Fuente: Oxigeno.bo (Bolivia)
Redacción central, 14 de enero (Comentario de Silvia Centeno*, para Infobae América).- En poco más de un año los precios del petróleo han caído casi un 60 por ciento desde los 114,71 dólares por barril del ICE Brent en junio 2014 a cerca de 48 dólares por barril en el mes de octubre de 2015. Esta bajada de precios ha supuesto una importante rebaja en los flujos de caja de las grandes compañías operadoras internacionales (IOC por sus siglas en inglés) pero su efecto final en la cuenta de resultados de estas empresas va a depender, en gran medida, del tipo de contratos de exploración y desarrollo que predominase en sus carteras de proyectos. Las compañías que se han visto más afectadas han sido:
A.-Las que tienen el grueso de sus inversiones en zonas con fiscalidades de tipo concesión o “Tax and Royalty” (T/R) y con elevados costes tanto de capital (CAPEX) como operativos (OPEX)
El resultado antes de impuestos de estas compañías ha experimentado una reducción porcentual varias veces superior a la reducción del precio del crudo por el apalancamiento de los CAPEX y los OPEX. Mientras que, al tratarse de una fiscalidad regresiva, los gobiernos de los países productores no han sufrido apenas la caída de sus ingresos vía impuestos y royalties que prácticamente se han reducido en igual proporción que los precios del crudo. Es evidente que aunque los gobiernos se hayan visto poco afectados, las consecuencias a largo plazo sobre futuros desarrollos pueden ser muy graves para ellos. Las empresas han empezado a recortar inversiones y los concursos de nuevas áreas pueden quedar desiertos o bajar de precio. Además, muchos desarrollos no se acometerán o se penalizarán.
Ejemplos típicos son las compañías que han concentrado su esfuerzo inversor en el crudo no convencional de EEUU, como Apache, cuyas cotizaciones han caído casi un 50 por ciento desde verano de 2014 o Exxon y Chevron que este verano presentaban sus peores resultados trimestrales en diez años. Sin embargo, la francesa Total presentaba uno de los mejores resultados de entre las operadoras europeas, en parte por haber evitado la inversión en el shale americano.
B.-Empresas con contratos de producción compartida (PSC) pero con un límite bajo de recuperación de costes (cost-oil) que han invertido en yacimientos de alto coste.
La bajada de los precios ha hecho que estas empresas no puedan recuperar sus inversiones CAPEX pues el límite decost-oil ahora solo les permite cubrir sus costes operativos u OPEX. Por ese motivo deben recuperar los CAPEX de su parte de crudo-beneficio. Un ejemplo de esto es Petrobras, la compañía de petróleos de Brasil que trabaja exclusivamente en el hipersalino brasileño, cuyas acciones han pasado de 7 dólares en el verano de 2014 a 4 dólares en enero de 2015, a pesar de ser una compañía verticalmente integrada con un potente negocio de refino, marketing y gas natural. Por su parte, el Gobierno brasileño se ha visto afectado tan solo en la proporción de caída del crudo sin apalancamientos puesto que no tiene que cubrir costes. El resultado más directo de esta situación es el hecho de que los nuevos desarrollos en aguas ultraprofundas se estén paralizando.
En el extremo opuesto nos encontramos los contratos de servicios como los existentes en Venezuela o Irán. En este tipo de contratos la retribución de la IOC no depende de la variación de los precios lo que ha hecho que sean los gobiernos los únicos que hayan sufrido las consecuencias de la bajada, mientras que las IOC han seguido recibiendo lo mismo. Se trata además de un acuerdo muy poco flexible a la hora de reconocer el incremento en los costes reales en los que incurre la compañía por lo que, al final, este tipo de contratos no ha beneficiado ni a gobiernos ni a empresas. Por este motivo y por la necesidad de desarrollar sus reservas, Irán ha presentado este año un nuevo modelo de contrato -el Iranian Petroleum Contract (IPC)- que pretende sustituir al antiguo buy-back, con mayores plazos, más flexible en la recuperación de los CAPEX y con la posibilidad de que las IOC participen también de los ingresos de la producción. Se pretende con ello mejorar sustancialmente los incentivos para las compañías extranjeras y atraer la inversión.
Las empresas con inversiones en los países que ofrecen contratos de PSC más modernos como las que operan en África han experimentado menores caídas en sus márgenes que las demás, lo que se ha visto reflejado en menores caídas en sus cotizaciones. Se trata de empresas con contratos tipo PSC con un límite alto de cost-oil que es el instrumento más adecuado para que gobiernos y IOC soporten de forma equitativa las consecuencias de una caída en los precios de los hidrocarburos. En todos estos países se prevé una estabilización o ligero crecimiento del PIB, salvo en alguna excepción como es el caso de Angola, cuyos principales yacimientos están en aguas muy profundas donde el cost-oil, a los actuales precios del crudo, es insuficiente para cubrir las elevadas inversiones realizadas.
Es muy probable que esta situación de precios bajos se alargue en el tiempo debido al elevado volumen de reservas de crudo no convencional existentes y los avances en nuevas tecnologías, a los que se han juntado el estancamiento generalizado de la demanda y una producción estable de los países de la OPEP. En este nuevo escenario de precios bajos y costes altos se vuelven a poner en evidencia las limitaciones de los contratos de concesión T/R y los de servicios, así como de los de producción compartida PSC con bajo límite de cost-oil, a la hora de permitir recuperar los costes de inversión y repartir equitativamente los beneficios entre las IOC y el Gobierno. El exceso de volatilidad, bien sea para las IOC, bien para los gobiernos, penaliza a una de las partes con respecto a la otra y a largo plazo tiene consecuencias indeseables para ambas partes.
La actual caída de los precios del crudo, al reducir drásticamente las inversiones de las compañías operadoras internacionales, incrementará la competencia entre los gobiernos que necesitan atraer inversión extranjera y acelerará necesariamente el cambio a regímenes fiscales tipo PSC con un límite alto de cost-oil, que son más flexibles a la hora de repartir equitativamente las consecuencias de las variaciones de precios ya sea al alza o a la baja.
Redacción central, 14 de enero (Comentario de Silvia Centeno*, para Infobae América).- En poco más de un año los precios del petróleo han caído casi un 60 por ciento desde los 114,71 dólares por barril del ICE Brent en junio 2014 a cerca de 48 dólares por barril en el mes de octubre de 2015. Esta bajada de precios ha supuesto una importante rebaja en los flujos de caja de las grandes compañías operadoras internacionales (IOC por sus siglas en inglés) pero su efecto final en la cuenta de resultados de estas empresas va a depender, en gran medida, del tipo de contratos de exploración y desarrollo que predominase en sus carteras de proyectos. Las compañías que se han visto más afectadas han sido:
A.-Las que tienen el grueso de sus inversiones en zonas con fiscalidades de tipo concesión o “Tax and Royalty” (T/R) y con elevados costes tanto de capital (CAPEX) como operativos (OPEX)
El resultado antes de impuestos de estas compañías ha experimentado una reducción porcentual varias veces superior a la reducción del precio del crudo por el apalancamiento de los CAPEX y los OPEX. Mientras que, al tratarse de una fiscalidad regresiva, los gobiernos de los países productores no han sufrido apenas la caída de sus ingresos vía impuestos y royalties que prácticamente se han reducido en igual proporción que los precios del crudo. Es evidente que aunque los gobiernos se hayan visto poco afectados, las consecuencias a largo plazo sobre futuros desarrollos pueden ser muy graves para ellos. Las empresas han empezado a recortar inversiones y los concursos de nuevas áreas pueden quedar desiertos o bajar de precio. Además, muchos desarrollos no se acometerán o se penalizarán.
Ejemplos típicos son las compañías que han concentrado su esfuerzo inversor en el crudo no convencional de EEUU, como Apache, cuyas cotizaciones han caído casi un 50 por ciento desde verano de 2014 o Exxon y Chevron que este verano presentaban sus peores resultados trimestrales en diez años. Sin embargo, la francesa Total presentaba uno de los mejores resultados de entre las operadoras europeas, en parte por haber evitado la inversión en el shale americano.
B.-Empresas con contratos de producción compartida (PSC) pero con un límite bajo de recuperación de costes (cost-oil) que han invertido en yacimientos de alto coste.
La bajada de los precios ha hecho que estas empresas no puedan recuperar sus inversiones CAPEX pues el límite decost-oil ahora solo les permite cubrir sus costes operativos u OPEX. Por ese motivo deben recuperar los CAPEX de su parte de crudo-beneficio. Un ejemplo de esto es Petrobras, la compañía de petróleos de Brasil que trabaja exclusivamente en el hipersalino brasileño, cuyas acciones han pasado de 7 dólares en el verano de 2014 a 4 dólares en enero de 2015, a pesar de ser una compañía verticalmente integrada con un potente negocio de refino, marketing y gas natural. Por su parte, el Gobierno brasileño se ha visto afectado tan solo en la proporción de caída del crudo sin apalancamientos puesto que no tiene que cubrir costes. El resultado más directo de esta situación es el hecho de que los nuevos desarrollos en aguas ultraprofundas se estén paralizando.
En el extremo opuesto nos encontramos los contratos de servicios como los existentes en Venezuela o Irán. En este tipo de contratos la retribución de la IOC no depende de la variación de los precios lo que ha hecho que sean los gobiernos los únicos que hayan sufrido las consecuencias de la bajada, mientras que las IOC han seguido recibiendo lo mismo. Se trata además de un acuerdo muy poco flexible a la hora de reconocer el incremento en los costes reales en los que incurre la compañía por lo que, al final, este tipo de contratos no ha beneficiado ni a gobiernos ni a empresas. Por este motivo y por la necesidad de desarrollar sus reservas, Irán ha presentado este año un nuevo modelo de contrato -el Iranian Petroleum Contract (IPC)- que pretende sustituir al antiguo buy-back, con mayores plazos, más flexible en la recuperación de los CAPEX y con la posibilidad de que las IOC participen también de los ingresos de la producción. Se pretende con ello mejorar sustancialmente los incentivos para las compañías extranjeras y atraer la inversión.
Las empresas con inversiones en los países que ofrecen contratos de PSC más modernos como las que operan en África han experimentado menores caídas en sus márgenes que las demás, lo que se ha visto reflejado en menores caídas en sus cotizaciones. Se trata de empresas con contratos tipo PSC con un límite alto de cost-oil que es el instrumento más adecuado para que gobiernos y IOC soporten de forma equitativa las consecuencias de una caída en los precios de los hidrocarburos. En todos estos países se prevé una estabilización o ligero crecimiento del PIB, salvo en alguna excepción como es el caso de Angola, cuyos principales yacimientos están en aguas muy profundas donde el cost-oil, a los actuales precios del crudo, es insuficiente para cubrir las elevadas inversiones realizadas.
Es muy probable que esta situación de precios bajos se alargue en el tiempo debido al elevado volumen de reservas de crudo no convencional existentes y los avances en nuevas tecnologías, a los que se han juntado el estancamiento generalizado de la demanda y una producción estable de los países de la OPEP. En este nuevo escenario de precios bajos y costes altos se vuelven a poner en evidencia las limitaciones de los contratos de concesión T/R y los de servicios, así como de los de producción compartida PSC con bajo límite de cost-oil, a la hora de permitir recuperar los costes de inversión y repartir equitativamente los beneficios entre las IOC y el Gobierno. El exceso de volatilidad, bien sea para las IOC, bien para los gobiernos, penaliza a una de las partes con respecto a la otra y a largo plazo tiene consecuencias indeseables para ambas partes.
La actual caída de los precios del crudo, al reducir drásticamente las inversiones de las compañías operadoras internacionales, incrementará la competencia entre los gobiernos que necesitan atraer inversión extranjera y acelerará necesariamente el cambio a regímenes fiscales tipo PSC con un límite alto de cost-oil, que son más flexibles a la hora de repartir equitativamente las consecuencias de las variaciones de precios ya sea al alza o a la baja.
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