URUGUAY Petróleo y Derivados Líquidos

Dirección Nacional de Energía Ministerio de Industria y Tecnología Nuclear Energía y Minería

SECTOR ENERGETICO EN URUGUAY, DIAGNOSTICO Y PERSPECTIVAS 1

3 PETRÓLEO Y DERIVADOS LÍQUIDOS

3.1 Panorama mundial

3.1.1 Panorama general del mercado internacional del petróleo Durante las últimas décadas, el petróleo ha sido la fuente de energía con mayor participación en la demanda total. Hasta 1973 el consumo mundial de energía se incrementó rápidamente a una tasa promedio anual de 5%, similar a la tasa de crecimiento real de la economía. Durante este período el consumo de petróleo creció a una tasa promedio de 7.5% anual, superior al total del consumo energético. A partir de la primera crisis internacional del petróleo (1973-74), la evolución del consumo de petróleo se redujo significativamente, registrando un ritmo de crecimiento menor al 1% anual entre 1973-1999, fundamentalmente como resultado de las políticas energéticas impulsadas en los países industrializados, consistentes en una política de diversificación de sus fuentes de abastecimiento y programas de mejora de la eficiencia energética, a fin de reducir la dependencia externa de las importaciones de petróleo, y la vulnerabilidad de sus economías frente a las variaciones en los precios internacionales del petróleo.

Consumo mundial de energía primaria: 1947-1999 Fuente 1947 1973 1999 Incremento ac.anual

1947-73 1973-99 Petróleo 28.3 50.2 40.6 7.5% 0.8%

Combustibles sólidos 59.8 27.8 25.0 1.9% 1.2% Gas natural 10.3 19.1 24.2 7.7% 2.6%

Nuclear 0.9 7.6 10.5% Hidraúlica 1.6 2.0 2.6 5.9% 2.7%

Total 100.0 100.0 100.0 5.1% 1.7% Fuente: “Tendencias recientes del mercado internacional de petróleo”, Cepal 2003).

Tabla 3.1 Esto determinó una pérdida de participación del consumo de petróleo en la demanda total de energía. En tanto en el año 1973 su participación representaba el 50% del consumo de energía primaria, en el año 1999 dicho porcentaje era del 41%. Se estima que estas tendencias se mantendrían en el mediano y largo plazo. A los efectos de la caracterización del mercado internacional de petróleo, se consideraron los siguientes indicadores: reservas probadas, producción, relación reservas/producción y demanda mundial de petróleo.



Reservas probadas, producción y relación reservas/producción de petróleo (1980-2000) Reservas (MM bls.) Producción (MM bls R/P (años) Región

1980 1990 2000 1990 2000 1990 2000 América del Norte 44.200 41.900 36.100 3.971 3.816 10.6 9.5América Latina 69.500 121.000 123.500 2.730 3.754 44.3 32.9Europa 26.000 16.300 19.100 1.661 2.539 9.8 7.5Ex URSS 63.000 57.000 65.300 4.221 2.933 13.5 22.3Medio Oriente 361.800 662.600 683.600 6.398 8.391 103.6 81.5África 55.200 59.900 74.800 2.436 2.854 24.6 26.2Asia Pacífico 40.200 50.300 44.000 2.456 2.909 20.5 15.1 Total mundial 659.900 1.009.000 1.046.400 23.873 27.196 42.3 38.5 OCDE 113.200 110.400 84.800 6.877 7.864 16.1 10.8OPEP 432.800 771.700 814.400 8.963 11.251 86.1 72.4Resto del mundo 113.400 126.900 147.200 8.035 8.081 15.8 18.2

Fuente: La inversión extranjera en América Latina y el Caribe, CEPAL, 2001. Tabla 3.2

Las reservas probadas de petróleo a nivel mundial se ubicaban en el año 2000 en un total de 1.046.400 MM de barriles, y una producción anual de 27.196 MM de barriles, lo que determina un horizonte de reservas, medido a través de la relación reservas/producción, de 38.5 años. El conjunto de los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), alcanza una participación de 78% de las reservas mundiales, lo que determina una influencia creciente de la OPEP en la formación del precio internacional del petróleo. En el caso de los países de la OCDE, su participación en el total de las reservas mundiales es del 8%, y su relación reservas/producción de 11 años. El resto de los países productores de petróleo concentra el 14% de las reservas. La distribución de las reservas mundiales por región indica que el 66% de las reservas probadas se concentra en los países de Medio Oriente, con un horizonte de reservas de 81.5 años, significativamente superior al promedio mundial (38.5 años), lo que permite prever una dependencia creciente de la oferta proveniente de estos países en el mediano y largo plazo. Distribución de reservas y producción por región

Reservas Producción Región 1980 1990 2000 1990 2000 América del Norte 6.7% 4.2% 3.4% 16.6% 14.0% América Latina 10.5% 12.0% 11.8% 11.4% 13.8% Europa 3.9% 1.6% 1.8% 7.0% 9.3% Ex URSS 9.5% 5.6% 6.2% 17.7% 10.8% Medio Oriente 54.8% 65.7% 65.5% 26.8% 30.9% África 8.4% 5.9% 7.1% 10.2% 10.5% Asia Pacífico 6.1% 5.0% 4.2% 10.3% 10.7% Total mundial 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



OCDE 17.2% 10.9% 8.1% 28.8% 28.9% OPEP 65.6% 76.5% 77.8% 37.5% 41.4% Resto del mundo 17.2% 12.6% 14.1% 33.7% 29.7%

Fuente: “Tendencias recientes del mercado internacional de petróleo”, CEPAL, 2003. Tabla 3.3

Evolución de las reservas probadas y la producción por región (1980-2000); Tasa de crecimiento acumulativa anual

Reservas (% a.a.)

Región 1980-90 1990-2000

Producción (% a.a.)

1990-2000 América del Norte -0.5% -1.5% -0.4%

América Latina 5.7% 0.2% 3.2% Europa -4.6% 1.6% 4.3%

Ex URSS -1.0% 1.4% -3.6% Medio Oriente 6.2% 0.3% 2.7%

África 0.8% 2.2% 1.6% Asia Pacífico 2.3% -1.3% 1.7%

Total mundial 4.3% 0.4% 1.3% OCDE -0.3% -2.6% 1.4% OPEP 6.0% 0.5% 2.3%

Resto del mundo 1.1% 1.5% 0.1% Fuente: “Tendencias recientes del mercado internacional de petróleo”, CEPAL, 2003.

Tabla 3.4

Respecto a la producción mundial de petróleo, el 41% de la producción y el 31% de las exportaciones mundiales, proviene de los países de la OPEP. Estos países presentan los costos de producción más bajos a nivel mundial, fundamentalmente en el caso de los países de Medio Oriente. La disponibilidad de reservas y los bajos costos de producción que presentan estos países, permite prever que el abastecimiento del crecimiento de la demanda mundial, en el mediano y largo plazo, provendrá fundamentalmente de esta región. Los países productores No OPEP tienen una participación del 59% de la producción mundial, 69% de las exportaciones y un 22% del total de las reservas probadas a nivel mundial. Los principales países exportadores netos No OPEP son, en orden de importancia, Rusia, Noruega y México. Los países de la OCDE concentran el 29% de la producción mundial (año 2000), sensiblemente superior a su participación en las reservas mundiales (8%). Esto significa una presión creciente sobre las reservas, que se refleja en la reducción del horizonte de reservas de 16 a 11 años durante el período 1990-2000. Esto evidencia que a pesar de la aplicación de fuertes políticas y programas de sustitución del petróleo y de mejora de eficiencia energética, el petróleo mantiene aún una elevada participación en la demanda de energía de los países de la OCDE.



Distribución reservas probadas por región

Ex URSS6%

Medio Oriente66%

Africa7%

Asia Pacífico 4%

América del Norte

3%América Latina

12% Europa 2%

Gráfica 3.1

Distribución de producción por región Asia Pacífico

11%Africa10%

Medio Oriente31% Ex URSS

11%

Europa 9%

América Latina 14%

América del Norte 14%

Fuente: “Tendencias recientes del mercado internacional de petróleo”, CEPAL, 2003.

Gráfica 3.2 A partir de la primera crisis internacional del petróleo (1973-74), los países de la OPEP han ido perdiendo capacidad de intervención en el mercado internacional de petróleo. El aumento de los precios del crudo, el desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y producción, la aplicación de programas de reducción de costos de la industria petrolera y los incentivos fiscales ofrecidos por los gobiernos a los productores, contribuyeron a incrementar la exploración y producción de petróleo en otras regiones, fuera de la OPEP. Esto determinó una pérdida de participación de la OPEP en el mercado mundial a favor de los nuevos países productores. Fuera de la OPEP han adquirido importancia las regiones de Rusia, el Mar Caspio y África Occidental. Rusia es uno de los países con mayor potencial energético a nivel mundial: posee las mayores reservas probadas de gas natural y las octavas de petróleo. Constituye el segundo país exportador a nivel mundial, el tercer productor, y el quinto consumidor de petróleo mundial. La región del Mar Caspio posee importantes reservas no explotadas de petróleo y gas natural. Se estima que la región contiene la segunda o tercera reserva petrolífera más grande del mundo. En el caso de África, concentra el 7% de las reservas mundiales, el 10% de la producción y aproximadamente el 3% del consumo mundial, por lo que presenta un importante potencial exportador.



A continuación se presenta los mayores productores y exportadores mundiales de petróleo.

Mayores productores de petróleo (año 2002)

País

Producción total (MM bls./ diarios)

1 Estados Unidos 9.08 2 Arabia Saudita 8.54 3 Rusia 7.65 4 México 3.61 5 Iran 3.54 6 China 3.37 7 Noruega 3.33 8 Canadá 2.94 9 Venezuela 2.91 10 Reino Unido 2.55 11 Emiratos Arabes 2.38 12 Nigeria 2.12 13 Irak 2.04 14 Kuwait 2.02

Tabla 3.5

Mayores exportadores netos de petróleo (año 2002)

País

Exportaciones netas

(MM bls./ diarios) 1 Arabia Saudita 7.00 2 Rusia 5.03 3 Noruega 3.14 4 Venezuela 2.46 5 Iran 2.26 6 Emiratos Arabes 2.07 7 Nigeria 1.85 8 Kuwait 1.73 9 México 1.68 10 Irak 1.58 11 Argelia 1.34 12 Libia 1.17

Fuente: EIA (Energy Information Administration) Nota: los países indicados en negrita son integrantes de la OPEP. Tabla 3.6

Si bien Estados Unidos es el principal país productor, su producción no permite cubrir la demanda interna, por lo que es un importante importador. Por otra parte, se trata de un mercado maduro, en términos de su horizonte de reservas, y altos costos de producción de petróleo. La oferta de petróleo a nivel mundial está determinada por factores políticos y económicos (fundamentalmente, el precio del crudo y los costos de exploración y explotación).



En el caso de la oferta proveniente de los países de la OPEP, los factores políticos constituyen los factores de mayor significación, en tanto, en el caso de los productores independientes (países No OPEP), generalmente con costos de extracción más altos, son los precios los factores que determinan la evolución de la oferta de petróleo. Las dos regiones más maduras del mundo, Rusia y Estados Unidos, tienen la producción promedio por pozo más baja y costos promedio de explotación y extracción superiores al promedio. En este caso los proyectos más prometedores (Alaska y Siberia), con costos de extracción por debajo del costo nacional promedio, están ubicados en zonas alejadas y por lo tanto presentan costos de transporte elevados, lo que permite concluir que la producción en estas regiones será cada vez más sensible a la evolución del precio del petróleo. Los países del Golfo Pérsico constituyen regiones inmaduras y rentables dado sus bajos costos de explotación. En el caso particular de Irak, los costos de producción se encuentran entre los niveles más bajos del mundo. Esto determina que la evolución de la oferta en esta región dependerá esencialmente de factores políticos y estratégicos. La demanda mundial de petróleo se estima en 77 millones de barriles diarios (año 2002)1. Los países de la OCDE concentran el 61% de la demanda. Estados Unidos es el principal consumidor a nivel mundial, con una demanda de 20 MM de barriles diarios (25% de la demanda mundial). Importa el 54% de su demanda, y se estima que para el año 2020 las importaciones representarán el 66% del consumo de petróleo, dado su bajo nivel de reservas probadas (menos del 3% de las reservas mundiales). Actualmente, el 40% de las importaciones de Estados Unidos proviene de los países miembros de la OPEP. La Unión Europea es el segundo consumidor mundial de petróleo, y representa el 18% del consumo mundial de petróleo, el 4.5% de la producción mundial y el 0.7% de las reservas mundiales. Esto determina que la región sea importadora neta. Se estima que en los próximos 20-30 años la UE deberá importar hasta el 90% de su consumo de petróleo. La demanda de los países en desarrollo representa cerca del 40% de la demanda de petróleo mundial, frente al 26% a principios de los ’70. En los últimos 25 años la demanda creció a una tasa promedio de 5% anual en los países en desarrollo, sensiblemente superior a la tasa de crecimiento de los países de la OCDE (1% anual). Este resultado responde a las elevadas tasas de crecimiento económico de las denominadas economías emergentes del sudeste asiático, superiores a la tasa de crecimiento de los países desarrollados. Por otra parte, las industrias dominantes en estos países (textil, 1 “Statistical Review of World Energy”, British Petroleum (2004).



siderúrgica, minería) son intensivas en el consumo de energía. Se estima que los países en desarrollado consumen más del doble por cada unidad de PBI producida (intensidad energética). En el caso de los países de la OCDE la intensidad energética se redujo a la mitad desde inicios de los ’70 a la fecha.

3.1.2 Evolución del precio internacional del petróleo Históricamente la OPEP ha desempeñado un papel importante en la fijación del precio internacional del petróleo. Si bien su importancia ha disminuido en los últimos años, debido principalmente a la no adhesión por parte de los países no miembros de la OPEP a sus políticas de precios y su pérdida de participación en la producción mundial a favor de los países productores independientes (NO OPEP), su incidencia en la determinación del precio internacional aún es significativa. Existen diversos factores tales como acontecimientos políticos y conflictos internacionales que influyen considerablemente en la evolución del precio internacional (factores geopolíticos). En este sentido, las crisis del petróleo de 1973-74 y 1979-80 estuvieron influidas por conflictos internacionales (el conflicto árabe-israelí en el año 1973 y el conflicto Irán-Irak, en 1979). La estructura del mercado internacional del petróleo y el alto grado de concentración de la producción y las reservas mundiales en los países de la OPEP, constituye uno de los factores que explica la importancia de la influencia de la OPEP en la determinación del precio del petróleo (40% de la producción mundial en el 2002). Otro de los factores que ha influido es el hecho de que algunos países productores de petróleo no miembros de la OPEP han adoptado en diversas oportunidades, especialmente en períodos de caída de precios, acciones coordinadas con los países de la OPEP, y aplicado restricciones a la producción, a fin de sostener los precios del mercado. A continuación se presenta la evolución del precio internacional del crudo, medido a través de la evolución del precio FOB del crudo WTI (precio promedio spot).



Evolución del precio internacional del crudo WTI (precio spot; valor FOB, en US$/bl.)

05

1015202530354045

1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

US$

/bar

ril

Fuente: “Energy Prices and Taxes 2004”, Agencia Internacional de Energía, 2004.

Gráfica 3.3 El precio del crudo ha experimentado un crecimiento sostenido a partir del año 1998, de un promedio de 15 US$/barril a valores superiores a 50 US$/barril en los primeros meses del 2005.

La evolución de los precios del petróleo en los últimos años está determinada, fundamentalmente, por la incidencia del conflicto en Irak, y la incertidumbre en relación a la duración del conflicto y la reanudación de las exportaciones de petróleo de Irak. Existen diversos análisis que indican que el nivel relativamente alto de los precios actuales del petróleo se debe esencialmente a la inestabilidad de la región y la incertidumbre que ha generado los retrasos en la recuperación de la producción de petróleo de Irak, y por lo tanto, en cuanto ésta se recupere, los precios podrían caer. El ritmo de la reanudación de la producción y exportación de petróleo será un factor determinante de la evolución del mercado internacional de petróleo. Irak dispone de las segundas reservas más importantes del mundo, precedido por Arabia Saudita, y muy bajos costos de explotación. Según la OPEP los precios podrían caer significativamente cuando Irak reanude sus exportaciones. No obstante, se estima que el nivel de precios no volverá a ubicarse en el nivel anterior al inicio del conflicto (año 2003), por lo que los precios se mantendrían en niveles relativamente elevados.

3.1.3 Perspectivas del mercado internacional de petróleo De acuerdo a las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), en base al crecimiento previsto de la economía mundial, se estima que la demanda de petróleo crecería a una tasa del 1.7% ac.anual, por lo que se ubicaría en 107 MM de barriles /diarios en el año 2020.



Se estima que el petróleo continuaría siendo la fuente más importante y que su participación en el consumo mundial de energía sólo decrecerá ligeramente de un 40% actual a 38% en el 2025. Según la AIE el uso creciente del petróleo será demandado por el sector transporte en los países industrializados, mientras que el uso del petróleo para generación de electricidad podría tener una ligera declinación a favor del gas natural. En los países en desarrollo se espera un incremento del consumo de petróleo para todos los usos. Los mayores porcentajes de crecimiento de la demanda de energía primaria provendrán de los países en desarrollo, especialmente de Asia (China e India). En relación al abastecimiento de la demanda mundial, las proyecciones de las agencias especializadas coinciden en indicar que en las próximas dos décadas, el 61% del incremento de la demanda por petróleo será cubierta por la región formada por los países que actualmente son miembros de la OPEP. En los próximos 10 años se estima que la producción de la OPEP se incrementará 18%, en tanto en los países fuera de la OPEP dicho incremento sería de 14%.

Evolución de la producción por región (MM bls/diarios)

0

20

40

60

80

100

120

140

1990 2001 2005 2010 2015 2020 2025

MM

bls

/dia

rios

OPEP NO OPEP TOTAL MUNDIAL

Fuente: “Statistical Review of World Energy”, British Petroleum, 2004. Gráfica 3.4

El mayor dinamismo de la producción de los países de la OPEP, determinará un aumento en la participación de los países de la OPEP en la producción, en particular de los países del Golfo Pérsico, que se ubicaría en el 47% de la producción mundial en el año 2025.



Participación en la producción mundial de petróleo por región (MM bls./diarios) Región 1990 2005 2015 2025 OPEP 37.3% 39.2% 42.1% 47.0% Golfo Pérsico 24.7% 26.9% 29.7% 34.2% Otros OPEP 12.6% 12.3% 12.4% 12.8% NO OPEP 62.7% 60.8% 57.9% 53.0% Países industrializados 30.6% 29.0% 24.5% 20.5% Ex URSS 17.4% 12.0% 13.5% 13.4% Otros No OPEP 14.8% 19.8% 19.9% 19.0%

Tabla 3.7 Evolución de la producción de petróleo por región (1990-2025) (en MM bls. /diarios)

Estimados Proyecciones Región /País 1990 2001 2005 2010 2015 2020 2025 OPEP Golfo Pérsico 16.2 20.6 21.7 24.8 29.2 34.6 40.5 Otros OPEP 8.3 9.8 9.9 11.3 12.2 13.6 15.1

Total OPEP 24.5 30.4 31.6 36.1 41.4 48.2 55.6 NO OPEP Estados Unidos 9.7 9.0 9.0 9.2 9.0 9.4 9.4 Canadá 2.0 2.8 3.1 3.4 3.6 3.8 4.1 México 3.0 3.6 3.8 4.2 4.5 4.6 4.8 Europa Occidental 4.6 6.9 6.6 6.5 6.0 5.6 5.1 Otros 0.8 0.9 0.9 1.0 1.0 0.9 0.9 Total Industrializados 20.1 23.2 23.4 24.3 24.1 24.3 24.3 China 2.8 3.3 3.5 3.6 3.5 3.5 3.4 Ex URSS 11.4 8.8 9.7 11.6 13.3 14.4 15.9 Europa Oriental 0.3 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 América Central y del Sur 2.4 3.8 4.3 4.7 5.7 6.2 6.7 Otros 4.2 7.3 7.9 8.7 10.1 10.8 12.0

Total Otros No OPEP 21.1 23.4 25.7 28.9 32.9 35.3 38.4 Total No OPEP 41.2 46.6 49.1 53.2 57.0 59.6 62.7

Total Mundial 65.7 77.0 80.7 89.3 98.4 107.8 118.3

Fuente: “Tendencias recientes del mercado internacional de petróleo”, Cepal (2003). Tabla 3.8

El aumento de la producción de crudo en los países fuera de la OPEP supone para muchos analistas un medio efectivo para hacer frente a las interrupciones en el abastecimiento de petróleo que pudieran presentarse en el Golfo Pérsico. Sin embargo, el 39% de los incrementos esperados en la oferta mundial se espera que provenga de los países no miembros de la OPEP, fundamentalmente de la ex Unión Soviética, incluyendo Rusia, y los países del Mar Caspio.



3.2 Panorama regional De acuerdo a la información del año 2000, la región comprendida por los países de América Latina y el Caribe (AL y C) participa del 11.8% de las reservas probadas mundiales, el 13.8% de la producción y el 8.4% de la demanda mundial. Durante la década del ’90 el horizonte de reservas de la región, medido a través de la relación reservas/producción se redujo de 44.3 años en 1990 a 32.9 en el año 2000. Durante dicho período, en tanto las reservas crecieron a una tasa del 0.2% acumulativa anual, la producción creció a un promedio del 3.2% acumulado anual, lo que se tradujo en una presión creciente sobre las reservas de la región. Por otra parte, durante este período las inversiones en el sector en la región se concentraron fundamentalmente en la explotación en perjuicio del desarrollo de la exploración. Esta situación se da particularmente en el caso de Argentina.

Reservas Probadas AL y Caribe

Venezuela71%

Mexico 11%

Brasil 8%

Resto 10%

Fuente: “Reformas e inversión en la industria de hidrocarburos de América Latina”, CEPAL, 2004.

Gráfica 3.5 Únicamente Venezuela y México concentran más del 80% de las reservas de la región y sólo 4 países concentran el 86% de la producción. Venezuela concentra aproximadamente el 70% de las reservas (quintas reservas de petróleo del mundo), el 7% del consumo total de la región y casi la mitad de las exportaciones netas de la región y posee una relación de reservas /producción de 72 años, superior al promedio mundial (38 años). México es el mayor productor con una participación de 3.8 MM de barriles diarios, seguido por Venezuela con 3.0 MM y Brasil con 1.6 MM de barriles diarios. Argentina ocupa el 4to. lugar con 800 mil barriles diarios2.

2 “Statistical Review of World Energy”, British Petroleum, 2004.



La región es exportadora neta. México y Venezuela concentran más del 80% de las exportaciones petroleras de la región. Estados Unidos absorbe la mayor parte de los excedentes de producción de la región. Los costos totales de la oferta de petróleo bruto de la región se sitúan en un rango que va de 4 a 7 US$/barril en este último caso corresponde al costo de explotación costa afuera en Brasil. En el caso de la región de Medio Oriente los costos se ubican aproximadamente en US$ 4/barril y 9.7US$/barril en el caso de en Estados Unidos3. A nivel de la región del Mercosur, Brasil es el segundo productor de petróleo en América del Sur, con importantes reservas de petróleo (10.6 miles MM barriles)4, una producción de 1.5 MM barriles/diarios y una relación reservas/producción de 18.7 años. Las reservas brasileñas de petróleo y gas natural son significativas, se encuentran mayormente ubicadas en la zona marítima, lo cual encarece y dificulta su explotación. La producción no alcanza a cubrir las necesidades de abastecimiento del mercado interno, por lo que se debe recurrir a las importación de la región (Argentina, Bolivia y Venezuela). A partir de 1979, ante el impacto negativo del aumento de los precios internacionales del petróleo, se implementó una política tendiente a lograr una reducción de la dependencia externa de energía. Esto se ve reflejado en una caída sistemática de la participación de las importaciones de petróleo en el abastecimiento de aproximadamente un 45% a principios de los ’90 a 12.8% en el año 2002. En el caso de Argentina, sus reservas se ubican en un total de 3.200 MM de barriles (diciembre 2003), y ocupa el cuarto lugar en América Latina después de Venezuela, México y Brasil. En la década del noventa la producción registró altas tasas de crecimiento, llegando en el 2003 a 793 mil barriles/diarios, alcanzando el cuarto puesto en la región. Se observa un rápido descenso en las reservas a lo largo de la década del ‘90, como consecuencia de las políticas impulsadas en el sector, en particular la política de apertura del sector petrolero, estimándose un horizonte de reservas (R/P) de 11 años.

3.3 Panorama nacional

3.3.1 Aspectos institucionales y marco regulatorio del sector ANCAP administra el monopolio de la importación y refinación de petróleo crudo y de la producción, exportación e importación de derivados (Ley 8.764 de creación de ANCAP, del 15/10/31). 3 “Tendencias recientes del mercado internacional del petróleo”, CEPAL, 2001. 4 “Statistical Review of World Energy”, British Petroleum, 2004.



Desde el punto de vista institucional, ANCAP depende del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), en tanto que la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) realiza una función de contralor, vinculada al área presupuestal (tarifas e inversiones). A partir de la aprobación de la Ley 17.598 (diciembre 2002), se crea la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA), a cargo de la regulación y el control de las actividades correspondientes a los sectores de electricidad, hidrocarburos (petróleo y gas) y el servicio de agua y saneamiento. Desde el punto de vista del marco regulatorio del sector, en enero del 2002 se aprobó la Ley de Desmonopolización de importación, exportación y refinación de petróleo crudo (Ley 17.448), siendo éste el instrumento a través de la cual se buscó impulsar la reforma del sector hidrocarburos. La Ley 17.448 establecía la derogación paulatina del monopolio de importación, refinación de petróleo crudo y derivados por parte de ANCAP y habilitaba la asociación de ANCAP con un socio privado. Asimismo, establecía que el precio máximo de venta de los combustibles en “puerta de refinería” (sin impuestos), debería ubicarse en un nivel similar al precio de paridad de importación a partir del año 2004. En noviembre de 2003, la Ley fue sometida a plebiscito, siendo derogada. El marco regulatorio del sector derivados del petróleo se encuentra contenido en las siguientes disposiciones:

• Ley 8.764 de creación de ANCAP • Decreto 126/773 del 8/2/1973, por el cual se reglamenta la

comercialización y recarga de garrafas de GLP (supergás). • Ley 14.181 del 29/3/1974 (Ley de Hidrocarburos), en la que se

establecen disposiciones vinculadas a la exploración y explotación de hidrocarburos.

• Decreto 532/974 del 27/6/1974, por el cual se prohíbe la utilización de GLP como combustible para automotores.

• Decreto 584/993 del 23/12/1993, que establece que el MIEM fijará la política nacional en materia de hidrocarburos.

• Decreto 514/003 del 3/12/2003, por el cual se autoriza en forma transitoria a las distribuidoras con contratos con ANCAP (que vencían a fines de 2003) a continuar desarrollando la distribución de combustibles líquidos, hasta el otorgamiento de nuevas autorizaciones por parte del Poder Ejecutivo.

• Decreto 556/003 del 31/12/2003, por el cual se fijan las políticas y pautas para la regulación del mercado de derivados y se asigna a la URSEA el cometido de elaborar un proyecto de regulación del sector (distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo).

• Reglamentos elaborados por URSEA que regulan la actividad de los agentes que operan en el mercado de GLP.



La distribución de derivados del petróleo líquidos se lleva a cabo a través de cinco empresas distribuidoras: DUCSA, DIKAMSA, ESSO, TEXACO y SHELL, en régimen de mayoristas. El gas licuado de petróleo (supergás) se distribuye a través de tres empresas privadas minoristas: Acodike Supergás S.A., Riogás S.A. y Gasur.

3.3.2 Evolución del sector Luego de la aprobación de la Ley de creación de ANCAP, el 15/10/1931, en el año 1934 se inaugura en Paysandú la primer planta auxiliar de combustibles y en 1935 comienza el montaje de la Refinería, inaugurada en 1937. En los años ’60 se amplía su capacidad de procesamiento, en tanto que la siguiente remodelación tendría lugar recién a principios de los ’90, lo que refleja el bajo nivel de inversiones que caracterizó el funcionamiento del sector durante este período. Durante la década del ’70 ANCAP completa las obras de instalación y puesta en marcha de la Boya petrolera y planta de almacenamiento de José Ignacio. En todo este tiempo ANCAP instala una red de estaciones de servicio de atención directa al público; construye las plantas de distribución de derivados de La Tablada, Juan Lacaze, Paysandú, Durazno y Treinta y Tres; forma su flota petrolera y flota terrestre. Durante el período 1993-94 tuvo lugar un proyecto de modernización, que permitió un incremento en el volumen de crudo procesado en la refinería, una mayor flexibilidad en los crudos consumidos y derivados producidos y una mayor conversión del crudo. Posteriormente el sector combustibles sufre diversas modificaciones, entre las que cabe citar:

• En el año 2001 se puso en marcha un proceso de expansión productiva, y un nuevo proyecto de remodelación de la refinería, que permitiera elaborar combustibles de mayor calidad y ampliar la capacidad de producción de la refinería, ampliar la escala y mejorar la competitividad de la producción y disminuir el impacto ambiental de la refinería.

• A principios del año 2003 finalizó el proyecto de remodelación y

modernización de la refinería, lo que permitió ampliar la capacidad de refinación de 37.000 a 50.000 barriles diarios, iniciar la producción de naftas sin plomo y reducir el contenido de azufre de las naftas, y modificar la estructura de producción a favor de un aumento en la producción de gas oil, y reducir la producción de productos pesados tales como fuel oil y asfaltos. La reforma permite refinar crudos más pesados y por lo tanto de menor precio en el mercado internacional



El proyecto incluye una mejora de la eficiencia de la refinería que permitirá la sustitución del consumo de fuel oil pesado (consumo propio de la refinería) por fuel gas y gas natural y por lo tanto una reducción de las emisiones de GEI de la refinería.

3.3.3 Oferta y Demanda de petróleo y derivados Uruguay no dispone de reservas de combustibles fósiles por lo que la oferta es importada. La importación de petróleo crudo representa en promedio entre el 55% y 60% de la oferta primaria de energía5, lo que determina una fuerte dependencia de las condiciones de abastecimiento externo. El consumo de derivados del petróleo representa la principal fuente energética a nivel nacional, con una participación del 55% del consumo final de energía (año 2003). El petróleo crudo importado se procesa en la refinería de ANCAP con una capacidad actual de 50.000 barriles diarios de petróleo. Las importaciones de petróleo crudo se ubicaron en el 2004 en un total de 2.560.492 m3, correspondiendo más de un 90 % a Rusia, Nigeria e Irán, en tanto que de América Latina sólo se importó un 6 % desde Brasil. En el 2003 el 21% del valor de las importaciones totales del país, en dólares, correspondió a importación de petróleo y derivados, en tanto en el año 2002 dicho porcentaje fue del 14%, lo que evidencia la vulnerabilidad de la economía ante las fluctuaciones en el mercado internacional de petróleo y la evolución del precio del crudo (“costo de la dependencia externa”).

Importaciones y exportaciones de petróleo y derivados (en m3)

Derivados Petróleo Año Petróleo crudo

Importaciones Exportaciones 2000 2.013.308 431.418 123.660 2001 1.869.723 313.573 186.060 2002 1.239.950 530.547 67.070 2003 1.910.043 414.836 201.780 2004 2.560.492 272.864 438.430

Fuente: DNE. Tabla 3.9

Las importaciones de derivados son actualmente poco significativas y corresponden fundamentalmente a importaciones de gas oil y fuel oil (73% del total de las importaciones de derivados, año 2004).

5 “Balance Energético Nacional 2003”, Dirección Nacional de Energía (MIEM), 2003.



En el caso de las importaciones de gas oil, las mismas mantuvieron un ritmo creciente hasta el año 2002, dado que la producción de gas oil de la refinería era deficitaria. La finalización de la remodelación de la refinería a principios del año 2003, permitió aumentar la producción de gas oil y reducir sensiblemente las importaciones. Las exportaciones de derivados se originan en ajustes coyunturales en la estructura de producción de la refinería, así como en desfasajes entre la producción de derivados y su consumo interno. A partir de la reforma de la refinería del 2003, la refinería es excedentaria en la producción de naftas. En este sentido, el consumo interno de naftas fue de 281.100 m3 en el año 2004, en tanto las exportaciones de gasolinas se ubicaron en 430.000 m3. La producción de la refinería fue de 2.488.067 m3 en el año 2004.

Producción anual refinería (miles m3)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Prod

ucci

ón (m

3)

Fuente: DNE.

Gráfica 3.6 Estructura de producción por derivados (en m3):

Derivados del petróleo 2000 2004 Naftas 469.342 665.218 Gas oil / Diesel oil 744.818 975.817 GLP 148.536 155.344 Fuel oil 595.593 616.730 Kerosene 35.542 12.781 Otros energéticos 90.970 54.541 Otros no energéticos 95.189 7.636 TOTAL 2.179.990 2.488.067




Evolución de la estructura de producción de la refinería

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%

2000 2004Naftas Gas oil GLP Fuel oil Kerosene Otros energ.y no energ.

Fuente: DNE.

Gráfica 3.7

El cambio en la estructura de producción de la refinería está asociado a la reforma del 2003. Como fuera señalado anteriormente, la reforma permitió un aumento de la producción de gas oil. En función de las características del proceso de refinación, la estructura de producción es relativamente rígida, lo que determinó también un aumento en la producción de naftas. El consumo interno de combustibles alcanza actualmente a 1.776 miles de m3.

Consumo final de derivados de petróleo por sector (en %): Sector 1990 2003 Residencial 15.4% 11.6% Servicios 4.5% 3.4% Industrial 17.3% 13.0% Transporte 49.5% 57.8% Agro – pesca /Otros no ident. 13.3% 14.2% TOTAL 100.0% 100.0%

Fuente:DNE. Tabla 3.11

El sector transporte es el principal consumidor, con una participación del 58% del consumo final de derivados, seguido en importancia por el sector industrial (fundamentalmente fuel oil), agro y pesca (gas oil) y residencial (GLP, fuel oil y kerosene). El consumo interno de derivados corresponde en un 25% al consumo de combustibles livianos (naftas y GLP), 51% de combustibles medios (kerosene, gasoil y diesel oil) y el 24% restante, corresponde al consumo de combustibles pesados (fuel oil y asfaltos):



Estructura de consumo interno de derivados de petróleo: En miles m3

Año Combustibles livianos

Combustibles medios

Combustibles pesados Total

2000 654,9 854,6 406,7 1.916,2 2001 589,9 817,1 258,6 1.665,6 2002 523,5 780,4 225,1 1.529,0 2003 451,2 785,4 220,2 1.456,8 2004 441,2 907,1 428,4 1.776,7

Tasa crec. a.a 2000-2004 -9,4% 1,5% 1,3% -1,9%


Estructura de consumo interno de derivados de petróleo: En %

Año Combustibles livianos

Combustibles medios

Combustibles pesados Total

2000 34,2% 44,6% 21,2% 100,0% 2001 35,4% 49,1% 15,5% 100,0% 2002 34,2% 51,0% 14,7% 100,0% 2003 31,0% 53,9% 15,1% 100,0% 2004 24,8% 51,1% 24,1% 100,0%


El gas oil, la nafta y el GLP han incrementado en forma casi constante su participación en el consumo interno de derivados. En el caso del gas oil, el aumento en su participación en el consumo de derivados ha estado asociado a la evolución del consumo en el transporte, como resultado de la creciente dieselización del parque automotor y la sustitución del consumo de nafta por gas oil. En tanto en el año 1990 el consumo de gas oil representó el 59% del consumo final de energía del sector transporte, en el año 2003 el mismo se ubicó en el 71% del consumo de energía de este sector. Evolución de la estructura del mercado interno de derivados del petróleo:

Derivados del petróleo 1990 2000 2004 Naftas 22.1% 23.0% 15.8% Gas oil/diesel oil 33.9% 42.0% 50.2% Fuel oil 29.2% 18.0% 21.1% GLP 7.7% 11.0 8.7% Kerosene 4.5% 1.0% 0.7% Otros energ. y no energéticos 2.7% 4.0% 3.5% TOTAL 100.0% 100.0% 100.0%

Fuente: Balance Energético Nacional 2003, DNE. Tabla 3.14

El gas oil y las naftas constituyen los derivados del petróleo con mayor participación en el mercado interno, como consecuencia de la relevancia del sector transporte, seguido en importancia por el consumo de fuel oil



(consumido principalmente a nivel industrial y generación de energía eléctrica, dependiendo de las condiciones hidrológicas anuales) y el GLP (sector residencial). En el caso del kerosene se observa un proceso de sustitución por energía eléctrica y GLP a nivel residencial.

Evolución del consumo interno de derivados del petróleo (miles m3)

0100200300400500600700800900

1000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Naftas Gas Oil Fuel oil Supergas

Fuente: DNE.

Gráfica 3.8 Evolución del consumo de naftas y gas oil (en miles m3):

Año Nafta común Nafta super Ecosupra

Total consumo

Naftas Consumo

Gas oil

2000 65.6 277.0 74.0 416.6 799.0 2001 61.5 229.4 70.9 361.8 789.7 2002 60.0 180.9 61.0 301.9 755.5 2003 63.2 153.8 57.9 274.9 765.6 2004 66.0 182.4 32.5 280.9 790.5

Fuente: DNE. Nota: el consumo de gas oil no incluye el consumo de las centrales térmicas de UTE.

Tabla 3.15 Según surge del cuadro anterior, en los últimos años se ha verificado un fuerte crecimiento del consumo de gas oil a expensas de una importante caída en el consumo de naftas, como resultado, entre otros factores, de la política de precios aplicada en el sector de combustibles líquidos. En este sentido, la política de precios aplicada fue generando a lo largo de las dos últimas décadas un diferencial de precios entre el precio de las naftas y el gas oil, que derivó en un fuerte estímulo a la incorporación de vehículos diesel (“dieselización del parque automotor”). Esto se evidencia en la evolución de la relación del consumo de gas oil respecto al consumo de naftas: en tanto en el año 1990 la relación consumo de gas oil/consumo de nafta, era de 1.5, es decir que por cada litro de nafta se consumía 1.5 lts. de gas oil, en el año 2004 esta relación era prácticamente el doble (2.81), es decir que por cada litro de nafta se consumen aproximadamente 3 litros de gas oil.



Esto determinó un desequilibrio entre la estructura de la oferta de la refinería y la estructura de la demanda interna de derivados líquidos, que debió ser atendido mediante un aumento en las importaciones de gas oil. Si bien la reforma de la refinería del año 2003 permitió aumentar significativamente la producción de gas oil, las características del proceso de refinación determinan que se genere un excedente de naftas para exportación.

3.3.4 Precios e impuestos La política de precios que se aplica es fijada por ANCAP previa autorización del Poder Ejecutivo y la opinión favorable de la Oficina de Planeamiento y Presupuesto. Todos los valores de la cadena de formación del precio final al consumidor se encuentran regulados. Para el análisis de la estructura de los precios de venta al consumidor final de los combustibles derivados del petróleo, es necesario tomar en cuenta que el costo de obtención de cada uno de ellos, es básicamente el mismo. Por lo que las diferencias finales de precios, provienen casi exclusivamente de los diferentes niveles impositivos con que son gravados, los cuales en general se determinan de acuerdo al destino de cada derivado. La carga tributaria que grava el precio de los derivados del petróleo es la siguiente:

Combustible Impuesto Gasolina común IMESI Gasolina super IMESI Gasolina Ecosupra IMESI Gas oil IMESI

IVA (14%) Kerosene IMESI Fuel oil IVA (23%) GLP IVA (23%)

Nota: IMESI: Impuesto Específico Interno Tabla 3.16

El valor del Impuesto Específico Interno (IMESI), es fijado por el Poder Ejecutivo en forma semestral en función de la variación en el Índice de Precios al Consumo. En el caso del gas oil, a partir del año 2003 se introdujo una modificación en la carga tributaria que dio lugar a la reducción del monto por concepto de IMESI e implementó la aplicación del Impuesto al Valor Agregado (IVA) a una tasa del 14%. La reforma estuvo orientada a reducir el costo del consumo del gas oil en los sectores productivos.



Estructura de precios de derivados del petróleo Precio final al consumidor (precios vigentes mayo/2005) Derivado petróleo Precio Ancap IMESI IVA Precio

consumidor Nafta común ($/Lt) 16.007 11.793 ---- 27.8 Nafta super ($/lt.) 15.407 13.993 ---- 29.4 Nafta Ecosupra ($/lt) 15.933 14.567 ---- 30.5 Gas oil ($/lt.) 15.013 1.391 2.296 18.7 Supergás ($/kg.) 20.325 ---- 4.675 25.0 Fuel oil ($/m3) 6837.398 ---- 1572.602 8410 Kerosene ($/lt.) 14.928 2.572 ---- 17.5

Fuente: Dirección Nacional de Energía, MIEM. Tabla 3.17

Estructura de precios al consumidor (precios vigentes mayo/2005)

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

Nafta común Nafta super Ecosupra 95 Gas oil Supergas Fuel oil Kerosene

Precio Ancap IMESI IVA

Gráfica 3.9

La carga tributaria es uno de los factores que contribuye a explicar la diferencia del precio final de los derivados del petróleo en Uruguay en relación a los países de la región.

Precios medios derivados de petróleo en la región (US$/Lt) Producto Uruguay Argentina Brasil Chile Paraguay Nafta común 1,10 0,58 0,96 0,54 Nafta super 1,17 0,64 0,92 0,98 0,71 Gas oil 0,74 0,49 0,67 0,69 0,62

Nota: precios vigentes a mayo 2005, excepto Argentina (vigencia 28/2/2005) Fuente: Secretaría de Energía, Argentina; Agencia Nacional de Petróleo, Brasil.

Tabla 3.18



Precio medio derivados del petróleo región (US$/lt.)

0.000.200.400.600.801.001.201.40

Nafta común Nafta super Gas oil

US$

/Lt.

Uruguay Argentina Brasil Chile Paraguay

Gráfica 3.10

3.4 Referencias bibliográficas “Balance Energético Nacional”, Dirección Nacional de Energía, Ministerio de

Industria, Energía y Minería (Uruguay), 2003. "Energy prices and taxes 2004", Agencia Internacional de Energía, 2004.

“Políticas de precios de combustibles en América del Sur y México:

implicancias económicas y ambientales”, Hugo Altomonte-Jorge Rogat, CEPAL (agosto 2004).

“Reformas e inversión en la industria de hidrocarburos de América Latina”,

Humberto Campodónico, CEPAL (octubre 2004). “Statistical Review of World Energy”, British Petroleum (2004).

“Tendencias recientes del mercado internacional del petróleo”, Arela Ruiz

Caro, CEPAL (diciembre 2003). “World Energy Outlook 2004, International Energy Agency (2004).

URUGUAY Petróleo y Derivados Líquidos

Documents

Transcript of URUGUAY Petróleo y Derivados Líquidos