sector hidrocarburos - … · de los yacimientos de gas natural, éste se separa en gas seco y ......

SECTOR HIDROCARBUROSA la espera de inversiones que reactiven la producción

ý La producción nacional de hidrocarburos ha disminuido casi uniformemente desde 1981, debido a la menorinversión en exploraciones y a los resultados negativos en las perforaciones llevadas a cabo.

ý Los resultados negativos de las exploraciones efectuadas en el suelo nacional han incrementado el riesgogeológico del país. Por lo tanto, el atractivo del Perú como plaza para exploraciones se ha visto considerablementedeteriorado respecto de países vecinos como Colombia y Ecuador.

þ La demanda por hidrocarburos ha aumentado consistentemente en los últimos veinte años. Sin embargo, el hechode que este crecimiento no haya estado acompañado por un aumento en la producción nacional ha generado unincremento constante en el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos.

þ El gobierno ha modificado recientemente el tratamiento tributario a las exploraciones en el sector hidrocarburos. Seespera que estas mejoras en la legislación se traduzcan en un aumento de la inversión en esta actividad quepermita incrementar la producción nacional en el mediano plazo.

þ La entrada en operaciones del proyecto Camisea influirá drásticamente en el sector de hidrocarburos peruano.Entre los beneficios que traerá el mismo estarán una disminución del costo de la energía eléctrica y el acceso de laindustria y los consumidores individuales a una fuente de energía más eficiente y limpia que los derivados delpetróleo.

6 /2 / 2002

Departamento de Estudios Económicos Pag. 2 de 20 – 6 / 2 / 2002

Empresas que participan en labores de explotación

Petróleo GasPluspetrol XUnipetro XPetrotech X XPerez Companc X XAguaytía X XGraña y Montero Petrolera S.A. X XMercantile XRío Bravo XPetrolera Monterrico XSapet X XMaple Gas XFuente: MEM

Fuente: MEM - Ministerio de Energía y Minas

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1. Descripción del sector

Las actividades comprendidas dentro del sector de hidrocarburos son todas aquellas ubicadas entrela búsqueda de depósitos de combustibles fósiles económicamente viables y la transformación deestos últimos para el consumo1. Así, se pueden distinguir las siguientes etapas en laproducción de hidrocarburos: i) exploración, ii) explotación, iii) transporte y iv) refinación(petróleo) o procesamiento (gas natural). El presente reporte no incluye las actividades dedistribución de derivados de petróleo.

1.1. Exploración

La exploración consiste en la perforación de pozos sobre la base de información geológica de unárea. Esta actividad es la que involucra el mayor riesgo, puesto que la información utilizada indicasólo una probabilidad de éxito. Así, la perforación de un pozo exploratorio, la cual puede llegar acostar incluso más de US$50 millones, puede finalmente no generar ningún resultado positivo.

En el caso peruano, la actividad exploratoria es escasa y losresultados más recientes han sido negativos. Actualmente, sóloexisten 14 contratos de exploración (que abarcan un área de casi 8millones de hectáreas) con las siguientes empresas: Barrett, Repsol,Graña, Petrotech, Perez Companc, Pluspetrol, Advantage, Mercantiley Shell. Más aún, en el 2000 sólo se perforaron cinco pozosexploratorios (2 en el zócalo, 2 en la costa y 1 en la selva). En el2001, la situación ha sido aún más desalentadora, al registrarse tansólo cuatro pozos perforados (Repsol - Lote 32, Petrotech - Lote Z-2B,Mercantile - Lote III y Pluspetrol - Lote XII), de los cuales dos (elprimero y el tercero) han sido ya abandonados.

1.2. Explotación

La explotación consiste en la extracción del petróleo y/o gas naturaldel subsuelo. El método de extracción difiere dependiendo de lascaracterísticas de cada yacimiento entre las que se encuentran: i)existencia o no de presión subterránea y ii) la presencia de otroselementos en el yacimiento.

En el caso de los yacimientos de petróleo, luego de la extracción sesepara el crudo, el gas y los otros elementos que normalmente seencuentran presentes como sedimentos y agua. Una vez hecha laseparación, el crudo se encuentra listo para el transporte. En el casode los yacimientos de gas natural, éste se separa en gas seco y

líquidos del gas (entre los que se encuentra el gas licuado de petróleo o GLP). Cabe anotar que enlos yacimientos en donde el gas es un elemento asociado al petróleo, generalmente el primero setrata y aprovecha dentro del mismo campo.

1/ La extracción de hidrocarburos representa el 0.5% del total del PBI peruano.


Fuente: MEM

Ventas internas de derivados (volumen) GLP9%

Gasolina17%

Turbo A-15%

Kerosene9%

Residual18%

Otros4%

Diesel 238%

En el Perú, las labores de explotación se llevan a cabo principalmente en la selva y en elzócalo continental mediante 15 contratos de explotación vigentes. En ambas áreas, la mayorproducción proviene de la zona norte. En lo que respecta a las empresas, las principales productorasson Pluspetrol, Petrotech, Perez-Companc, Sapet y Aguaytía. Otros productores de menorparticipación son Mercantile, GMP, Unipetro, Rio Bravo y Petrolera Monterrico. La posición dePluspetrol creció durante el 2001, debido a la explotación del Lote I-AB en lugar de la norteamericanaOccidental a partir de mayo del 2000, y con lo cual esta última abandono sus labores de explotaciónen el país.

1.3. Transporte

En el caso del petróleo, una vez separado y almacenado, en la mayoría de casos éste setransporta hacia las refinerías o los puertos más cercanos mediante tuberías, las cualesreciben el nombre de "oleoductos". En el Perú, una de las obras más importantes en el sectorhidrocarburos es precisamente el oleoducto nor peruano. Este oleoducto transporta crudo desdeSaramuro, en la Amazonía peruana, hasta el puerto de Bayóvar, en la costa norte, en un recorridode 856 kilómetros. Adicionalmente, el oleoducto cuenta con un "brazo norte" de 252 kilómetros delongitud que fue construido posteriormente.

En el caso del gas natural seco, éste se transporta también mediante tuberías, las cuales sonllamadas "gasoductos", principalmente debido a que la operación comercial de un yacimientorequiere de un volumen tan grande que la opción del transporte terrestre resulta mucho más cara enel largo plazo. Sin embargo, el gas natural seco es dirigido directamente hacia los consumidoresfinales o hacia plantas de licuefacción para ser luego exportado. Cabe destacar que en el Perú losprincipales consumidores de gas seco son las generadoras eléctricas. En el caso de gas licuado depetróleo (GLP), dependiendo de las características y ubicación de cada yacimiento, el transportepuede ser por vía terrestre o por tuberías.

1.4. Refinación

La refinación de petróleo es el medio por el cual se separara el petróleo de los diversos componentescon los que se encuentra en la naturaleza, para luego ser utilizado como materia prima para lafabricación de derivados. Los derivados, cuyo número excede los 2000, se dividen principalmente encombustibles y petroquímicos.

1.4.1. Derivados

Los derivados más importantes del crudo, y sus principales usos, sedetallan a continuación:

• Diesel: Es el combustible que más se consume en el país. Seutiliza en el transporte, en la industria y también en la generacióneléctrica. Entre enero y noviembre del 2001 las refinerías nacionalesprodujeron 12.3 millones de barriles de diesel, mientras que elconsumo nacional en el mismo periodo alcanzó 16.63 millones debarriles.


Fuente: MEM

Producción de Derivados por Refinería

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Talara Conchan Iquitos Pucallpa El Milagro

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2000 Ene - Nov 2001

• Residual: Bajo esta denominación se incluye a los combustibles, Petróleo Industrial N° 5 y 6 yPetróleo Industrial 500, que se utilizan en la industria y que representan 18% del consumonacional de derivados. Entre enero y noviembre del 2001, las refinerías produjeron 17.47millones de barriles de residual, mientras que el consumo del país fue de 7.69 millones debarriles. Esta diferencia explica que el residual lidere las exportaciones nacionales de derivadosde petróleo.

• Gasolina: Utilizada en el sector transporte. Incluye los tipos 84, 90, 95 y 97, que representan17% del consumo interno de derivados. En los primeros once meses del 2001, la producciónnacional llegó a 7.94 millones de barriles, mientras que las ventas internas llegaron a 7.63millones de barriles.

• Kerosene: Se usa principalmente como combustible doméstico, comercial y también en lapequeña industria (9% del consumo de derivados). La producción nacional de kerosene entreenero y noviembre del año pasado se reportó en 4.87 millones de barriles, mientras que elconsumo fue de 4.99 millones de barriles.

• GLP: Combustible para uso doméstico, comercial y en menor grado industrial. Su consumorepresenta el 9% del ventas de derivados del país. La producción nacional a noviembre del2001 fue de 2.69 millones de barriles, mientras que el consumo llegó a 4.73 millones de barriles.

• Turbo: El Turbo A -1 es el combustible que utilizan los aviones a reacción (5% del consumonacional de derivados). La producción peruana a octubre 2001 alcanzó los 2.57 millones debarriles, mientras que el consumo fue de 2.52 millones de barriles.

Cabe anotar que la producción de las refinerías depende del petróleo que se utilice comomateria prima. Así, si se utiliza petróleo "pesado" (pocos grados API) la producción de residualesserá mayor, mientras que si se utiliza petróleo "intermedio" o "liviano" la producción de diesel ogasolina será superior, respectivamente.

1.4.2. Refinerías

En el Perú existen siete refinerías, de las cuales cinco son operadaspor el Estado a través de Petroperú. Sin embargo, una de estas cincose encuentra actualmente bajo un contrato de arrendamiento a unaempresa privada. Las refinerías y sus capacidades se describen acontinuación.

Refinería de Talara (Petroperú)

Esta refinería consta de una unidad de destilación primaria de 62,000barriles por día y una de craqueo catalítico de 16,000 barriles por día.Asimismo, la capacidad de almacenamiento de la planta es de 2.55millones de barriles, de los cuales 250,000 son de crudo. Susprincipales productos son diesel 2, kerosene, residual (petróleoindustrial 5 y 6) y gasolina 84 y 90.


Fuente: MEM

Procedencia de petróleo para refinación

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Crudo Nacional Crudo Importado Otras cargas

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Refinerías

Conchán

Existen planes para incrementar la capacidad de producción de la planta, especialmente en las líneasde fabricación de gasolinas sin plomo y otros combustibles de calidad, hacia el año 2004. Estainversión es necesaria debido al cada vez mayor uso de estos derivados en la industria y en el

transporte. De no darse la misma, se corre el peligro de tener queexportar crudo e importar los derivados.

Refinería de Conchán (Petroperú)

Esta refinería presenta una capacidad de procesamiento de 12,000barriles por día. La planta cuenta con un sistema de tuberíassubmarinas que permite que las embarcaciones entreguendirectamente el petróleo hacia los tanques de almacenamiento para suprocesamiento.

Refinería Iquitos (Petroperú)

Esta refinería fue diseñada con una capacidad de procesamiento de10,500 barriles diarios de crudo de una gravedad API entre 25 y 37,para obtener gasolina base, turbo A1, kerosene, diesel 2 y petróleoindustrial 6. Esta planta cubre la demanda de combustibles de lasregiones Amazonas y San Martín e incluso la de algunos pobladosfronterizos como Leticia (Colombia) y Tabatinga (Brasil).

Refinería Pucallpa (operada por The Maple Gas Corporation)

Esta planta presenta una capacidad de refinación de entre 2,500 y3,000 barriles diarios, según el tipo de crudo que procese. La gasolinabase obtenida en la refinería se mezcla con nafta craqueada, traídadesde Lima, para producir gasolina de 84 octanos. Adicionalmente, larefinería produce kerosene, diesel y residual. Los derivadosproducidos abastecen no sólo a Pucallpa sino también a pobladoscercanos. Cabe anotar que el contrato de alquiler con The Maple GasCorp. es por 20 años y rige desde 1994.

Refinería el Milagro (Petroperú)

Esta refinería tiene una capacidad de tratamiento de 1,700 barriles pordía y una capacidad de almacenamiento de 5,000 barriles de crudo.Cabe resaltar que la planta fue trasladada hacia su ubicación actual(ciudad El Milagro) en 1996.


Fuente: MEM

Producción hidrocarburos líquidos y pozos desarrollados

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Pozos de desarrollo perforados Producción Nacional

Fuente: MEM, Perupetro

Producción fiscalizada de gas

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Refinería la Pampilla (Repsol)

Esta planta fue vendida por el gobierno peruano a un consorcio liderado por Repsol S.A. en 1996. Larefinería cuenta con una capacidad de destilación primaria combinada (unidades I y II) de 102,000barriles diarios y una capacidad de almacenamiento de productos de 2.61 millones de barriles.

Actualmente, la empresa viene invirtiendo US$200 millones en renovar la tecnología de su planta.Esta inversión está enmarcada en un programa de US$1,000 millones que el consorcio operadortiene esperado efectuar entre 1994 y el 2004 y que hasta la fecha llega a US$500 millones (incluida lainversión patrimonial).

Refinería Shiviyacu (Pluspetrol)

Esta refinería cuenta con una capacidad de producción de 2,000 barriles por día y tiene unacapacidad de almacenamiento de 5,000 barriles. Refina el crudo obtenido del Lote 1-AB y formó partede la transferencia de propiedades entre Occidental Peruana y Plupetrol en el año 2000.

2. Producción y reservas de hidrocarburos nacionales

2.1. Tendencias de los últimos años

El Perú ha venido consumiendo continuamente sus reservasprobadas de petróleo desde el año 1981 sin reemplazarlas. Enese año, se alcanzó el volumen máximo con 835 millones de barriles,el cual ha decaído hasta 323 millones de barriles a diciembre del2000. Esta constante declinación a la larga se ha traducido en unaproducción cada vez menor, a pesar de los desarrollos tecnológicosque han permitido la reducción de los costos de explotación. Así, laproducción de petróleo ha caído desde 195,000 barriles/día en 1981 a97,097 barriles/día en la actualidad (promedio enero - diciembre2001). Cabe anotar que en el periodo comprendido entre 1994 y 2001la caída fue bastante pronunciada, puesto que la producciónanual de petróleo se redujo en 23.73%.

En cambio, un escenario distinto se presenta en relación con lasreservas probadas de gas natural, debido principalmente aldescubrimiento de los yacimientos de Camisea. Este descubrimientoaumentó las reservas probadas de gas natural a partir de 1986,elevándolas de 620,000 MMPC (millones de pies cúbicos) a 7millones de MMPC, con posibilidades de incrementarse hasta 13.16millones de MMPC, en la medida que las reservas probables pasena ser probadas. No obstante, el nivel de las reservas de gas naturalen el país permanece relativamente estático desde 1987 debido a lafalta de explotación de estos yacimientos y a que recién a partir de


* solo incluye producción cuya venta está ya respaldada por contratos

Producción fiscalizada actual y de Camisea

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2001 Inicial de Camisea(2004)*

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1998 entró en producción el yacimiento de Aguaytía. Así, los antiguos yacimientos del noroeste sonlos que vienen suministrando aproximadamente 75% del gas natural que consume el país en laactualidad. En lo referente a la producción de gas, el aporte de Aguaytía permitió un incrementode más de 40% en la producción a partir de1998 (14.43 miles de MMPC). Sin embargo, en el2000, la producción mostró una caída tanto en los pozos de la costa oeste como en los de Aguaytía,alcanzándose solo 12.18 miles de MMPC. En el 2001, la producción nacional llegó a 13.08 milesMMPC debido a la mayor producción requerida por la planta energética que se abastece con el gasde Aguaytía. Esta planta debió incrementar su producción luego del cierre temporal de Enersur (Ilo),generadora termoeléctrica a carbón que fue afectada por el sismo que asoló el sur del Perú en junio.

2.2. Perspectivas

En los próximos años, se espera que la producción y reservas de petróleo retomen la senda decrecimiento en la medida en que continúe mejorando la percepción de estabilidad política enel país, lo que ayudaría a impulsar la actividad exploratoria. Por lo pronto, se ha aprobado la ley queexonera del Impuesto General a las Ventas (IGV) y del Impuesto de Promoción Municipal (IPM) alas exploraciones petroleras y mineras por cinco años (2002 - 2006). Esta exoneración se aplica atodas las importaciones o adquisiciones de bienes, prestación o utilización de servicios y contratos deconstrucción. Como resultado de esta medida, el atractivo del país como lugar de exploraciónmejorará. Estimaciones privadas ubican al número de pozos exploratorios que se llevarán a cabo enel 2002 en 13 mientras que en el 2003 serían 19. Las estimaciones del Ministerio de Energía yMinas proyectan un descubrimiento de 800 millones de barriles de petróleo en el periodo2001 - 2010, que permitirían incrementar la producción a 168,000 barriles por día al final de esteperiodo.

En el caso del gas natural, se espera un incremento muyimportante en la producción con el inicio de la explotación deCamisea. La producción inicial de gas seco de este yacimiento seestima sea de 400 MMPC diarios, es decir 144,000 MMPC anuales,mientras que la producción de líquidos de gas natural llegará a 30,000barriles diarios o 10.8 millones de barriles al año. Adicionalmente, lacompañía Olympic Peru proyecta iniciar actividades de producción degas natural en el Lote XIII (Piura) durante los primeros meses del2002. El yacimiento tienen reservas de 194,904 MMPC. En el casode las reservas de gas natural, se espera también un incremento frutode la nueva legislación en materia de exploraciones y del mayoratractivo que tendrá el país como lugar de exploración gasífera tras eldesarrollo de Camisea.

3. Demanda local

En lo referente a la demanda de petróleo, tomada como el volumen de venta de sus derivadosen el mercado interno, la tendencia es opuesta a la de la producción, salvo periodos atípicosconsecuencia de incrementos significativos en el precio del crudo. En 1981, el volumen promedio de


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Ventas internas de derivados de petróleo

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venta de combustibles derivados del petróleo era de 129,600 barriles/día mientras que, actualmente,el volumen promedio de ventas es de 140,000 barriles/día (promedio primeros once meses del año2001). Cabe anotar que la tendencia de largo plazo de la demanda por derivados de petróleo mostróuna caída significativa hacia finales de los años ochenta y comienzos de los años noventa, comoresultado de la gran contracción económica reportado en el periodo. Así, el consumo de derivadosde petróleo cayó a 108,300 barriles diarios en 1991, 26.88% por debajo de la cifra correspondiente al2000.

En el caso del gas natural, hasta hace algunos años la demanda local se limitaba tan sólo a unacantidad relativamente baja de GLP, principalmente debido a que no existía oferta local de gas, porlo que los consumidores optaban por adquirir sustitutos. En la actualidad, el desarrollo de proyectosde gas ha traído como consecuencia que existan generadoras eléctricas que operan con estecombustible. Adicionalmente, los operadores de los yacimientos han estado trabajando en crear unamayor demanda por el GLP que producen. Sin embargo, se estima que el consumo nacional de gascrezca exponencialmente una vez se inicie la explotación de los yacimientos de Camisea.

A pesar de los temores iniciales sobre el desarrollo de un mercado de gas natural seco losuficientemente amplio para consumir la producción de Camisea, las últimas noticiasapuntan a que la demanda mínima requerida, 150 MMPCD (millones de pies cúbicos diarios),ha sido ya alcanzada. Por lo pronto, empresas privadas han firmado ya acuerdos por un total de188 MMPCD. Adicionalmente, 70 MMPCD serán demandados por Electroperú, aunque no seconoce a quién será finalmente destinada esta producción (a pesar de que han corrido rumores deque podrían ser las empresas del Grupo Endesa). En suma, actualmente la cantidad demandadasería de 258 MMPCD. Sin embargo, como mencionamos anteriormente, la producción inicial deCamisea será de 400 MMPCD, por lo que el problema de la creación de un mercado para el gas noestá enteramente resuelto.

Ante esta situación, la empresa ha manifestado que una parte del gas natural seco no demandadosería reinyectado para incrementar la producción de los líquidos del gas (propano, butano, etc.)que se destinarán principalmente al mercado externo. No obstante, está claro que se deberá hallar undestino al total de la producción de gas del yacimiento para que la escala de la explotación alcance sumayor eficiencia financiera. En ese sentido, existe un debate sobre si esta producción será destinadaal mercado local o al externo. Por un lado, se argumenta que la demanda industrial crecerá aún más

y que la misma oferta de gas creará a la larga una demanda de lapoblación, la cual estará concentrada en la sustitución del Gas Licuadode Petróleo (hogares, automóviles, etc.). Por otro lado, no obstante,muchos sostienen que el proyecto necesariamente deberá mirarhacia el exterior si se quiere lograr un desarrollo significativo. Bajoeste contexto, sería necesaria la construcción de una planta delicuefacción de gas en la costa para poder exportarlo para lageneración de energía. No obstante, el problema de la construcciónde esta planta es que existe una intención del gobierno de que el gasboliviano sea exportado a través de un puerto peruano. Si seconstruye, una planta para licuar el gas de Camisea no sería rentabledebido a la competencia.


Fuente: Bloomberg

Precio del petróleo (canasta OPEP)

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En síntesis, la demanda por derivados del petróleo y gas natural está significativamente relacionadacon la actividad económica del país. Así, durante la última década la tendencia de la demanda ha sidoen términos generales creciente. Para los años siguientes, se espera que el relativo estancamientode los últimos tres años de paso a una recuperación de la economía y, por ende, de la demanda.

4. Precios y tipos de petróleo y gas natural

Los precios mundiales del petróleo se regulan por los precios de tipos de petróleo dereferencia, de los cuales los más importantes son el WTI (West Texas Intermediate), el Brenty el Dubai. El valor de cada tipo de petróleo se determina por parámetros internacionales. Entreestos parámetros destaca el del Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en inglés) queestablece una escala según la pureza del crudo y la facilidad con la cual puede ser refinado. Así, elpetróleo de mejor calidad es aquel que presenta más de 26 grados API y que recibe el nombre de"liviano", "suave" o "dulce". El petróleo intermedio es aquel que presenta entre 20 y 26 grados API,mientras que el petróleo de menor calidad presenta menos de 20 grados API y recibe el nombre de"pesado". Así, los precios del crudo fluctúan respecto de los principales indicadores de referencia y,como ya se mencionó, se fijan según su pureza.

En los últimos años, el precio del petróleo ha variado de manera muy significativa, habiéndoseregistrado fluctuaciones en algunos precios desde US$8 hasta US$34 por barril. Sin embargo,la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), que controla 40% de la producciónmundial, logró mantener el precio de su canasta básica (promedio de petróleos del medio oriente)

entre US$22 y US$28 por barril a través de recortes de suproducción. Este control surtió efecto hasta que los sucesosocurridos el 11 de setiembre en EE.UU. mellaron la demanda deforma tal que fue imposible para el gremio controlar el precio sinperder una gran participación del mercado. Como resultado, en losúltimos meses el precio se encuentra cercano a US$20 por barril,nivel que se espera se mantenga estable por algunos meses,mientras se dan mayores señales de recuperación de laseconomías desarrolladas.

En el caso del gas natural, la tecnología para la licuefacciónha disminuido su costo y riesgo sólo recientemente, por loque el transporte intercontinental del gas natural seco

licuefactado no ha sido una actividad muy diseminada en el pasado. Por lo tanto, el gas no hasido un "commodity" en el sentido estricto de la palabra sino que su precio se ha fijado por el preciode los sustitutos y utilizando el precio del gas natural en EE.UU. como "benchmark". En el caso delyacimiento de Camisea, el precio del gas natural será de US$2.4 por millón de BTU (un millón deBTU es una medida de la energía que se puede generar con cerca de 1,000 pies cúbicos) para elsector eléctrico y US$4.1 por millón de BTU para otros sectores. No obstante, las empresas quefirmaron los contratos "take of pay" antes de la subasta del proyecto recibirán un precio de US$2.2 yUS$3.7 por millón de BTU para el sector eléctrico y los otros sectores, respectivamente.


Fuente: MEM

Principales exportaciones e importaciones de hidrocarburos (enero - noviembre 2001)

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Crudo Diesel Residuales Gasolinas Propano

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Exportaciones Importaciones

5. Funcionamiento del mercado

El petróleo ha sido calificado muchas veces en el pasado como el "commodity" perfecto, debido aque los productores y demandantes se encuentran físicamente diseminados alrededor del mundo y aque no existe ningún país o empresa que individualmente pueda ejercer una influenciasignificativa sobre el equilibrio del mercado. Por el lado de la oferta, ningún país o empresacontrola una cantidad significativa de la producción mundial. Por el lado de la demanda, si bien lospaíses industrializados consumen una cantidad largamente superior a la del resto de países, larelativa inelasticidad de la demanda por crudo impide que estos grandes consumidores puedanejercer algún poder sobre el mercado.

Sin embargo, catorce de los principales países productores de petróleo se encuentran agrupados enla OPEP. La mayoría de miembros son países del Medio Oriente, aunque dentro del grupo tambiénse cuentan Venezuela, Nigeria e Indonesia. Como ya se mencionó anteriormente, el gremio logrócontrolar el precio a través de recortes en su producción durante los primeros nueve meses del año2001. No obstante, llegó un momento en donde los principales productores no agremiados, talescomo Rusia (el segundo productor mundial) y Noruega (el tercer productor mundial), desistieron decooperar con la OPEP, reduciendo ellos también su producción. La razón detrás de esta decisiónes que el principal determinante de la oferta mundial de petróleo es conseguir un precio quedé una rentabilidad razonable a los productores. Si bien un precio superior es siempre mejor,las trampas a los acuerdos son bastante difundidas debido a la gran cantidad de productoresexistentes. Debido a esto, los países mencionados optaron por mantener la producción con un preciomenor, pero que aún daba una rentabilidad adecuada, a arriesgarse a que otros productores norespetaran los acuerdos de menor producción (lo que ocasionaría que estos países perdieranparticipación de mercado y que el precio no aumente).

En el caso de la demanda, el principal determinante es laactividad económica global y, sobre todo, del primer mundo.Es así que cuando el precio se encuentra en niveles elevados porrazones no especulativas, los principales países consumidores nocuentan con ninguna herramienta de mercado para reducir elprecio. En este contexto, estos países casi siempre apelan a lainfluencia política sobre los principales productores para lograr unincremento de la producción mundial. De ahí el gran interés de lospaíses desarrollados y, en especial, de EE.UU. por los asuntos delMedio Oriente.

En el más largo plazo, el mecanismo de equilibrio esprincipalmente la exploración. Si existe un precio alto, los

productores se ven incentivados a efectuar exploraciones, lo que a la larga incrementa la ofertamundial por crudo y tiende a bajar el precio. Por el contrario, si el precio está bajo, los productoresparalizan inversiones, se reduce la oferta mundial y, consecuentemente, el precio se recupera. Noobstante, cabe anotar que la mejora en tecnología normalmente reduce los costos de explotación auna tasa algo más alta que la inflación internacional, por lo que ya de por si el precio debería tener unatendencia de largo plazo ligeramente descendente.


Fuente: MEM

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Excendente de producción de petróleo

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$)

El mercado local de petróleo representa una proporción muy pequeña de la demanda y oferta depetróleo mundial. En este sentido, los excedentes o déficits de producción que se puedanregistrar en el mercado local no tienen influencia considerable sobre el equilibrio del mismo,ya que el mercado internacional absorbe o provee, según sea el caso. No obstante, cabe anotarque la importación de petróleo y sus derivados está sujeta a aranceles, por lo que su participación enel mercado local incrementa en algo los precios. A pesar de esto, es claro que el mercado local sedesenvuelve siguiendo los precios internacionales. Finalmente, los determinantes de oferta ydemanda son relativamente los mismos que en el contexto internacional. En el caso de laoferta, los productores inyectarán la mayor cantidad de petróleo posible al mercado, más aúnconsiderando el déficit existente. En el caso de la demanda, el principal determinante es la actividadeconómica.

En el caso del gas natural, las dificultades para su transporte intercontinental han impedido que segenere un mercado mundial de este producto en años pasados. Así, si bien la exportación aprecios competitivos ya es posible, todavía no existe un mercado internacional desarrollado.De este modo, en el nivel local, el principal determinante de la oferta de gas natural es que losyacimientos sean lo suficientemente grandes como para ser económicamente viables a precios pordebajo del de los sustitutos del gas natural, incluyendo el costo de transporte hasta el mercadopotencial, o que el yacimiento esté ubicado estratégicamente. El principal determinante de lademanda, por su parte, es la actividad económica.

6. Análisis competitivo

En la presente sección aplicaremos al sector de hidrocarburosperuano dos metodologías ampliamente conocidas en el análisiscompetitivo, el “DAFO” y el “5 fuerzas". Es importante tener encuenta al leer esta sección, que el análisis que en él se exponeaplica al sector como un todo y no a empresas específicas.Consecuentemente, las conclusiones del mismo deben serinterpretadas como conceptos generales, sin aplicarsenecesariamente a empresas particulares.

6.1. Análisis DAFO

6.1.1. Fortalezas

Demanda significativamente por encima de la oferta local(petróleo liviano e intermedio): El consumo local de derivadosde petróleo fabricados sobre la base de petróleo liviano o intermedioes mucho mayor que lo que se produce con la oferta disponible

localmente. En consecuencia, cualquier esfuerzo destinado a incrementar la producción nacional deestos tipos de crudo a precios competitivos tiene un mercado garantizado. Una mayor producciónpermitiría no sólo la obtención de precios algo más competitivos para los derivados sino también lareducción, e incluso eliminación, del déficit de la balanza de hidrocarburos.


Fuente: MEM

Reservas probadas totales de petróleo

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

400

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

(mill

on

es d

e b

arri

les)

Áreas relativamente inexploradas en años recientes (petróleo y gas): Los resultados de lasexploraciones más recientes llevadas a cabo en territorio nacional han sido negativos. Sin embargo,la falta de inversiones significativas en exploración en la última década ha causado que muchas áreascon potencial hayan permanecido relativamente inexploradas.

Modificación de la legislación tributaria: El Congreso ha aprobado la ley que exonera delImpuesto General a las Ventas (16%) y del Impuesto de Promoción Municipal (2%) a lasexploraciones petroleras y mineras por cinco años (2002 - 2006). Esta exoneración se aplica a todaslas importaciones o adquisiciones de bienes, prestación o utilización de servicios y contratos deconstrucción. Como resultado de esta medida, el riesgo geológico del país disminuirá y, por ende,propiciará una mejora del atractivo del país como lugar de exploración.

Posición geográfica: Por su ubicación en la costa del pacífico, el Perú se encuentra en una posiciónventajosa respecto de otros países en los que se produce gas natural (Bolivia, Brasil o Argentina)para exportar gas natural licuado hacia las costas occidentales de EE.UU. y México. En el caso deEE.UU., actualmente existe un significativo déficit de energía que ha generado una demanda de gasdesatendida.

6.1.2. Debilidades

Participación del Estado como ente regulador y competidor (refinerías): El Estado peruanoparticipa como regulador del sector hidrocarburos pero también como competidor de las refinerías através de la operación de la refinería de Talara. Si bien en la actualidad la operación de esta refineríapor parte del Estado sirve como un mecanismo de control para las operaciones de la otra refinería

dominante en el país (La Pampilla), cabe recordar el embalse deprecios efectuado por la refinería estatal antes de las elecciones deabril del 2000. Este tipo de manejo claramente desalienta lainversión privada en el sector.

Exploraciones fallidas en últimos años: Las exploracionesllevadas a cabo en los últimos años en el territorio nacional handado resultados desalentadores. Adicionalmente, en la mayor partede casos en los que se ha encontrado petróleo, éste ha sido de bajogrado o "pesado". La refinación de este tipo de crudo es máscostosa y tiene menos usos, por lo que su demanda es menor.Como resultado de estos dos factores, el riesgo geológico del país(incertidumbre de encontrar un yacimiento económicamente viable)

se ha incrementado, lo que ha llevado a los inversionistas a escoger países vecinos como Ecuadory Colombia, cuyo riesgo geológico se ha mantenido relativamente constante, para realizar susactividades exploratorias.

Inestabilidad política: Si bien el tratamiento a la inversión extranjera no ha sufrido ninguna variaciónsignificativa durante los últimos diez años, periodo en el cual el discurso político nacional ha enfatizadola importancia de la inversión extranjera para el desarrollo del país, la confianza de los inversionistastodavía no está completamente restaurada. Esto se refleja en que las actividades de exploración,explotación y refinación no se encuentran en manos de las principales corporaciones petrolíferas del


* Plan referencial de Hidrocarburos 2001(MEM)

Estimado de reservas totales de petróleo*

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

(milo

nes

de

bar

rile

s)

mundo sino en las de participantes intermedios o menores. Esta situación se crea inicialmentecuando el proceso de promoción efectuado por el gobierno entre 1992 y 1994 sólo logró atraer ainversionistas medianos que estaban dispuestos a correr grandes riesgos, debido a que el Estadotenía una deuda pendiente de US$42 millones con Occidental por un litigio relacionado con laexpropiación de Belco. Posteriormente, la confianza de las principales corporaciones ha continuadobaja por eventos como el retiro del consorcio Shell - Mobil del yacimiento Camisea. Esta claro que laparticipación de estos agentes sería beneficiosa para el país, ya que éstos están en la posibilidad derealizar exploraciones de manera mucho más agresiva y sostenida que empresas menores.

Regalías altas: El gradual agotamiento de los pozos actualmente en explotación ha hecho que lasregalías fijadas en el momento en que fueron transferidos al sector privado (inicios de los noventa)resulte ya muy elevada. Debido a esta alta regalía, que fluctúa en la mayoría de casos entre 20% y37%, algunas empresas han decidido abandonar los pozos o reducir su producciónconsiderablemente.

Demora en las autorizaciones: Diversas empresas del sector han hecho pública la necesidad deque los trámites requeridos para la obtención de licencias de exploración sean significativamenteacortados. Según estas empresas, algunos trámites en el país demoran varios meses, lo que lessignifica un costo considerable en mantener oficinas y personal en el país antes de poder iniciar lasexploraciones. De darse una mejora en este sentido, se facilitaría un incremento en la actividadexploratoria.

Mercado de gas natural reducido: El mercado nacional de gasnatural es casi inexistente. Los hábitos de consumo nacional noincluyen al gas natural seco puesto que no ha habido oferta de esteinsumo hasta hace algunos años. Ante esto, existe incertidumbresobre si el mercado de gas natural local podrá absorber el total de laproducción de Camisea. Por lo pronto, la demanda estimada por elbien es mayor a la mínima necesaria para llevar a cabo el proyectopero, sin embargo, es menor que la producción total que se estimatendrá este proyecto en sus inicios. Adicionalmente, no se conoce laempresa que finalmente demandará la producción de gas adquiridapor Electroperú.

6.1.3. Oportunidades

Interés expreso del Estado por incentivar exploraciones y potenciar al sector: El Estado hamanifestado expresamente su intención de potenciar el sector hidrocarburos y ya ha dado pasos enesta dirección. La continuación de este discurso y el dictado de medidas acordes con el mismomejorará la percepción de los inversionistas sobre el país.


Estudio "post mortem" de los pozos fallidos en los últimos años: Al abandonar las labores deexploración o explotación de un pozo, el operador privado entrega al Estado un estudio que muestralas razones técnicas por las cuales se ha tomado esta decisión. Estos estudios reciben el nombre de"post mortem"". Una evaluación integral de estos documentos permitiría la reevaluación del potencialpetrolero y gasífero del país, con lo cual se podría plantear una nueva y mejor estrategia de desarrollodel sector hidrocarburos. En este sentido, el Ministerio de Energía y Minas se encuentrapreparando un compendio de información geológica que será puesto a la venta en el futuro.

Reducción de regalías: El gobierno, dentro de la Ley de Actualización de Hidrocarburos del 2000,está renegociando con una serie de operadores petroleros la disminución de las regalías que estosúltimos pagan al Estado por la explotación de pozos maduros (principalmente en la cuenca deTalara). Esta reducción busca principalmente que la producción de estos pozos se incremente y quese reabran pozos cerrados, pues la menor regalía se aplica a la producción adicional o marginal.Adicionalmente, el Ministerio de Energía y Minas ha elaborado un proyecto de ley que reduciríahasta en 30% la regalía que será pagada por aquellos operadores que actualmente se encuentranefectuando labores exploratorias (con un límite mínimo de 13.8%). No obstante, existe un debatesobre hasta qué porcentaje deben de ser reducidas la regalías y a que tipo de pozos se debe aplicaresta disminución. Por un lado, se sugiere una reducción hasta los niveles de Argentina (12%) oincluso hasta 5% y que se aplique no sólo a pozos marginales sino también a pozos nuevos (encuyos contratos la regalía tiene un tope mínimo cercano a 15%). En este caso, el impuesto a la rentacobrado a las empresas operadoras compensaría la caída en el monto recaudado. Por otro lado, seargumenta que una regalía tan baja haría que la recaudación del Estado esté sujeta a la eficiencia delas empresas, por lo que la misma debería ser rebajada de manera más moderada.

Incremento de atribuciones a Perupetro: El Gobierno le ha dado a Perupetro la tarea de promoverlas inversiones en el sector hidrocarburos nacional. Sin embargo, muchos inversionistas manifiestanque las atribuciones del ente son muy limitadas, sobretodo en lo referente a la posibilidad de flexibilizarcontratos de exploración y explotación. De dársele mayores atribuciones a Perupetro, para quepueda variar los contratos de manera tal que se ajusten a los requerimientos específicos de losinversionistas, es muy probable que se despierte un mayor interés por parte de los mismos.

Reducción de trámites: La reducción de trámites para lograr la aprobación de permisos deexploración permitiría reducir el costo en el que incurren las empresas en mantener oficinas ypersonal en el país antes de iniciar cualquier trabajo exploratorio. Esta mejora en las condiciones deexploración permitirán incrementar el atractivo del país como plaza de exploraciones.

Privatización de refinería de Talara: La transferencia al sector privado de la refinería de Talara nosólo sería positiva por los ingresos que representaría para el erario nacional, sino también por queeliminaría gran parte de la participación del Estado en el sector. Cabe notar que si el Estado transfiereTalara al sector privado, el primero controlaría tan sólo una parte mínima de la capacidad derefinación nacional.


Fuente: MEM

Estado de pozos existentes (año 2000)

8,178

4,685

389

Activos Inactivos Abandonados

6.1.4. Amenazas

Menor producción ante agotamiento de pozos actuales: Sibien la renegociación de regalías es una iniciativa positiva delGobierno, la disminución que sería necesaria para que se continúela explotación de pozos maduros y se retome la de algunos pozosabandonados podría ser demasiado alta. En este contexto, seríaimposible lograr revertir la disminución de la producción nacional através de este mecanismo. Reducción de impuestos y trámites no necesariamente implicamayor producción: A pesar de los menores impuestos y mejoresprocedimientos de aprobación de licencias, siempre existe el riesgode que las exploraciones que se lleven a cabo no sean exitosas. Enconsecuencia, existe la posibilidad de que a pesar de la dación deestas medidas, no se genere un incremento de la producciónnacional de hidrocarburos.

Incompatibilidad de proyectos de exportación de gas licuado: Existen opiniones encontradassobre la construcción de un gaseoducto para la exportación del gas de Bolivia. Por un lado, existe unsector del Gobierno que está dispuesto a dar las mayores facilidades al consorcio que explota el gasde Bolivia, para que el gaseoducto y la planta de licuefacción necesaria sean construidas en el Perú yno en Chile. Sin embargo, el consorcio a cargo de la explotación de Camisea ha manifestado suinterés en ampliar su escala y aprovechar ventajas comparativas para construir una planta delicuefacción propia y exportar gas. El problema es que estos proyectos son excluyentes debido a queel principal mercado potencial es la costa oeste de EE.UU. y México, el cual se abastecería tan sólocon uno de éstos. Baja en el precio del petróleo por menor demanda mundial: La reciente pérdida de control sobreel precio del crudo por parte de la OPEP, consecuencia de estrepitosa caída en la demanda, hagenerado una baja considerable en el mismo. Si bien es probable que una vez que se recupere lademanda la OPEP vuelva a tomar control sobre el mercado, el bajo nivel de precios desalienta lasinversiones en exploración y explotación.

6.1.5. Conclusiones

El análisis llevado a cabo líneas arriba muestra que el sector hidrocarburos nacional se encuentra enun momento crítico. La caída en la producción y en las reservas de crudo durante los últimosaños señala que alguna variable debe cambiar para que el sector se reactive. En primer lugar,si bien un mejor precio del petróleo aumentaría las inversiones en exploración y las reservaseconómicas, es improbable que la cotización se mantenga significativamente por encima de losniveles actuales por un periodo prolongado. En segundo lugar, a pesar de que las inversiones enexploración en el país no han alcanzado niveles superiores debido a la alta percepción de riesgo delos inversionistas internacionales para con el Perú, los resultados de las exploraciones que sí se hanllevado a cabo han sido desalentadores. En este contexto, la mejora del marco legal y tributario


SECTOREMPRESA

OportunidadesAmenazas

FortalezasDebilidadespara las actividades de exploración y explotación aparece como unade las pocas opciones, o quizás la única, para incrementar laproducción y las reservas de petróleo. Sin embargo, se debe tener claroque sólo una mejora en estos aspectos no garantizará el éxito de lasexploraciones. Cabe anotar que este análisis se centra en la producción depetróleo y no en las etapas posteriores (refinación y/o distribución) puestoque la primera es la que puede presentar mayores cambios y ejercermayor influencia sobre la economía.

En el caso del gas la situación es menos compleja, puesto que lamisma, por lo menos en el corto y mediano plazo, se concentraprincipalmente en el desarrollo de Camisea. Así, el problema principalse encuentra en la generación de un mercado interno para el gas y/o laexportación del mismo. Una vez que el gas de Camisea esté enproducción, los inversionistas serán menos reticentes a entrar en el sector,pero un incremento en las reservas nacionales probablemente tambiéndependerá de la mejora en el marco para la exploración y explotaciónreferido en el párrafo anterior.

6.2. Análisis 5 fuerzas

En el caso del petróleo, el presente análisis se centrará en las refinerías, en el cual la industriainteractúa con los productores locales e internacionales de petróleo (proveedores) y con losconsumidores de derivados de crudo (clientes). En el caso del gas natural, la evaluación seconcentra en los explotadores, industria que interactúa directamente con los consumidores finales degas seco (clientes) y cuyo proveedor principal es el gobierno.

6.2.1. Poder de negociación de los clientes

En el caso del petróleo y sus derivados, los consumidores (distribuidores, grifos, individuos, etc..)son muy numerosos y sus compras individuales tienen un volumen reducido en comparación con laproducción de las refinerías, por lo que su poder de negociación es bastante bajo. Adicionalmente,este poder se ve disminuido aún más por la imposibilidad de los demandantes de integrarse haciaatrás para refinar su propio combustible, debido a la inversión requerida, así como por el hecho deque la información de la estructura de costos de las refinerías no está difundida. Estos factorescompensan largamente algunas características del sector que normalmente fortalecen la posición delos consumidores, tales como: i) la adquisición de combustible representa un porcentaje importantede los costos de los demandantes, por lo que existe presión para conseguir mejores precios; ii) losbienes vendidos por las refinadoras son no diferenciados; y, iii) los derivados del petróleo no tienenuna influencia significativa sobre la calidad final de los bienes producidos por los demandantes. Enconsecuencia, el poder de negociación de los consumidores no representa una fuerza deespecial relevancia en la industria de refinación.


ENTRADASPOTENCIALES

SUSTITUTOS CLIENTES

PROVEEDORES

RIVALIDADINTERNA

REFINACIÓN DE PETRÓLEOFUERZAS COMPETITIVAS MÁS IMPORTANTES

El gobierno incentiva lacompetencia a travésde operación de Talara

La entrada del gas deCamisea reducirá la demanda por derivados

En el caso del mercado del gas natural, por lo menos actualmente, los consumidores tienenuna relevancia superior. En primer lugar, los consumidores son menos cuantiosos y demandancantidades que son relevantes para los productores. Esta situación se ha podido apreciar claramenteen la búsqueda de demandantes industriales para el gas de Camisea y se observa también en elcaso de otros yacimientos que venden su producción de gas seco a un sólo cliente. Sin embargo, losproductores mantienen un poder de negociación algo superior, ya que los demandantes no sepueden integrar fácilmente para producir gas, la información de los productores no está difundida y,bajo las circunstancias actuales del mercado, las empresas demandantes sólo consumen gas

natural seco de un productor: aquél con el que se hanpuesto de acuerdo antes de la construcción del ductopor donde se transporta el gas hacia ellas.

6.2.2. Poder de negociación de los proveedores

En la industria de refinación de petróleo nacional, losproveedores tienen una fuerza limitada. En primer lugar,los productores nacionales no cuentan, en su granmayoría, con crudo de calidades altas (por lascaracterísticas de los yacimientos). En segundo lugar,los proveedores internacionales son tan numerosos quetampoco existe una amenaza para las refinerías poreste lado. Cabe anotar que las refinerías costeras(que en el caso peruano son además las más

grandes: Talara y Relapasa) cuentan con una ventaja sobre las del interior por que paganmenos flete por sus importaciones. Adicionalmente, frente a los productores locales el poder delas refinerías se ve incrementado por el hecho de que los primeros tienen pocas opciones deescoger entre refinerías dentro del país, debido al flete, y por que los mismos no pueden integrarsefácilmente para producir petróleo refinado localmente. Sin embargo, el hecho de que la mayoría deproductores sean empresas transnacionales, que en algunos casos cuentan con refinerías en otraslatitudes y/o con áreas de "trading" desarrolladas, otorga una opción de salida a los proveedores antecondiciones locales desventajosas.

En el caso del gas natural, si se toma al gobierno como proveedor de los yacimientos potencialespara la explotación, el poder de negociación del mismo es muy grande, precisamente por ser unproveedor único. Sin embargo, este poder se diluye parcialmente por que las empresas puedenefectuar sus actividades en otro país que sea más amigable a la inversión y por que los gobiernosnormalmente no cuentan con los recursos ni los conocimientos para la exploración y desarrollo deyacimientos.

6.2.3. Bienes sustitutos

Si bien existen sustitutos para los derivados del petróleo, la mayor parte de ellos todavía nopresenta un uso comercial extendido. Sin embargo, el sustituto más difundido es el gas seco en lageneración de electricidad. Se espera que en el futuro esta sustitución continúe como resultado de laentrada en operaciones de Camisea, puesto que en el pasado, el único factor que ha impedido


ENTRADASPOTENCIALES

SUSTITUTOS CLIENTES

PROVEEDORES

RIVALIDADINTERNA

PRODUCCIÓN DE GASFUERZAS COMPETITIVAS MÁS IMPORTANTES

El gobierno es el únicoproveedor deyacimientos potenciales

Los clientes negocian contratos individualesprevios.

una mayor sustitución ha sido la escasa oferta. Esto se basa en el hecho de que la utilización degas es menos costosa en el largo plazo que el uso de Diesel, pese a que requiere la modificación delas plantas generadoras para su consumo. Adicionalmente, se espera una sustitución de derivadosde petróleo (Diesel, residuales y kerosene) en la industria, el transporte y los hogares como resultadode esta mayor oferta de gas seco y GLP, debido a que en estos sectores los procesos basados enestos compuestos también son más baratos y más amigables con el medio ambiente que losbasados en derivados de petróleo.

En este sentido, desde el punto de vista de lasrefinadoras, la existencia de bienes sustitutos es unafuerza de una importancia moderada, pero que iráganando preponderancia con el paso del tiempo.Desde el punto de vista de los productores de gas, estafuerza competitiva tiene poca relevancia puesto que no seexisten sustitutos más eficientes con uso comercialextendido (a excepción de las hidroeléctricas ytermoeléctricas a carbón en el caso de la generación deenergía).

6.2.4. Potencial entrada de competidores

La entrada de potenciales competidores en la industria derefinación peruana se ve dificultada por la existencia deeconomías de escala en el proceso productivo, por el

significativo capital requerido para establecer una refinería y por el hecho de que la demanda porderivados no es significativamente superior a la capacidad de refinación nacional, aunque en el casodel Diesel poco menos de la mitad del consumo nacional proviene de importaciones. Enconsecuencia, la entrada de un nuevo competidor es un evento poco probable. No obstante,la privatización de la refinería de Talara podría traducirse en la entrada de un operadorprivado que incremente la competencia dentro del sector reduciendo sus costos y mejorandosus procesos.

Por otro lado, la industria productora de gas natural verá dentro de poco la entrada al mercadodel gas de Camisea. No obstante, la estructura del sector impide, hasta cierto punto, que losconsumidores cambien de proveedor. Adicionalmente, las empresas que producen gas en laactualidad han delineado sus estrategias de desarrollo tomando en consideración la inminente entradadel gas de Camisea. En consecuencia, este sector no se vería afectado significativamente en laproducción de gas seco.

6.2.5. Rivalidad interna

La industria de refinación de petróleo nacional tiene casi todas las características que definen a unsector con alta rivalidad interna, tales como un crecimiento lento, altos costos fijos, falta dediferenciación de los productos y altas barreras de salida. Sin embargo, el sector tiene dos agentesdominantes: la refinería de Talara y la refinería La Pampilla. Ambas se encuentran en la costa yen conjunto refinan cerca del 85% de los derivados de petróleo producidos localmente. En


una situación normal, la posición de estos agentes compensaría las características de la industria quedeterminan competencia y estimularía un comportamiento oligopólico, aunque siempre limitado por lapotencial entrada de derivados importados. No obstante, el gobierno compensa el poder de la refineríaLa Pampilla a través de la operación de la refinería de Talara. Cabe mencionar que la operación delgobierno no crea tampoco una situación de competencia perfecta, pues en años pasados la refineríade Talara ha embalsado precios con criterios no estrictamente comerciales. Adicionalmente, valeanotar que de privatizarse la refinería de Talara, el gobierno debería establecer mecanismosclaros para evitar la posible concertación entre los dos refinadores dominantes. Enconsecuencia, la rivalidad interna, por lo menos actualmente, representa un fuerza competitiva deimportancia.

En el caso del mercado del gas natural, las características también definirían a la industria como unade alta rivalidad interna, ya que existen altos costos fijos y barreras de salida y los productos no sondiferenciados. No obstante, actualmente en el país los demandantes son muy pocos, por lo que en lamayoría de casos se requiere la construcción previa de un gaseoducto que llegue hasta cadaempresa. Debido a esto, el consumidor recibe el gas del productor que se localiza físicamentemás cerca, siempre y cuando éste pueda proveer la cantidad requerida. Así, la influencia de larivalidad interna en la industria es baja.

6.2.6. Conclusiones

El análisis efectuado líneas arriba nos muestra que el sector de refinación de petróleo se encuentra enuna posición ventajosa respecto de sus clientes y, en menor medida, de sus proveedores.Adicionalmente, el sector no está amenazado por la entrada de sustitutos por lo menos en el cortoplazo. No obstante, esta posición ventajosa está limitada por la participación del Estado en el sector y,en menor medida, por la potencial entrada de derivados de petróleo importados. En consecuencia,actualmente las refinerías se manejan con márgenes de utilidad relativamente competitivospero trasladan enteramente la variación de las cotizaciones del petróleo y sus derivados a losconsumidores.

Conocida la estructura del sector, queda claro que la posible privatización de la refinería de Talararequiere que se creen mecanismos efectivos de control sobre la industria, para evitar así uncomportamiento no competitivo de la misma. No obstante, cabe anotar que la posición ventajosa dela industria se verá progresivamente afectada por la entrada al mercado del gas de Camisea.

Los productores de gas natural, por su parte, se desenvuelven en un entorno menosventajoso debido a que el gobierno es el proveedor único de los yacimientos potencialespara explotación y a que la distribución requiere de la firma de contratos previos que atan alos productores y consumidores a determinadas condiciones. Sin embargo, esta mismainflexibilidad que impide que los productores obtengan mayor beneficio de sus clientes, protege a losprimeros de fuerzas que podrían afectar su situación actual. Así, la rivalidad interna y la potencialentrada de competidores tienen poca relevancia. Esta protección se ve reforzada por el hecho de queel gas natural presenta ventajas significativas respecto de sus posibles sustitutos.

Nota: Este reporte se basa en información de fuentes que se consideran confiables, habiéndose hecho todos los esfuerzosposibles y razonables para confirmar su exactitud, a pesar de lo cual el autor no se hace responsable por la misma. Lasopiniones vertidas en este reporte se han hecho en función al criterio del autor, pudiendo estar erradas. En tal sentido, cualquierdecisión de gestión empresarial o inversión que pueda tomar el lector de este reporte deberá basarse en su propio criterio y seráde su exclusiva responsabilidad. Finalmente, este reporte no es, ni debe ser tomado, como una cotización o solicitud para realizaroperaciones.

sector hidrocarburos - … · de los yacimientos de gas natural, éste se separa en gas seco y ......

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