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Module:

Lecturer:

Course: MESA 2

ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS

ECONÓMICOS

Coordinador: Ramón Rodríguez Pons

Coordinador General: Miguel Ángel Remón Adjunto: Alberto Carbajo

- 1 -

I JORNADAS

Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español

6 – 7 mayo

Ponente: Gonzalo EscribanoUNED y Real Instituto Elcano

MESA 2: Aspectos geoestratégicos económicos

Volatilidad Geopolítica

1. La volatilidad de precios del petróleo es la principal amenaza a la seguridad energética (económica y de abastecimiento)

2. No existen mecanismos de gobernanza global capaces de mitigar eficazmente ese fallo del mercado

3. A su vez, la caída de precios tiene consecuenciasgeopolíticas en los equilibrios• entre productores y consumidores• entre productores con diferentes espacios de

política fiscal y extractiva

- 1 -

I JORNADAS


6 – 7 mayo



1. La volatilidad de precios como amenaza a la seguridad energética

• La inversión depende de los ingresos esperados, y éstos de los precios

• Si los precios son volátiles o impredecibles, la inversión se resiente y también la oferta

• Con precios bajos las empresas prefierenadquisiciones y fusiones que desarrollar nuevosproyectos

• Los consumidores también ajustan sus patrones de consumo energético en función de los preciosesperados

- 1 -

I JORNADAS


6 – 7 mayo



2. No existen mecanismos de gobernanza global capaces de mitigar la volatilidad

• Las empresas energéticas también se equivocan• 90’s: pensaron que 18$/b era demasiado alto• Hoy: piensan que 60$/b es demasiado bajo

• Propuestas técnicas inviables políticamente• Bandas de precios• Precios a largo plazo• Gestión activa de stocks• Integración vertical• Arabia Saudí más activo en descubrimiento del

precio

- 1 -

I JORNADAS


6 – 7 mayo



3. La caída de precios tiene consecuencias geopolíticas:Volatilidad de precios=volatilidad geopolítica

• En los equilibrios entre productores y consumidores

• En los equilibrios entre productores con diferentesespacios de política fiscal y extractiva

• OPEP vs. no‐OPEP• OPEP: Halcones y palomas• Break‐even y fiscal break‐even• Ratios reservas/producción

- 1 -

I JORNADAS


6 – 7 mayo

Ponente: Mariano Marzo

MESA 2: ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS ECONÓMICOS

MESA 2ASPECTOS GEOSTRATEGICOS ECONOMICOS

PETROLEO Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS

MARIANO MARZO (UB)

Fin de un súper‐ciclo

IEA : previsiones balance suministro‐demanda a corto plazo (2015)Grandes incertidumbres en oferta y demanda.

Cuidado con la geopolítica

Porcentaje de participación de los diferentes tipos de petróleo en la producción global. Escenario “New Policies Scenario” (IEA, WEO 2013)

Change in world oil production by type New Policies Scenario, IEA WEO 2014

Cambios en la producción de petróleo durante el periodo 2012‐2035, desglosada por tipos. “New Policies Scenario” (IEA, WEO 2013).

El suministro de combustibles líquidos y esquema de clasificación de estos (IEA, WEO 2012)

Costes de producción de combustibles líquidos y volúmenes técnicamente recuperables a largo plazo (IEA, “Resources to Reserves”, 2013).

Costes de producción de combustibles líquidos (en dólares por barril) a un precio por tonelada equivalente de CO2 emitida de 150 dólares y considerando las emisiones del segmento del ciclo de vida “del pozo al depósito” (“well‐to‐tank”). (IEA, “Resources to Reserves”, 2013).

Costes de producción de combustibles líquidos (en dólares por barril) a un precio por tonelada equivalente de CO2 emitida de 150 dólares y considerando las

emisiones del segmento del ciclo de vida “del pozo al depósito” (“well‐to‐tank”). (IEA, “Resources to Reserves”, 2013).

Emisiones potenciales de CO2 de las reservas probadas de combustibles fósiles a finales de 2011 (Gt CO2)

Si el mundo pretende cumplir el objetivo de limitación del aumento de la temperatura mundial a 2 ºC, hasta 2050 no se podrá consumir mas de un tercio de las reservas probadas de combustibles fósiles, a

menos que se generalice el uso de la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CAC ) aunque su ritmo de implantación sigue siendo muy incierto, y actualmente solo existe un pequeño numero de proyectos a escala comercial en funcionamiento.

Cerca de dos tercios de las reservas de CO2 provienen del carbón, un 22% del petróleo y un 15% del gas.

Geográficamente, dos tercios se sitúan en Norteamérica, Oriente Medio, China y Rusia.

May 4th 2013

Fossil fuel divestment: the $5tn questionPetroleum Economist, 15 September 2014

I JORNADAS


6 – 7 mayo

Ponente: Carlos Torralba


MESA 2: ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS ECONÓMICOS Carlos Torralba

‐ 1 ‐

Distribución de Reservas, Producción y Consumo Mundial de Gas Natural

2


Commercial Characteristics of the LNG Chain

LNGis:- long term

- capital intensive

- not a true market

- a rigid chain

Agreements:- include Take or Pay

- are long term

- have price formulae

- are enforceable

3Note: LNG Contracts and Trade


‐ 1 ‐

LNG Prices

• AsiaPrice is directly linked to the oil price (JCC); standard pricingmodel prevails in the Asia Pacific region.

• EuropePrice was indexed to net back values of basket’s crude oils or,more commonly today, linked to oil products, coal and inflation.

• USAPrice is determined within a fully deregulated, liquid and volatilemarket (supply/demand for gas) and directly linked to Henry Hubquotations.

3 Markets = 3 Pricing Structures

4


Evolución Fórmulas de Precios

• P=Po(I)n

• P = Po ( F+ A I/Io + B S/So)

• P = C+ K B

donde:

P/Po = Precio Contractual / Precio InicialI/Io = Índice de preciosN= Numero de añosF = Elemento fijoS, So = Índices de SalariosA/B/C/K = Coeficientes

5


Evolución Fórmulas de Precios

donde:

Pc/Po: Precio contractual ($/Mmbtu) / Precio inicial acordado

wG, wLF and wHF representan la segmentación del Mercado final de los productospetrlíferos en competencia con el gas. Valores frecuentes eran 1/3, 1/3,1/3.

EG, ELF and EHF representan factores de conversion, $/Tm a $/MMBtu.

ptfG, ptfLF and ptfHF son “pass through factors” que pretenden mitigar la volatilidad delos productos petrolíferos

‐En el caso de los contrato europeos, era frecuente que

G: media aritmética mensual, trimestral, semestral de las cotizaciones del gas‐oilbase ARA, Wiesbaden ó Lavera, en $/Tm.

LF: Idem para el fuel‐oil de bajo contenido en azufre.

HF: Idem para el fuel‐oil de alto contenido en azufre.

Así mismo, Go, LFo y HFo corresponden a los valores de las cotizaciones en fechaspredeterminadas, normalmente las previas a la firma de los acuerdos correspondientes.

Pc = Po + (wG EG ptfG (G – Go) + wLF ELF ptfLF (LF – LFo)

+ wHF EHF ptfHF (HF – HFo))

6


Spot and short-term LNG trade development since 2000

Note: Short‐term trade denotes trades under contracts of a duration of 4 years or less.7


Plantas de Licuefacción y Regasificación en Norte América

8


Plantas de Licuefacción y Regasificación en Asia

9

I JORNADAS


6 – 7 mayo

Ponente: Carlos Torralba


Gracias por su atención

Fuentes: SEDIGAS, GIIGNL.


6 – 7 mayo

Ponente: Silvia Centeno Rodríguez

MESA 2: Aspectos Geoestratégicos Económicos

I JORNADAS


6 – 7 mayo



1.-PAPEL DE LA FISCALIDAD

2.-EVOLUCIÓN RECIENTE DE LAS FISCALIDADES

3.-LA FISCALIDAD MÁS CONVENIENTE.

1

LA FISCALIDAD EN LA E&P DE PETRÓLEO Y GAS

MESA 2: ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS ECONÓMICOSSILVIA CENTENO RODRÍGUEZ

Compañía

INGR

ESOS

BRUTO

S

COSTES DE DESARROLLO

RECU

PERA

CIÓN

COST

ES

COSTES DE EXPLORACIÓN

COSTES DE PRODUCCIÓN

COST

ES T

OTA

LES

CUOTA DEL GOBIERNO

CUOTA DE LA COMPAÑÍA

PAPEL DE LA FISCALIDAD

2

BENEF

ICIO

S

RENTA

BONUS ROYALTIES CRUDO REPARTO IMPUESTOS EMPRESA

NACIONAL

CÓMO SE RECUPERAN LOS COSTES?

CÓMO SE REPARTEN LOS BENEFICIOS?

MESA 2: ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS ECONÓMICOSSILVIA CENTENO RODRÍGUEZ 3

ATRACTIVO GEOLÓGICO FISCALIDAD

Potencial geológicoProbabilidad de éxitoTamaño del campoInfraestructuras

RIESGO POLÍTICO

ATRAER INVERSIÓNTRADE-OFF


Sistemas de concesión o Sistemas Royalty/Tax (R/T)

Contratos de producción compartida (PSC)

Acuerdos de servicios (SA)

La propiedad de las reservas se transfiere a la compañía en la boca del pozo. PRODUCCIÓN BRUTA MENOS ROYALTIES

La propiedad se transfiere a la compañía en el punto de exportaciónRECUPERACIÓN DE COSTES + PROFIT OIL (CRUDO COSTE+ CRUDO BENEFICIO)

No se realiza transferencia.

TARIFA POR SERVICIOS

TIPOS DE FISCALIDAD


ROYALTY

AMORTI-ZACIÓN

IMPUESTOSOCIEDADES

OPEX

INGRESOS BRUTOS

FLUJO DE CAJA DEL GOBIERNO

BENEFICIO + AMORTIZACI

ONESCAPEX

FLUJO DE CAJA DEL

CONTRATISTA

Tax /Royalty

Cuota Cía= FCc÷IB-Capex-Opex %

Cuota Gob=1-Cuota Cía %


PROFIT-OILESTADO

IMPUESTOSOCIEDADES

OPEX

INGRESOS BRUTOS

FLUJO DE CAJA DEL ESTADO

PROFIT-OIL

CAPEXFLUJO DE CAJA DEL

CONTRATISTA

COST-OIL

PROFIT-OILCONTRATISTA

INGRESOS DELCONTRATISTA

PSC


6 – 7 mayo



El fuerte incremento de precios apartir del 2003:Mayor interés por la exploración demás riesgo y mayor complejidadtécnica.Incremento de costes.Elementos fiscales quedan obsoletos. T/R PSC reparto por volumen

Los países no reciben la rentacorrespondiente al incremento deprecios.

7

LA EVOLUCIÓN DE LAS FISCALIDADES

MESA 2: ASPECTOS GEOESTRATÉGICOS ECONÓMICOSSILVIA CENTENO RODRÍGUEZ

Cambiando el régimen fiscal (ruptura de reglas de

juego)Bolivia, Argentina, Venezuela

Mantienen antiguos contratos y endurecen los nuevos

Cambiando el régimen fiscal, pero concursan (subastas)

las condiciones o reparto

Libia (se pasó de un 25% a un 8%)

Fórmulas para evitar que vuelva a quedar obsoleto:

Argelia (Windfall profitstax ) para rentabilidades

superiores al 20%

CONTRATOS de SERVICIOSremuneración fija por barril deproducto. México.Buyback Iraní, rentabilidad fijaindependientemente del precio según unMDP (Master Development Plan)

Países en los que no actúa el mercado: negociaciones

bilaterales.Los términos son cada vez más

duros. Las empresas han pasado de un coeficiente de reparto del 25% a uno

del 10% tras recuperar costes.

Mantienen la fiscalidad, pero

concursan (subastas) las

áreas con bonos en metálico

EEUU, Reino Unido, Brasil o África Occidental

8


FISCALIDAD MÁS CONVENIENTE

1.-CONTRATOS PSC

2.-RECUPERACIÓN DE COSTES

3.-REPARTO DE CRUDO-BENEFICIO EN FUNCIÓN DE LA RENTABILIDAD (TIR) DEL PROYECTO

4.-LIMITANDO LOS ROYALTY


6 – 7 mayo



10

MUCHAS GRACIAS POR SU

ATENCIÓN


ROYALTY

-4,8 $/b

OPEX+ CAPEX

-11,00 $/b

IMPUESTOSOCIEDADES

-6,86 $/b

Imp.Export

-7,04 $/b

INGRESOS BRUTOS

40$/b


18,7 $/b

FC DEL CONTRATISTA

10,30 $/bCUOTA CÍA

10,30/29=35,52%

Tax /RoyaltyRoyalty 12%Impuesto sociedades 40%Impuesto exportación 20%CAPEX 6$/bOPEX 4$/b

CUOTA DEL ESTADO

18,7/29=64,48%

ARGENTINA 2002 FISCALIDAD MÁS CONVENIENTE


ROYALTY

-12,00 $/b

OPEX+ CAPEX

-22,00 $/b

IMPUESTOSOCIEDADES

-19,36 $/b

Imp.Export

-17,60 $/b

INGRESOS BRUTOS

100$/b


48,96$/b

FC DEL CONTRATISTA

29,04 $/bCUOTA CÍA

29,04/78=37,20%


CUOTA DEL ESTADO

48,96/78=62,80%

ARGENTINA 2003


ROYALTY

-6,00 $/b

OPEX+ CAPEX

-22,00 $/b

IMPUESTOSOCIEDADES

-5,28 $/b

Imp.Export

-8,80 $/b

INGRESOS BRUTOS

50$/b


70,08$/b

FC DEL CONTRATISTA

7,92 $/bCUOTA CÍA

7,92/78=10,15%


CUOTA DEL ESTADO

70,08/78=89,85%

ARGENTINA A PARTIR DE 2003


SEÑAL DE PRECIOS ERRÓNEA

SE CONSUME MÁS

SE DESINCENTIVA LA EXPLORACIÓN NO CONVENCIONAL

COSTES 40$/b=BASES IMPONIBLES NEGATIVAS

DEFICIT IMPORTACIONES

ARGENTINA A PARTIR DE 2003


PROFIT-OIL 80%ESTADO

62,4$/b

IMPUESTOSOCIEDADES

-6,24 $/b

OPEX+ CAPEX

-22 $/b

INGRESOS BRUTOS

100$/b


68,64 $/b

PROFIT-OIL

78$/b

FLUJO DE CAJA DEL

CONTRATISTA

9,36$/b

COST-OIL 50%

22 $/bPROFIT-OIL 20%CONTRATISTA

15,6$/b


31,36$/b

PSC

CUOTA CÍA

9,36/78=12%CUOTA DEL ESTADO

68,64/78=88%

Cost-Oil 50%Profit-Oil 20/80%Impuesto sociedades 40%CAPEX + OPEX 22$/b



PROFIT-OIL 80%ESTADO

48$/b

IMPUESTOSOCIEDADES

-4,8 $/b

OPEX+ CAPEX

-40 $/b

INGRESOS BRUTOS

100$/b


52,8$/b

PROFIT-OIL

60$/b

FLUJO DE CAJA DEL

CONTRATISTA

7,2$/b

COST-OIL 50%

40 $/bPROFIT-OIL 20%CONTRATISTA

12$/b


47,2$/b

PSC

CUOTA CÍA

7,2/60=12%CUOTA DEL ESTADO

52,8/60=88%

Cost-Oil 50%Profit-Oil 20/80%Impuesto sociedades 40%CAPEX + OPEX 40$/b


aspectos geoestratÉgicos lecturer: … 2...mdp (master development plan) países en los que no...

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