La Importancia de la Integración Vertical en la Industria de los Hidrocarburos
Jaime Santillana (M.S. in Chemical Engineering)
En el mes de agosto del 2015 se ha discutido con mucho ardor (en los medios políticos peruanos) si Petroperú (la empresa estatal de refinación de petróleo en Perú) que opera en un mercado abierto y compite en el mercado peruano de combustibles con la compañía Repsol (propietaria de la Refinería La Pampilla) y con importadores que tienen el backup de un importante Major, podía integrarse verticalmente operando unos campos maduros de petróleo pesado que le representarían cerca del 10% de su capacidad de refinación.
No vamos a entrar aquí en tomar una posición (la que por supuesto tenemos), sino aprovechar la discusión para presentar la estrategias de manejo del riesgo en la industria de hidrocarburos y que, desafortunadamente, no se emplean en el Perú.
Primero se presentará una muy breve descripción del manejo del riesgo en la industria de hidrocarburos y luego se presentarán dos artículos de profesores expertos en la materia tratando el tema de la integración vertical.
Manejo Riesgo Industria de Hidrocarburos
La Cadena de Suministro de hidrocarburos crea actores y jugadores a lo largo de dicha cadena:
No vamos a entrar aquí en tomar una posición (la que por supuesto tenemos), sino aprovechar la discusión para presentar la estrategias de manejo del riesgo en la industria de hidrocarburos y que, desafortunadamente, no se emplean en el Perú.
Primero se presentará una muy breve descripción del manejo del riesgo en la industria de hidrocarburos y luego se presentarán dos artículos de profesores expertos en la materia tratando el tema de la integración vertical.
Manejo Riesgo Industria de Hidrocarburos
La Cadena de Suministro de hidrocarburos crea actores y jugadores a lo largo de dicha cadena:
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De los actores mostrados los Majors son las grande empresas privadas integradas(Denominadas alguna vez Siete Hermanas ) que además son grandes Traders de petróleo crudo y productos refinados.
Las compañías estatales (Denominadas NOCs en inglés) suelen se r empresas integradas en tanto tienen acceso a petróleo crudo.
A lo largo de la cadena de suministro los objetivos de rentabilidad suelen ser diferentes.
Las empresas de Upstream tienen costos fijos y requieren de un precio mínimo del petróleo crudo que le permita una rentabilidad mínima.
Las empresas del downstream (Refinación y Comercialización) suelen tener refinerías de petróleo. El propósito de una Refinería es transformar petróleo crudo de relativamente bajo valor en productos refinados de alto valor de la manera más efciente, rentable y ambientalmente amigable que sea posible.
¿Para que tener una Refinería? Para obtener el margen de refinación, asegurar suministro de productos, retirar crudo del mercado, ganar dinero.
¿Por que no tener una Refinería? Por que es muy intensivo en capital, por que historicamente da bajos retornos, por que los márgenes son muy volátiles, por que requiere grandes inversiones ligadas a las regulaciones ambientales.
Las refinerías deben luego obtener combustibles y comercializarlos, cada uno de ellos a precios internacionales con su propia dinámica y finalmente deben ganar dinero.
El precio del petróleo y de los combustibles tiene cada uno de ellos su propia dinámica, lo que introduce muchísimos riesgos a estas actividades del Downstream, tal como se muestra en la figura siguiente:
Las compañías estatales (Denominadas NOCs en inglés) suelen se r empresas integradas en tanto tienen acceso a petróleo crudo.
A lo largo de la cadena de suministro los objetivos de rentabilidad suelen ser diferentes.
Las empresas de Upstream tienen costos fijos y requieren de un precio mínimo del petróleo crudo que le permita una rentabilidad mínima.
Las empresas del downstream (Refinación y Comercialización) suelen tener refinerías de petróleo. El propósito de una Refinería es transformar petróleo crudo de relativamente bajo valor en productos refinados de alto valor de la manera más efciente, rentable y ambientalmente amigable que sea posible.
¿Para que tener una Refinería? Para obtener el margen de refinación, asegurar suministro de productos, retirar crudo del mercado, ganar dinero.
¿Por que no tener una Refinería? Por que es muy intensivo en capital, por que historicamente da bajos retornos, por que los márgenes son muy volátiles, por que requiere grandes inversiones ligadas a las regulaciones ambientales.
Las refinerías deben luego obtener combustibles y comercializarlos, cada uno de ellos a precios internacionales con su propia dinámica y finalmente deben ganar dinero.
El precio del petróleo y de los combustibles tiene cada uno de ellos su propia dinámica, lo que introduce muchísimos riesgos a estas actividades del Downstream, tal como se muestra en la figura siguiente:
Por estos motivo, se ha desarrollado el denominado Hedge o Cobertura de Riesgos en la industria del petróleo..
El “Hedging” significa crear una “posición” idéntica pero opuesta a una posición existente para reducir o eliminar riesgo. Normalmente la operación de “Hedge” se hace en el mercado de futuros con contratos de “papel”.
Participantes del mercado de futuros: Productor de Crudo, Refinador; Trader.
Un Futuro es un acuerdo para comprar o vender un activo en cierto momento en el futuro a un cierto precio. Al contrario en un contrato spot existe un acuerdo para vender o comprar el activo inmediatamente (o dentro de un período de tiempo muy breve).
El Hedging se realiza en las Casas de Cambio para Futuros (Exchanges Trading Futures): CBOT y en el CME (Ahora CME Group, antes NYMEX de Nueva York) en los Estados Unidos y en el Intercontinental Exchange en Inglaterra. El Precio de un Futuro está determinado por la oferta y demanda de la misma manera que un precio spot. El “Hedging” es para “manejar riesgo” no para “especular”.
A manera de explicación muy simple (tomadas de la literatura), los productores y usuarios de los commodities pueden hacer hedge para reducir sus riesgos de precios:
Un Productor de Crudo, puede considerar que el nivel del mercado es satisfactorio para sus necesidades y quiere fijar el precio por ejemplo para garantizar cierto flujo de caja.
Un Refinador puede considerar que el precio de crudo va a subir pero no puede comprar crudo “físico” hasta dentro de un tiempo y fija el precio, también puede considerar que el margen de refinación es adecuado y lo quiere “proteger”.
Un Trader puede comprar crudo en un mercado (Europa) y venderlo en otro mercado (Brasil) . Un especulador, que completa los actores, en cambío sólo busca ganar dinero en estas operaciones.
“Hedging” es para “manejar riesgo” no para “especular”. “Especular” sería tener una posición “abierta”, con “Hedging” se tiene una posición relativamente “cerrada”.
No se trata en este punto de determinar como se Maneja Riesgo con Futuros y otros productis financieros como Swaps, Over The Counter – OTC, etc.
Lo importante es que en esta industria se Maneja el Riesgo, lo que en el Perú hasta ahora no se efectua.
Sin embargo hay una Regla Empírica en al industria del petróleo que indica que la Integración vertical de un Hedging natural a la industria.
Esto lleva a evaluar su validez.
Es la Integración Vertical una Buena Estrategia de Protección al Riesgo (Hedging) en la industria del petróleo.
Se resume un artículo postedao en un blog especializado que corresponde a a la empresa MERCATUS – Energy Advisors (http://www.mercatusenergy.com/blog/bid/105773/Is-Vertical-Integration-A-Sound-Energy-Hedging-Strategy ), que publicó: Is Vertical Integration A Sound Energy Hedging Strategy? (Posted on Tuesday, Nov 25, 2014)
En dicho artículo se indicaba que si se leía dicho blog de manera regular es probable que se hubieran leído alguno de los posts sobre las alternativas de cobertura del riesgo de precio de la energía mediante el empleo de herramientas como pueden ser los futuros, swaps y opciones.
Luego se indica que existen otras formas de proteger el riesgo en corporaciones dedicadas a la industria de la energía.
Así, recientes resultados trimestrales (2014) del Major de petróleo Chevron representan una aplicación exitosa de una de estas alternativas: La Integración Vertical.
Se revisa cómo la integración ha servido como una cobertura para Chevron, incluyendo la revisión de una lista de control para cuando una empresa integrada es una estrategia de cobertura de sonido.
Disminución de la producción, los precios bajan,¿aumenta la ganancia?
Esto fue cierto en el caso de la la unidad upstream de Chevron , la cual durante el tercer trimestre de 2014, informó volúmenes de producción más bajos y un menor precio promedio por su producción. Sin embargo, la compañía reportó una utilidad neta mayor de año en año y superó los pronósticos de los analistas respecto del equtiy para el trimestre (3Trimestre del 2014 se obtuvo un NI de $ 2.95 / acción frente a un valor de $ 2,57 para el 3Trimestre del 2013 y $ 2,55 que fue el pronóstico promedio de los analistas).
¿Cómo pude ser eso? En pocas palabras, la unidad de Downstream de Chevron logró márgenes más amplios entre el costo de la compra de petróleo y el precio al que se vendió productos refinados.
Revisando brevemente los números:
El “Hedging” significa crear una “posición” idéntica pero opuesta a una posición existente para reducir o eliminar riesgo. Normalmente la operación de “Hedge” se hace en el mercado de futuros con contratos de “papel”.
Participantes del mercado de futuros: Productor de Crudo, Refinador; Trader.
Un Futuro es un acuerdo para comprar o vender un activo en cierto momento en el futuro a un cierto precio. Al contrario en un contrato spot existe un acuerdo para vender o comprar el activo inmediatamente (o dentro de un período de tiempo muy breve).
El Hedging se realiza en las Casas de Cambio para Futuros (Exchanges Trading Futures): CBOT y en el CME (Ahora CME Group, antes NYMEX de Nueva York) en los Estados Unidos y en el Intercontinental Exchange en Inglaterra. El Precio de un Futuro está determinado por la oferta y demanda de la misma manera que un precio spot. El “Hedging” es para “manejar riesgo” no para “especular”.
A manera de explicación muy simple (tomadas de la literatura), los productores y usuarios de los commodities pueden hacer hedge para reducir sus riesgos de precios:
Un Productor de Crudo, puede considerar que el nivel del mercado es satisfactorio para sus necesidades y quiere fijar el precio por ejemplo para garantizar cierto flujo de caja.
Un Refinador puede considerar que el precio de crudo va a subir pero no puede comprar crudo “físico” hasta dentro de un tiempo y fija el precio, también puede considerar que el margen de refinación es adecuado y lo quiere “proteger”.
Un Trader puede comprar crudo en un mercado (Europa) y venderlo en otro mercado (Brasil) . Un especulador, que completa los actores, en cambío sólo busca ganar dinero en estas operaciones.
“Hedging” es para “manejar riesgo” no para “especular”. “Especular” sería tener una posición “abierta”, con “Hedging” se tiene una posición relativamente “cerrada”.
No se trata en este punto de determinar como se Maneja Riesgo con Futuros y otros productis financieros como Swaps, Over The Counter – OTC, etc.
Lo importante es que en esta industria se Maneja el Riesgo, lo que en el Perú hasta ahora no se efectua.
Sin embargo hay una Regla Empírica en al industria del petróleo que indica que la Integración vertical de un Hedging natural a la industria.
Esto lleva a evaluar su validez.
Es la Integración Vertical una Buena Estrategia de Protección al Riesgo (Hedging) en la industria del petróleo.
Se resume un artículo postedao en un blog especializado que corresponde a a la empresa MERCATUS – Energy Advisors (http://www.mercatusenergy.com/blog/bid/105773/Is-Vertical-Integration-A-Sound-Energy-Hedging-Strategy ), que publicó: Is Vertical Integration A Sound Energy Hedging Strategy? (Posted on Tuesday, Nov 25, 2014)
En dicho artículo se indicaba que si se leía dicho blog de manera regular es probable que se hubieran leído alguno de los posts sobre las alternativas de cobertura del riesgo de precio de la energía mediante el empleo de herramientas como pueden ser los futuros, swaps y opciones.
Luego se indica que existen otras formas de proteger el riesgo en corporaciones dedicadas a la industria de la energía.
Así, recientes resultados trimestrales (2014) del Major de petróleo Chevron representan una aplicación exitosa de una de estas alternativas: La Integración Vertical.
Se revisa cómo la integración ha servido como una cobertura para Chevron, incluyendo la revisión de una lista de control para cuando una empresa integrada es una estrategia de cobertura de sonido.
Disminución de la producción, los precios bajan,¿aumenta la ganancia?
Esto fue cierto en el caso de la la unidad upstream de Chevron , la cual durante el tercer trimestre de 2014, informó volúmenes de producción más bajos y un menor precio promedio por su producción. Sin embargo, la compañía reportó una utilidad neta mayor de año en año y superó los pronósticos de los analistas respecto del equtiy para el trimestre (3Trimestre del 2014 se obtuvo un NI de $ 2.95 / acción frente a un valor de $ 2,57 para el 3Trimestre del 2013 y $ 2,55 que fue el pronóstico promedio de los analistas).
¿Cómo pude ser eso? En pocas palabras, la unidad de Downstream de Chevron logró márgenes más amplios entre el costo de la compra de petróleo y el precio al que se vendió productos refinados.
Revisando brevemente los números:
Un par de cosas destacan en esta tabla. En primer lugar, como se mencionó el rendimiento del 3 Trimestre de la Unidad Downstream de Chevron más que compensó los mediocres resultados de la Unidad del Upstream, la publicación de las ganancias que fueron $ 1.007 millones más que lo reportado para el 3 Trimestre del 2013 frente a una caída trimestre a trimestre en las ganancias de $ 443 millones para el Upstream. En segundo lugar, las cargas de crudo a las refinerías aumentaron modestamente, lo que refleja las compras de Chevron de crudo de terceros. "A pesar de una caída en los precios del petróleo crudo, nuestros resultados del tercer trimestre fueron mejores que los de hace un año", dijo el presidente, John Watson.
¿Está realmente la integración vertical cubriendo los riesgos?
De manera general hay que evaluar en cada momento particular si vale la pena considerar la inversión de integración vertical. Desviar capital del negocio principal es una decisión difícil, especialmente si el proyecto es bastante grande. Entonces, ¿la integración vertical de Chevron representó efectivamente un manejo de riesgos (Hedge), incluso si la empresa no se refiere explícitamente a él como tal?
Para analizar la eficacia de la integración vertical, en el caso de Chevron, conviene preguntarse lo siguiente:
¿Está realmente la integración vertical cubriendo los riesgos?
De manera general hay que evaluar en cada momento particular si vale la pena considerar la inversión de integración vertical. Desviar capital del negocio principal es una decisión difícil, especialmente si el proyecto es bastante grande. Entonces, ¿la integración vertical de Chevron representó efectivamente un manejo de riesgos (Hedge), incluso si la empresa no se refiere explícitamente a él como tal?
Para analizar la eficacia de la integración vertical, en el caso de Chevron, conviene preguntarse lo siguiente:
Estas son preguntas generales. Al analizar una posible inversión integración vertical en la práctica, se debe desarrollar un enfoque más específico y cuantitativo para la evaluación de estos temas, incluyendo una evaluación interna de la capacidad de gestionar la inversión o considere la posibilidad de que tenga que traer a un tercero con la experiencia adecuada.
Esta rápida revisión de la integración vertical para Chevron sugiere el Downstreaam fue una cobertura de riesgos eficaz en su función del negocio Upstream de Chevron.
Las Unidades de Upstream y Downstream de Chevron están bajo el mismo paraguas corporativo, pero funcionan de forma independiente suficiente para captar claramente diferentes oportunidades de mercado. Es importante destacar que la unidad Downstream tiende a beneficiarse de entornos de mercado que pueden limitar el éxito de la unidad Upstream y viceversa.
La integración vertical de Chevron se extiende más allá de la inversión de la empresa en las refinerías. Chevron está involucrado en una variedad de negocios aguas abajo, midstream y de infraestructura, incluyendo pero no limitado a, tuberías, instalaciones de licuefacción de GNL, comercialización, procesamiento y almacenamiento. Para una compañía del tamaño de Chevron, la integración vertical es probable que sólo sea un componente de su estrategia más amplia para extraer el máximo valor de su cartera Upstream. Por otra parte, la cobertura exclusiva con derivados puede incluso crear riesgo de una empresa tan grande como Chevron.
¿Cómo se puede aplicar esta lección al caso de Petroperú?
Se puede analizar los EEFF de Pluspetrol Norte de los últimos años y los rendimientos esperados (yields de combustibles nuevos y costos incrementales asociados) del Proyecto del PMRT y ver si existe una sinergia importante en esta integración vertical. La volatilidad del precio de crudo y productos refinados ha sido tan alta en los últimos años que la evaluación sería muy significativa para evaluar la conveniencia o no de esta integración.
Asimismo, se debe recordar que incluso en el caso de Chevron con su tamaño y el capital, las grandes decisiones de inversión son un reto. Se requiere un análisis exhaustivo del valor estimado añadido, el riesgo mitigado, y el costo de la entrada. Además, se debe considerar si la propia empresa cuenta con la experiencia para manejar este tipo de inversión. Dicho esto, la integración vertical puede representar una estrategia potencial de cobertura, independientemente de los entornos de los precios en los que opera una empresa. Como los precios del petróleo caen, es posible que las empresas integradas verticalmente, especialmente aquellos con activos remotos o trenzados, puedan capear el temporal mucho mejor que las empresas singularmente enfocados. Incluso las pequeñas empresas de exploración y producción se enfrentan a restricciones y riesgos que pueden ser mitigados a través de inversiones en el Midstream y en el Downstream.
Terminemos con un post de dos profesores universitarios de universidades renombradas y con una posición diferente.
HEDGING CON INTEGRACION VERTICAL – CASO DE COMPAÑIAS PETROLEO
Se ha tomado de internet del blog Betting the Business (http://bettingthebusiness.com/2011/01/25/hedging-with-vertical-integration-oil-company-edition/), de John E. Parsons. Senior Lecturer, Sloan School of Management Head, MBA Finance Track. Executive Director, Center for Energy and Environmental Policy Research. Massachusetts Institute of Technology y de Antonio Mello de la University of Wisconsin.
El post indica que en enero del año 2015 el periódico New York Times discutía sobre la desintegración de las grandes petroleras (Majors) integradas verticalmente, mencionando una serie de argumentos cuestionables a favor de la desintegración. Luego el artículo expresa un contraargumento que es directamente relevante a los temas del blog: "Los ejecutivos sostienen que agrupar las refinerías y exploradores en conjunto ofrece una cobertura natural. En teoría, al caer los precios del crudo afectar la producción, el negocio de refinación obtiene alivio de bajos costos de los insumos".
Dos puntos.
En primer lugar, en su forma más simple, este argumento sólo puede estar equivocado. En una primera aproximación, la combinación de la producción con la refinación de ninguna manera produce un Hedge. El productor de petróleo está de manera natural en posiciones largas (Alguien que ha comprado futuros). La refinería no está ni en posición larga ni corta (Alguien que ha vendido futuros). El refinador tanto compra petróleo crudo y vende productos refinados. El Refinador obtiene el margen entre los dos (Denominado Margen de Refinación, ver post al respecto en nuestra página web). Sumando la exposición de un productor con la exposición de un refinador produce una empresa que todavía tiene la exposición de un productor. No hay cobertura natural allí.
¿Qué quiere decir con "en una primera aproximación 'es que se supone que el precio del crudo y los precios de los productos refinados todos se mueven juntos, uno por uno. Por supuesto, esta hipótesis no se sostiene. Cuando los precios del crudo se mueven, los márgenes de refino a menudo se mueven, también. Pero la relación es complicada, y de ninguna manera puede ser descrita como una cobertura natural. En el mejor, es como dos operaciones distintas dentro de una industria en sentido amplio, que han exhibido algunas correlaciones negativas en el pasado por lo que las ganancias de las dos divisiones parecen cubrirse unos a otros. Si la correlación está realmente allí y si se mantendrá en el futuro es una pregunta muy difícil de resolver.
En segundo lugar, la suposición que los Majors, como productores del Upstream, tienen principalmente productos largos naturales no es correcta. Por supuesto, cada uno de los Majors posee reservas, y, en este sentido, parece que están en posiciones largas. Pero incluso en sus operaciones de exploración, los Majors solo toman un paso a través del Upstream en términos de los recursos naturales. Al igual que sus refinerías compran crudo y venden productos refinados, obteniendo el margen de refinación en el proceso, también lo hacen sus negocios de exploración: compran acceso a reservas subterráneas, las desarrollan y extraen los barriles de crudo, para luego venderlos. En el largo plazo, las operaciones del Upstream no están en posición ni largo ni corto, a excepción de la ventana de tiempo durante el cual se ejecutan en un recurso dado. Los activos reales de los Majors son (i) su IP, (ii) su capital humano, y (iii) su organización. Esto es donde tienen la exposición real.
Curiosamente, la exposición de los Majors en sus reservas es menor que la exposición que al principio pudiera parecer a simple vista. Muchas de estas reservas son un producto de los contratos de producción compartida, a menudo con la compañía petrolera nacional de un país de acogida o de otra entidad estatal en el otro extremo del contrato. Los contratos se han escrito para que la participación del Major sea una función del precio del crudo. Cuando el precio sube, su participación declina, por lo que su exposición final es mucho menos de 1 por cada barril de reservas registradas en sus libros. Los lectores pueden encontrar un estudio a tal efecto por Kretzschmar, Misund y Hatherly en la revista Energy Policy. La versión en papel de trabajo está disponible de forma gratuita en el blog mencionado. Los lectores también pueden ver algunos de los comunicados de prensa de los Majors y la cobertura de prensa al respecto cuando se hacen ajustes a sus reservas debido a las grandes variaciones de los precios del petróleo. Por ejemplo, vea esta cita de Kazajstán Petróleo y Gas semanal, 3:06 AM, 15 de febrero de 2010: Las reservas del 2009 se vieron afectadas por los-precios más altos a través de Contratos de Producción Compartida de Chevron (PSC) que por lo general se mueven en sentido inverso a los precios del petróleo. En 2009 Chevron vio disminución de reservas relacionadas con el PSC en Indonesia y Azerbaiyán, así como una pérdida de 184 millones de barriles relacionadas con el precio de un afiliado en Kazajstán.
Continuará……………………..
Terminemos con un video
Esta rápida revisión de la integración vertical para Chevron sugiere el Downstreaam fue una cobertura de riesgos eficaz en su función del negocio Upstream de Chevron.
Las Unidades de Upstream y Downstream de Chevron están bajo el mismo paraguas corporativo, pero funcionan de forma independiente suficiente para captar claramente diferentes oportunidades de mercado. Es importante destacar que la unidad Downstream tiende a beneficiarse de entornos de mercado que pueden limitar el éxito de la unidad Upstream y viceversa.
La integración vertical de Chevron se extiende más allá de la inversión de la empresa en las refinerías. Chevron está involucrado en una variedad de negocios aguas abajo, midstream y de infraestructura, incluyendo pero no limitado a, tuberías, instalaciones de licuefacción de GNL, comercialización, procesamiento y almacenamiento. Para una compañía del tamaño de Chevron, la integración vertical es probable que sólo sea un componente de su estrategia más amplia para extraer el máximo valor de su cartera Upstream. Por otra parte, la cobertura exclusiva con derivados puede incluso crear riesgo de una empresa tan grande como Chevron.
¿Cómo se puede aplicar esta lección al caso de Petroperú?
Se puede analizar los EEFF de Pluspetrol Norte de los últimos años y los rendimientos esperados (yields de combustibles nuevos y costos incrementales asociados) del Proyecto del PMRT y ver si existe una sinergia importante en esta integración vertical. La volatilidad del precio de crudo y productos refinados ha sido tan alta en los últimos años que la evaluación sería muy significativa para evaluar la conveniencia o no de esta integración.
Asimismo, se debe recordar que incluso en el caso de Chevron con su tamaño y el capital, las grandes decisiones de inversión son un reto. Se requiere un análisis exhaustivo del valor estimado añadido, el riesgo mitigado, y el costo de la entrada. Además, se debe considerar si la propia empresa cuenta con la experiencia para manejar este tipo de inversión. Dicho esto, la integración vertical puede representar una estrategia potencial de cobertura, independientemente de los entornos de los precios en los que opera una empresa. Como los precios del petróleo caen, es posible que las empresas integradas verticalmente, especialmente aquellos con activos remotos o trenzados, puedan capear el temporal mucho mejor que las empresas singularmente enfocados. Incluso las pequeñas empresas de exploración y producción se enfrentan a restricciones y riesgos que pueden ser mitigados a través de inversiones en el Midstream y en el Downstream.
Terminemos con un post de dos profesores universitarios de universidades renombradas y con una posición diferente.
HEDGING CON INTEGRACION VERTICAL – CASO DE COMPAÑIAS PETROLEO
Se ha tomado de internet del blog Betting the Business (http://bettingthebusiness.com/2011/01/25/hedging-with-vertical-integration-oil-company-edition/), de John E. Parsons. Senior Lecturer, Sloan School of Management Head, MBA Finance Track. Executive Director, Center for Energy and Environmental Policy Research. Massachusetts Institute of Technology y de Antonio Mello de la University of Wisconsin.
El post indica que en enero del año 2015 el periódico New York Times discutía sobre la desintegración de las grandes petroleras (Majors) integradas verticalmente, mencionando una serie de argumentos cuestionables a favor de la desintegración. Luego el artículo expresa un contraargumento que es directamente relevante a los temas del blog: "Los ejecutivos sostienen que agrupar las refinerías y exploradores en conjunto ofrece una cobertura natural. En teoría, al caer los precios del crudo afectar la producción, el negocio de refinación obtiene alivio de bajos costos de los insumos".
Dos puntos.
En primer lugar, en su forma más simple, este argumento sólo puede estar equivocado. En una primera aproximación, la combinación de la producción con la refinación de ninguna manera produce un Hedge. El productor de petróleo está de manera natural en posiciones largas (Alguien que ha comprado futuros). La refinería no está ni en posición larga ni corta (Alguien que ha vendido futuros). El refinador tanto compra petróleo crudo y vende productos refinados. El Refinador obtiene el margen entre los dos (Denominado Margen de Refinación, ver post al respecto en nuestra página web). Sumando la exposición de un productor con la exposición de un refinador produce una empresa que todavía tiene la exposición de un productor. No hay cobertura natural allí.
¿Qué quiere decir con "en una primera aproximación 'es que se supone que el precio del crudo y los precios de los productos refinados todos se mueven juntos, uno por uno. Por supuesto, esta hipótesis no se sostiene. Cuando los precios del crudo se mueven, los márgenes de refino a menudo se mueven, también. Pero la relación es complicada, y de ninguna manera puede ser descrita como una cobertura natural. En el mejor, es como dos operaciones distintas dentro de una industria en sentido amplio, que han exhibido algunas correlaciones negativas en el pasado por lo que las ganancias de las dos divisiones parecen cubrirse unos a otros. Si la correlación está realmente allí y si se mantendrá en el futuro es una pregunta muy difícil de resolver.
En segundo lugar, la suposición que los Majors, como productores del Upstream, tienen principalmente productos largos naturales no es correcta. Por supuesto, cada uno de los Majors posee reservas, y, en este sentido, parece que están en posiciones largas. Pero incluso en sus operaciones de exploración, los Majors solo toman un paso a través del Upstream en términos de los recursos naturales. Al igual que sus refinerías compran crudo y venden productos refinados, obteniendo el margen de refinación en el proceso, también lo hacen sus negocios de exploración: compran acceso a reservas subterráneas, las desarrollan y extraen los barriles de crudo, para luego venderlos. En el largo plazo, las operaciones del Upstream no están en posición ni largo ni corto, a excepción de la ventana de tiempo durante el cual se ejecutan en un recurso dado. Los activos reales de los Majors son (i) su IP, (ii) su capital humano, y (iii) su organización. Esto es donde tienen la exposición real.
Curiosamente, la exposición de los Majors en sus reservas es menor que la exposición que al principio pudiera parecer a simple vista. Muchas de estas reservas son un producto de los contratos de producción compartida, a menudo con la compañía petrolera nacional de un país de acogida o de otra entidad estatal en el otro extremo del contrato. Los contratos se han escrito para que la participación del Major sea una función del precio del crudo. Cuando el precio sube, su participación declina, por lo que su exposición final es mucho menos de 1 por cada barril de reservas registradas en sus libros. Los lectores pueden encontrar un estudio a tal efecto por Kretzschmar, Misund y Hatherly en la revista Energy Policy. La versión en papel de trabajo está disponible de forma gratuita en el blog mencionado. Los lectores también pueden ver algunos de los comunicados de prensa de los Majors y la cobertura de prensa al respecto cuando se hacen ajustes a sus reservas debido a las grandes variaciones de los precios del petróleo. Por ejemplo, vea esta cita de Kazajstán Petróleo y Gas semanal, 3:06 AM, 15 de febrero de 2010: Las reservas del 2009 se vieron afectadas por los-precios más altos a través de Contratos de Producción Compartida de Chevron (PSC) que por lo general se mueven en sentido inverso a los precios del petróleo. En 2009 Chevron vio disminución de reservas relacionadas con el PSC en Indonesia y Azerbaiyán, así como una pérdida de 184 millones de barriles relacionadas con el precio de un afiliado en Kazajstán.
Continuará……………………..
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