 MMMUSD

Mejorador: 10 MMMUSD

Fuente: Reportes de prensa, planes presentados a la Asamblea Nacional y estimaciones propias

Nuevos Proyectos Faja del Orinoco

2019

Junin 2 Petromacareo 200Junin 4 Petrourica 400

Junin 5 Petrojunin 240

Junin 6 Petromiranda 450

Carabobo 1 Petrocarabobo 400

Carabobo 3 Petroindependencia 400

Total 2090

Principales Proyectos Faja del Orinoco

Producción nuevos proyectos Faja: <20% de lo proyectado a 2013

Mejorador.

15 kbd (30 kbd)

4 kbd (30 kbd)

8 kbd 4-5 kbd (30 kbd)

PTO

JOSE

Refinería.

4-5 kbd (30 kbd)

CABRUTA

Fuente: Reportes de prensa, planes presentados a la Asamblea Nacional y estimaciones propias

Fuente: PODE varios años, Informe Gestión PDVSA y Baker Hughes International.

Caída en la productividad

Producción / Empleado Taladros Operativos

• Producción / Empleado en niveles más bajos desde 1948.

• Falta de personal calificado

• Iniciativas de incremento de participación local han tenido sus inconvenientes

• Ejemplos de problemas: operación de taladros, accidentes en las instalaciones de

refinación

Sep 2013:

74

Adquisición 138

Taladros Chinos

Fuente: Menpet y Energía en Cifras 2012.

Cambios en el régimen fiscal e institucionales

La presencia de altos precios del petróleo y altos costos hundidos en el sector generó incentivos para una mayor participación del gobierno en los ingresos petroleros

Nueva

LOHG

Nueva

LOH

Aumento de la

regalía para

proyectos de la FPO

(1% -> 16.66%)

• Ley de

regularización de la

participación

privada.

• Impuesto de

extracción (3.33%).

• Reforma LOH.

Aumento de la

regalía a 30%

ISLR

50%

• Migración a

esquema de

empresas EM

de empresas

en FPO.

Introducción

windfall tax

Expropiación

empresas de

servicios

Modificación

windfall tax

Modificación

windfall tax

Ranking de entorno favorable a la inversión (Fraser Institute 2013): 94/96

Política petrolera y escenarios de

producción

Escenarios Política Petrolera y Reacción Socios

Escenario más probable

• Parecido al status quo

• Mayor uso de financiamiento interno y a través de los socios.

• Disputas internas afectan toma de decisiones más significativas para impulsar la

producción

• Intentos leves de reducir obstáculos a las operaciones (procura/servicios)

Reacción Socios

• Espera en el desembolso de mayores inversiones

• Continuación en etapas de producción temprana (limitante: diluente)

• Negociación de acuerdos para financiar a PDVSA a cambio de mayor autonomía

operacional

Mayor Coerción Status Quo Mayor Pragmatismo

Mayores obstáculos a la

inversiónDivisiones internas del oficialismo

Mayor autonomía operacional

socios Empresas Mixtas

Menos fondos disponibles

para ejecutar planesIncertidumbre política Menor desvío fondos

Flexibilización en temas

operacionales

Incentivos concretos al sector

conexo

Persisten problemas estructurales

Escenarios Producción

A tener en Cuenta en 2014:

• Mayor/menor control de PDVSA

• Cuentas por cobrar, acuerdos energéticos y transferencias a fondos paralelos

• Proveedores

• Grandes limitantes a largo plazo: infraestructura, capital humano y costos de

operar en Venezuela

Se prevé un aumento en la producción en los próximos años, pero muy lejos de

lo proyectado por PDVSA

Fuente: Agencia Internacional de Energía y Departamento de Energía de EEUU

* Incluye Ecuador y Venezuela

Reflexión

Relación reservas /producción de los principales productores de petróleo

Venezuela aún ofrece un potencial de producción enorme. La pregunta es cómo aprovecharlo

Fuente: BP Statistical Review of World Energy (2013) y cifras oficiales de producción de PDVSA.

0 50 100 150 200 250 300

E.E.U.U.

Rusia

No-OPEP

Nigeria

Arabia Saudí

OPEP

EAU

Iran

Kuwait

Venezuela

Años

Del Dicho al Hecho

Pronósticos hechos han estado divorciados de la realidad

Fuente: http://settysoutham.wordpress.com/2013/10/24/rafael-ramirez-definitively-departs-the-reality-based-community/.

Plan Siembra Petrolera 05-12

Ambición Actual

Realidad

Todavía hay un trecho

Muchas gracias por su atención

Twitter: @ihernandezr11