OSINERGMIN, PETROPERU Y EL MEM BUSCAN CONSULTORES PARA ENTENDER EL MERCADO INTERNACIONAL Y LOCAL DE COMBUSTIBLES EN EL PERU DEL 2016
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
(Ing. Químicos (UNI), M.S. in Ch.E. (U - Wisconsin Madison, U - Ilinois Urbana Champaigne)
LOS HECHOS
En el Perú, desde la dación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, ha regido el libre mercado en todas las actividades de hidrocarburos. Esto ha ocasionado que el downstream peruano se desarrolle con su propia dinámica, no siempre de manera óptima y a veces de manera dramática. Finalmente ha encontrado su propia dinámica, la que ha ido cambiando con el tiempo.
El hecho es que durante el año 2015 hubo una fuerte presión de diversos sectores de la sociedad peruana reclamando a las Refinerías (estatales y privadas) por no haber trasladado a los consumidores peruanos el beneficio de los bajos precios del petróleo crudo y los productos refinados (combustibles y otros).
No está claro si tiene relación con lo anterior, pero entre el último trimestre del 2015 y el primer trimestre del 2016, Petroperú S. A., que es la empresa estatal de petróleo en Perú, Osinergmin que es el regulador de la inversión privada en energía y el Ministerio de Energía y Minas que es el ente normativo en el subsector han salido al mercado a adjudicar directamente, en el caso de Petroperú, y a concursar públicamente en el caso de Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas los siguientes servicios profesionales:
Servicio de Consultoría Especializada, solicitado por Petroperú, para la compra de crudo y productos en el mercado internacional, contratado directamente por aproximadamente 1´000,000 soles (300,000 dólares americanos) a la compañía A. D. Little.
Servicio de Revisión integral de la metodología de cálculo de Precios de Referencia de Combustibles, solicitado por Osinergmin, por 260,000 soles, hasta fines de abril del 2016 aún no había sido adjudicado.
Servicio de Consultoría, solicitada por el ministerio de Energía y minas, para el Análisis de Precios de los Combustibles Líquidos, por 161,000 soles, a mediados de abril 2016 aún no se había adjudicado.
Cabe preguntarse ¿Porque las autoridades peruanas han demostrado en el año 2015 – 2016 un repentino interés en ver cómo marcha el mercado peruano de combustibles?
EL MERCADO NACIONAL DE HIDROCARBUROS (DOWNSTREAM ) Y LA FORMACION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL PERU HASTA 2012
Con la privatización y apertura del sector hidrocarburos, PETROPERU SA (Petroperú) quedo como una empresa refinadora comercializadora en un mercado que se organizó según lo indicaba la Ley Orgánica de Hidrocarburos en el sentido que las actividades y los precios relacionados con petróleo crudo y los productos derivados, se rigen por la oferta y demanda.
Petroperú mantuvo cerca del 50% de la capacidad de refinación y cerca del 50% del mercado nacional de combustibles derivados del petróleo ´y desarrolló una cadena de suministro que le permitió sistema de precios internos basados en los precios de paridad de importación.
Lo que Petroperú y la refinería privada (Refinería La Pampilla) desarrollaron como mercado es el denominado “Commercial Refining”. En este negocio propio de las refinerías sin acceso al crudo propio lo importante es el Margen de Refinación (o Margen de Refino como lo llaman en España). Se recomienda revisar en la web el post Commercial Refining (http://www.ssecoconsulting.com/commercial-refining.html ).
La cadena de suministro fundamental era:
En el Perú, desde la dación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, ha regido el libre mercado en todas las actividades de hidrocarburos. Esto ha ocasionado que el downstream peruano se desarrolle con su propia dinámica, no siempre de manera óptima y a veces de manera dramática. Finalmente ha encontrado su propia dinámica, la que ha ido cambiando con el tiempo.
El hecho es que durante el año 2015 hubo una fuerte presión de diversos sectores de la sociedad peruana reclamando a las Refinerías (estatales y privadas) por no haber trasladado a los consumidores peruanos el beneficio de los bajos precios del petróleo crudo y los productos refinados (combustibles y otros).
No está claro si tiene relación con lo anterior, pero entre el último trimestre del 2015 y el primer trimestre del 2016, Petroperú S. A., que es la empresa estatal de petróleo en Perú, Osinergmin que es el regulador de la inversión privada en energía y el Ministerio de Energía y Minas que es el ente normativo en el subsector han salido al mercado a adjudicar directamente, en el caso de Petroperú, y a concursar públicamente en el caso de Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas los siguientes servicios profesionales:
Servicio de Consultoría Especializada, solicitado por Petroperú, para la compra de crudo y productos en el mercado internacional, contratado directamente por aproximadamente 1´000,000 soles (300,000 dólares americanos) a la compañía A. D. Little.
Servicio de Revisión integral de la metodología de cálculo de Precios de Referencia de Combustibles, solicitado por Osinergmin, por 260,000 soles, hasta fines de abril del 2016 aún no había sido adjudicado.
Servicio de Consultoría, solicitada por el ministerio de Energía y minas, para el Análisis de Precios de los Combustibles Líquidos, por 161,000 soles, a mediados de abril 2016 aún no se había adjudicado.
Cabe preguntarse ¿Porque las autoridades peruanas han demostrado en el año 2015 – 2016 un repentino interés en ver cómo marcha el mercado peruano de combustibles?
EL MERCADO NACIONAL DE HIDROCARBUROS (DOWNSTREAM ) Y LA FORMACION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL PERU HASTA 2012
Con la privatización y apertura del sector hidrocarburos, PETROPERU SA (Petroperú) quedo como una empresa refinadora comercializadora en un mercado que se organizó según lo indicaba la Ley Orgánica de Hidrocarburos en el sentido que las actividades y los precios relacionados con petróleo crudo y los productos derivados, se rigen por la oferta y demanda.
Petroperú mantuvo cerca del 50% de la capacidad de refinación y cerca del 50% del mercado nacional de combustibles derivados del petróleo ´y desarrolló una cadena de suministro que le permitió sistema de precios internos basados en los precios de paridad de importación.
Lo que Petroperú y la refinería privada (Refinería La Pampilla) desarrollaron como mercado es el denominado “Commercial Refining”. En este negocio propio de las refinerías sin acceso al crudo propio lo importante es el Margen de Refinación (o Margen de Refino como lo llaman en España). Se recomienda revisar en la web el post Commercial Refining (http://www.ssecoconsulting.com/commercial-refining.html ).
La cadena de suministro fundamental era:
Petroperú básicamente mantenía su cadena de suministro diferenciada. La adquisición de crudos (locales por contrato a término e importados del mercado spot) y en mucha menor proporción la adquisición de algunos feedstocks (Nafta craqueada y High Octane Gasoline Blend Stock) le permitían refinar y obtener los productos que satisfacían el mercado interno y generaban excedentes exportables de gasolina de bajo octanaje y fuel oils. Además Petroperú transfería productos en proceso para completar la carga de su sistema de refinación (constituido por 4 refinerías siendo la más grande y compleja la Refinería Talara).
Al no haber restricción para la producción de diesel de alto azufre los crudos se escogían fundamentalmente del mercado latinoamericano (Venezuela, Ecuador y en menor escala Colombia), donde existen crudos medianos (no son ni crudos livianos ni crudos pesados) con un relativo alto contenido de azufre.
Los crudos se importaban en buques tipo Panamax (con restricciones de cargamentos cuando cruzaban el Canal de Panamá procedentes de Venezuela).
Los déficits de productos refinados, fundamentalmente diesel de alto azufre y algo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) eran importados como productos terminados en buques del tipo Handy (diesel).
Esto dio como resultado un sistema de refinación simple cuyo suministro se observa claramente en la data de Refinación del Ministerio de Energía y Minas mensual.
Al no haber restricción para la producción de diesel de alto azufre los crudos se escogían fundamentalmente del mercado latinoamericano (Venezuela, Ecuador y en menor escala Colombia), donde existen crudos medianos (no son ni crudos livianos ni crudos pesados) con un relativo alto contenido de azufre.
Los crudos se importaban en buques tipo Panamax (con restricciones de cargamentos cuando cruzaban el Canal de Panamá procedentes de Venezuela).
Los déficits de productos refinados, fundamentalmente diesel de alto azufre y algo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) eran importados como productos terminados en buques del tipo Handy (diesel).
Esto dio como resultado un sistema de refinación simple cuyo suministro se observa claramente en la data de Refinación del Ministerio de Energía y Minas mensual.
Se observa que no se cargaban productos refinados como alimentación a las refinerías.
La Política de Precios que implantó Petroperú a finales de la década de 1990 fue la de los Precios de Paridad de Importación. (Ver Precios de Paridad de Importación en esta web http://www.ssecoconsulting.com/los-precios-de-los-combustibles.html ).
Al ser el mercado peruano de combustibles un duopolio en la práctica, el refinador privado necesariamente siguió la política de precios de Petroperú, aunque fue notorio su malestar cuando de manera unilateral Petroperú incumplía su propia política retrasando los precios por alguna circunstancia política (por ejemplo la crisis de final del 2000 con la caída del gobierno de aquel entonces).
En esencia las refinerías ganaban dinero con el margen de refinación de las refinerías que consideraba precios de combustibles internos a paridad de importación y precios de excedentes de refinación a paridad de exportación. El nivel de carga de las refinerías, sobre todo la privada estaba determinado por la maximización de la producción de turbo y del valor relativo de los precios de los productos exportables. Siempre buscaron maximizar el margen de refinación.
Los déficits, relativamente pequeños, de diesel 2 de alto azufre se importaban a paridad de importación y se vendía localmente a dicho precio (que era el mismo para el diesel localmente refinado) y que incluía el descuento para el distribuidor mayorista evitando que algún mayorista local se interesara en importar. Esto porque conceptualmente se vendía a un precio sin margen para el importador. El mercado peruano no pagaba premio por la calidad del diesel...
La implantación del Gas de Camisea, al aportar al mercado interno básicamente GLP, no alteró este esquema de precios y márgenes de refinación y de falta de importación por distribuidores mayoristas. (Para detalles sobre el precio del GLP ver nuestro post http://www.ssecoconsulting.com/glp-una-mirada-en-el-peruacute.html )
El año 2003 se inició la escalada de precios y ese mismo año se encargó a Osinergmin calcular los precios de referencia y la formación de precios en el Perú quedó según se muestra a continuación (Tomado de presentación Osinergmin de internet http://www.bcrp.gob.pe/docs/Proyeccion-Institucional/Seminarios/Conferencia-03-2006/Conf_0603_Bendezu_Gallardo_Vasquez_combustibles-.pdf ).
La Política de Precios que implantó Petroperú a finales de la década de 1990 fue la de los Precios de Paridad de Importación. (Ver Precios de Paridad de Importación en esta web http://www.ssecoconsulting.com/los-precios-de-los-combustibles.html ).
Al ser el mercado peruano de combustibles un duopolio en la práctica, el refinador privado necesariamente siguió la política de precios de Petroperú, aunque fue notorio su malestar cuando de manera unilateral Petroperú incumplía su propia política retrasando los precios por alguna circunstancia política (por ejemplo la crisis de final del 2000 con la caída del gobierno de aquel entonces).
En esencia las refinerías ganaban dinero con el margen de refinación de las refinerías que consideraba precios de combustibles internos a paridad de importación y precios de excedentes de refinación a paridad de exportación. El nivel de carga de las refinerías, sobre todo la privada estaba determinado por la maximización de la producción de turbo y del valor relativo de los precios de los productos exportables. Siempre buscaron maximizar el margen de refinación.
Los déficits, relativamente pequeños, de diesel 2 de alto azufre se importaban a paridad de importación y se vendía localmente a dicho precio (que era el mismo para el diesel localmente refinado) y que incluía el descuento para el distribuidor mayorista evitando que algún mayorista local se interesara en importar. Esto porque conceptualmente se vendía a un precio sin margen para el importador. El mercado peruano no pagaba premio por la calidad del diesel...
La implantación del Gas de Camisea, al aportar al mercado interno básicamente GLP, no alteró este esquema de precios y márgenes de refinación y de falta de importación por distribuidores mayoristas. (Para detalles sobre el precio del GLP ver nuestro post http://www.ssecoconsulting.com/glp-una-mirada-en-el-peruacute.html )
El año 2003 se inició la escalada de precios y ese mismo año se encargó a Osinergmin calcular los precios de referencia y la formación de precios en el Perú quedó según se muestra a continuación (Tomado de presentación Osinergmin de internet http://www.bcrp.gob.pe/docs/Proyeccion-Institucional/Seminarios/Conferencia-03-2006/Conf_0603_Bendezu_Gallardo_Vasquez_combustibles-.pdf ).
El año 2004, el Gobierno del Perú creó mediante el Decreto de Urgencia No 010 el “Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo.
En este sistema la DGH determina un precio máximo y un precio mínimo dentro de los cuales podían flotar libremente los precios de los combustibles. Estos precios están vinculados al precio de referencia PPI (precio de paridad de importación) publicado por el OSINERG.
La regla de estabilización implica la intervención en el mercado cuando el PPI sale de dichas bandas. Cuando el PPI se sitúe debajo de la banda (precio mínimo), la zona se denomina “Franja de Aportación” en la cual el productor, en su primera venta, cobra una prima que debe ser incluida de manera separada en el respectivo comprobante de pago y la traslada como aporte al Fondo.
En caso inverso, cuando el PPI se sitúe sobre la banda (precio máximo), la zona se llama “Franja de Compensación” en la cual el productor, en su primera venta, incluye un descuento que debe ser consignado en forma separada en el respectivo comprobante de pago y se deduce del Fondo como un subsidio.
El Fondo actúa según
En este sistema la DGH determina un precio máximo y un precio mínimo dentro de los cuales podían flotar libremente los precios de los combustibles. Estos precios están vinculados al precio de referencia PPI (precio de paridad de importación) publicado por el OSINERG.
La regla de estabilización implica la intervención en el mercado cuando el PPI sale de dichas bandas. Cuando el PPI se sitúe debajo de la banda (precio mínimo), la zona se denomina “Franja de Aportación” en la cual el productor, en su primera venta, cobra una prima que debe ser incluida de manera separada en el respectivo comprobante de pago y la traslada como aporte al Fondo.
En caso inverso, cuando el PPI se sitúe sobre la banda (precio máximo), la zona se llama “Franja de Compensación” en la cual el productor, en su primera venta, incluye un descuento que debe ser consignado en forma separada en el respectivo comprobante de pago y se deduce del Fondo como un subsidio.
El Fondo actúa según
El Fondo le sirvió al país durante el quinquenio 2006 -2011 (sobre todo en la escalada de precios internacionales del petróleo crudo durante el 2007-2008), pero ahondar en él es irrelevante para el presente análisis (aun cuando Osinergmin no lo considera de esta manera).
Existieron dos cambios del entorno adicionales en el período 2003. 2012.
Mediante Ley N° 28054, Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles, se introduce el consumo de biocombustibles (Diesel BX y gasoholes) en el Perú. Mediante Decreto Supremo Nº 021-2007-EM Reglamento de Comercialización de Biocombustibles, se regula su comercialización y empleo en el Perú.
Desde el año 2011 en todo el país se consume diesel B5 (95% de diesel y 5% de Biodiesel B-100).
Por deficiencia en la calidad del biodiesel manufacturado en el Perú el mayor efecto de esta Ley ha sido incorporar en más de 5,000 barriles por día un componente importado en la manufactura del diesel en el Perú (El Biodiesel B-100 se ha convertido en otro feedstock importado para las refinerías)
La Ley Nº 28694 (26.03.2006) regula el contenido del azufre en el diesel. Se estableció inicialmente el año 2010, como el año en el que estaría vigente a nivel nacional el diesel de 50 ppm azufre.
Antes del 2010, se estableció por Decreto Supremo que inicialmente Lima y Callao iban a consumir el diesel con 50 ppm de Azufre. Luego el año 2012 se amplió su uso a otras zonas del Perú y en la actualidad se cuenta con diesel de 50 ppm S en Lima-Callao, Arequipa, Cusco, Puno y Madre de Dios.
Esta norma ha tenido un profundo impacto en la economía de refinación de las refinerías peruanas como se muestra a continuación.
CAMBIO EN EL DOWNSTERAM DEL PERU Y EL COMPORTAMIENTO DE LAS REFINERIAS PERUANAS CON RELACION A LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES DURANTE EL GOBIERNO DE HUMALA
El gobierno de Humala ha realizado diversas acciones en el sub sector de hidrocarburos líquidos que han tenido un fuerte impacto en las economías de las refinerías peruanas y que explican el desconcierto actual del gobierno peruano, lo que se manifiesta en los pedidos de consultoría que se están comentando.
En primer lugar ambas empresas refinadoras Petroperú SA y Refinería La Pampilla SA están en el proceso de adecuación de sus instalaciones (Refinería Talara y Refinería La Pampilla) a la normativa vigente respecto a la calidad del diesel.
Petroperú y La Pampilla llevan a cabo fuertes inversiones (3,200 millones de dólares Petroperú y 1,400 millones de dólares Refinería La Pampilla), lo que les obliga a maximizar sus utilidades operativas (lo que es lo mismo que optimizar su margen de refinación).
En el Perú las refinerías mantienen como inventario en conjunto más de 7 millones de barriles de petróleo crudo y productos refinados cuya valorización sigue la de los precios internacionales (caso crudo) y el precio local (precio paridad). Cualquier aumento en el precio del crudo ocasiona un aumento en las utilidades de las refinerías por cambio de precio de los inventarios.
Las disminuciones en el precio del crudo y productos refinados impactan en la medida en que las refinerías sigan o no los precios de paridad. De seguirlos, según indica la política de Petroperú causarían pérdidas contables a las refinería (que se vuelven pérdidas reales cunado realizan los producto refinados).
El precio del petróleo crudo se comportó en los últimos 4 años según se muestra. (Recordar que en el largo plazo el crudo y los productos refinados siguen la misma tendencia).
Existieron dos cambios del entorno adicionales en el período 2003. 2012.
Mediante Ley N° 28054, Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles, se introduce el consumo de biocombustibles (Diesel BX y gasoholes) en el Perú. Mediante Decreto Supremo Nº 021-2007-EM Reglamento de Comercialización de Biocombustibles, se regula su comercialización y empleo en el Perú.
Desde el año 2011 en todo el país se consume diesel B5 (95% de diesel y 5% de Biodiesel B-100).
Por deficiencia en la calidad del biodiesel manufacturado en el Perú el mayor efecto de esta Ley ha sido incorporar en más de 5,000 barriles por día un componente importado en la manufactura del diesel en el Perú (El Biodiesel B-100 se ha convertido en otro feedstock importado para las refinerías)
La Ley Nº 28694 (26.03.2006) regula el contenido del azufre en el diesel. Se estableció inicialmente el año 2010, como el año en el que estaría vigente a nivel nacional el diesel de 50 ppm azufre.
Antes del 2010, se estableció por Decreto Supremo que inicialmente Lima y Callao iban a consumir el diesel con 50 ppm de Azufre. Luego el año 2012 se amplió su uso a otras zonas del Perú y en la actualidad se cuenta con diesel de 50 ppm S en Lima-Callao, Arequipa, Cusco, Puno y Madre de Dios.
Esta norma ha tenido un profundo impacto en la economía de refinación de las refinerías peruanas como se muestra a continuación.
CAMBIO EN EL DOWNSTERAM DEL PERU Y EL COMPORTAMIENTO DE LAS REFINERIAS PERUANAS CON RELACION A LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES DURANTE EL GOBIERNO DE HUMALA
El gobierno de Humala ha realizado diversas acciones en el sub sector de hidrocarburos líquidos que han tenido un fuerte impacto en las economías de las refinerías peruanas y que explican el desconcierto actual del gobierno peruano, lo que se manifiesta en los pedidos de consultoría que se están comentando.
En primer lugar ambas empresas refinadoras Petroperú SA y Refinería La Pampilla SA están en el proceso de adecuación de sus instalaciones (Refinería Talara y Refinería La Pampilla) a la normativa vigente respecto a la calidad del diesel.
Petroperú y La Pampilla llevan a cabo fuertes inversiones (3,200 millones de dólares Petroperú y 1,400 millones de dólares Refinería La Pampilla), lo que les obliga a maximizar sus utilidades operativas (lo que es lo mismo que optimizar su margen de refinación).
En el Perú las refinerías mantienen como inventario en conjunto más de 7 millones de barriles de petróleo crudo y productos refinados cuya valorización sigue la de los precios internacionales (caso crudo) y el precio local (precio paridad). Cualquier aumento en el precio del crudo ocasiona un aumento en las utilidades de las refinerías por cambio de precio de los inventarios.
Las disminuciones en el precio del crudo y productos refinados impactan en la medida en que las refinerías sigan o no los precios de paridad. De seguirlos, según indica la política de Petroperú causarían pérdidas contables a las refinería (que se vuelven pérdidas reales cunado realizan los producto refinados).
El precio del petróleo crudo se comportó en los últimos 4 años según se muestra. (Recordar que en el largo plazo el crudo y los productos refinados siguen la misma tendencia).
Se observa el fuerte descenso del año 2014 que llevaron a grandes pérdidas para las refinerías peruanas. En palabras del Presidente del Directorio de Refinería La Pampilla (http://www.bvl.com.pe/inf_corporativa52105_UkVMQVBBQzE.html) “Respecto de los precios de los crudos marcadores, la desvalorización del precio del crudo Brent a mediados de 2014 fue de 51%, de un máximo de 115.32 USD/Bl en junio hasta la disminución al cierre del período de 54.98 USD/Bl. Esta depreciación finalmente se refleja en la desvalorización de inventarios, que afectó nuestros resultados. De igual manera, la evolución del marcador WTI (West Texas Intermediate) ha presentado una tendencia a la baja, acercándose al valor del crudo Brent, como ocurría antes de 2011.”
Otro hecho, aún más importante, fue el hecho que el Gobierno de Humala decidió ampliar las regiones sujetas al diesel de bajo azufre.
En una presentación de Refinería La Pampilla, esta reclama por las medidas de ampliación del área de empleo del diesel de 50 ppm de azufre, tal como se observa a continuación (Junta General Accionistas setiembre 2015):
Otro hecho, aún más importante, fue el hecho que el Gobierno de Humala decidió ampliar las regiones sujetas al diesel de bajo azufre.
En una presentación de Refinería La Pampilla, esta reclama por las medidas de ampliación del área de empleo del diesel de 50 ppm de azufre, tal como se observa a continuación (Junta General Accionistas setiembre 2015):
La Ley de diesel con bajo azufre tiene un profundo impacto en la Economía de Refinación de las Commercial Refineries en Perú, mientras estas no completen sus inversiones comprometidas.
En primer lugar el incremento del área de uso obligatorio de diesel de bajo azufre trae como consecuencia inmediata la disminución del crudo a ser cargado en la refinería (Ceteris Paribus) y su reemplazo parcial por Diesel ULSD. Esto porque es necesario ingresar como feedstock al USLD para corregir el azufre del diesel producido localmente.
De esta manera se pierde inmediatamente margen de refinación y cambia radicalmente la manera como están haciendo negocios las Commercial Refineries del Perú.
Esto se ve en la figura adjunta preparada por Refinería la Pampilla y entregada a sus accionistas, donde se observa que para atender el mercado interno Refinería La Pampilla debía importar, diesel USLD, gasolinas de alto octanaje, y biocombustibles.
En primer lugar el incremento del área de uso obligatorio de diesel de bajo azufre trae como consecuencia inmediata la disminución del crudo a ser cargado en la refinería (Ceteris Paribus) y su reemplazo parcial por Diesel ULSD. Esto porque es necesario ingresar como feedstock al USLD para corregir el azufre del diesel producido localmente.
De esta manera se pierde inmediatamente margen de refinación y cambia radicalmente la manera como están haciendo negocios las Commercial Refineries del Perú.
Esto se ve en la figura adjunta preparada por Refinería la Pampilla y entregada a sus accionistas, donde se observa que para atender el mercado interno Refinería La Pampilla debía importar, diesel USLD, gasolinas de alto octanaje, y biocombustibles.
La realidad de que las cargas de las refinerías peruanas incluyen tanto crudo como feedstocks se confirma si se observa las cargas a las refinerías de un mes cualquiera según reporta la DGH del MEM.
Hay que tener en cuenta que las cargas incluyen componentes de gasolina de alto octanaje que son necesariamente importados, debido a que la baja complejidad de las refinerías actuales no permiten transformar las gasolinas de bajo octanaje en gasolinas de alto octanaje.
Esto contribuye a disminuir aún más el margen de refinación ya que se requieren gasolinas de alto octano que no proceden del crudo que se refina sino que se importa como feedstock y al disminuir la carga de crudo aumenta relativamente la cantidad de componentes importados. Estos componentes son más caros que los combustibles terminados y agravan la reducción del margen de refinación.
El empleo del biodiesel de manera obligatoria, que era un problema menor hasta el 2012, ahora es un componente que agrava la reducción del margen de refinación ya que aumenta el volumen de feedstocks que no proviene del petróleo crudo refinado por las Refinerías Peruanas.
Se presenta un reporte de la DGH con carga a las refinerías peruanas el mes de enero de 2016, donde se observa que para un mercado de 241.4 miles de barriles por día se tuvo una carga de crudo y feedstocks 214.66 (89%del mercado) miles de barriles por día sólo 139.71 (65%) miles de barriles correspondieron a crudo y las cargas de feedstocks a refinerías fueron de 74.95 MBD (35% de la carga de crudo) incluyeron Diesel ULSD y HOGBS, además de condensado de Camisea y otros feeedstock.
Estos números se comparan con los de enero del año 2012 en que para un mercado de 190.83 miles de barriles por día se tuvo una carga de 195.82 miles de barriles por día de crudo y feedstocks (http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/estadistica%202011/Cargas.pdf) (102% del mercado), mientras que las cargas de crudo fueron de 143.5 MBD (73%) y los feestocks fueron de 52.3 MBD (27%%).
Se muestra la carga a Refinerías según el MEM de enero del 2016
Hay que tener en cuenta que las cargas incluyen componentes de gasolina de alto octanaje que son necesariamente importados, debido a que la baja complejidad de las refinerías actuales no permiten transformar las gasolinas de bajo octanaje en gasolinas de alto octanaje.
Esto contribuye a disminuir aún más el margen de refinación ya que se requieren gasolinas de alto octano que no proceden del crudo que se refina sino que se importa como feedstock y al disminuir la carga de crudo aumenta relativamente la cantidad de componentes importados. Estos componentes son más caros que los combustibles terminados y agravan la reducción del margen de refinación.
El empleo del biodiesel de manera obligatoria, que era un problema menor hasta el 2012, ahora es un componente que agrava la reducción del margen de refinación ya que aumenta el volumen de feedstocks que no proviene del petróleo crudo refinado por las Refinerías Peruanas.
Se presenta un reporte de la DGH con carga a las refinerías peruanas el mes de enero de 2016, donde se observa que para un mercado de 241.4 miles de barriles por día se tuvo una carga de crudo y feedstocks 214.66 (89%del mercado) miles de barriles por día sólo 139.71 (65%) miles de barriles correspondieron a crudo y las cargas de feedstocks a refinerías fueron de 74.95 MBD (35% de la carga de crudo) incluyeron Diesel ULSD y HOGBS, además de condensado de Camisea y otros feeedstock.
Estos números se comparan con los de enero del año 2012 en que para un mercado de 190.83 miles de barriles por día se tuvo una carga de 195.82 miles de barriles por día de crudo y feedstocks (http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/estadistica%202011/Cargas.pdf) (102% del mercado), mientras que las cargas de crudo fueron de 143.5 MBD (73%) y los feestocks fueron de 52.3 MBD (27%%).
Se muestra la carga a Refinerías según el MEM de enero del 2016
PROBLEMA PLANTEADO POR EL ESTADO
Se puede analizar los requerimientos del Estado a partir de sus solicitudes de consultoría (Petroperú, Ministerio de Energía y Minas, Osinergmin).
Petroperú S.A.
Petroperú está buscando el año 2016 que una empresa especializada identifique por ella los key levers que le permitan optimizar su cadena de suministro de crudo y productos, proponga nuevas estrategias de suministro para la configuración de 2016 y la futura configuración de la Refinería Talara; proponga medidas específicas para la optimización de su cadena de suministro: la manera de planificar y efectuar el seguimiento a las compras, definir responsabilidades en la toma de decisiones en los procesos de compra, especificaciones de crudos y productos, evaluación y selección de crudo y productos, herramientas para evaluación de crudos, preciación de crudo y productos, gestión de inventario y riesgo, contrato a término vs spot, compras por oportunidad, etc.
En resumen Petroperú se ha declarado incapaz de entender el mercado internacional de hidrocarburos del año 2016, dejando de lado una experiencia de más de 25 años en que pudo ser un refinador (sin upstream) realmente eficiente precisamente por el manejo de su cadena de suministro (Esto amerita un próximo post al respecto).
Ministerio de Energía y Minas
El Ministerio de Energía y Minas, por su lado busca un consultor que efectúe un análisis de los precios en el mercado de los combustibles líquidos en el Perú debiendo el análisis incluir:
Diagnóstico de la evolución del precio internacional del petróleo (empleando como marcadores el WTI y el Brent) y la evolución de los precios de los productos refinados derivados del petróleo (teniendo en cuenta la mejor opción entre los marcadores que más se aproximen a las especificaciones comerciales de los principales combustibles de venta en el país, entre los cuales podría considerar los marcadores dispuestos en la Resolución Directoral N° 122-206-EM-DGH y modificatorias; y para la procedencia de estos marcadores se deberá utilizar la mejor opción entre los mercados relevantes más líquidos, altamente transables y transparentes, del mismo modo podría considerar el actual mercado relevante, dispuesto en el numeral 3.1 del artículo 3 del “Procedimiento para el Cálculo de los Precios de Referencia de los Combustibles Derivados del Petróleo”, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 136-2011-OS/CD). También se requiere proyectar los precios hasta el año 2020.
Analizar el impacto de la volatilidad internacional de los precios sobre la economía doméstica, tanto a nivel microeconómico como macroeconómico.
Nota Llama la atención que se solicite evaluar la volatilidad cuando es público que el mundo se encuentra en una etapa de precios bajos (Ver Global Implications of Lower Oil Prices en youtube https://www.youtube.com/watch?v=lX1jn_ViAgw ).
Se puede analizar los requerimientos del Estado a partir de sus solicitudes de consultoría (Petroperú, Ministerio de Energía y Minas, Osinergmin).
Petroperú S.A.
Petroperú está buscando el año 2016 que una empresa especializada identifique por ella los key levers que le permitan optimizar su cadena de suministro de crudo y productos, proponga nuevas estrategias de suministro para la configuración de 2016 y la futura configuración de la Refinería Talara; proponga medidas específicas para la optimización de su cadena de suministro: la manera de planificar y efectuar el seguimiento a las compras, definir responsabilidades en la toma de decisiones en los procesos de compra, especificaciones de crudos y productos, evaluación y selección de crudo y productos, herramientas para evaluación de crudos, preciación de crudo y productos, gestión de inventario y riesgo, contrato a término vs spot, compras por oportunidad, etc.
En resumen Petroperú se ha declarado incapaz de entender el mercado internacional de hidrocarburos del año 2016, dejando de lado una experiencia de más de 25 años en que pudo ser un refinador (sin upstream) realmente eficiente precisamente por el manejo de su cadena de suministro (Esto amerita un próximo post al respecto).
Ministerio de Energía y Minas
El Ministerio de Energía y Minas, por su lado busca un consultor que efectúe un análisis de los precios en el mercado de los combustibles líquidos en el Perú debiendo el análisis incluir:
Diagnóstico de la evolución del precio internacional del petróleo (empleando como marcadores el WTI y el Brent) y la evolución de los precios de los productos refinados derivados del petróleo (teniendo en cuenta la mejor opción entre los marcadores que más se aproximen a las especificaciones comerciales de los principales combustibles de venta en el país, entre los cuales podría considerar los marcadores dispuestos en la Resolución Directoral N° 122-206-EM-DGH y modificatorias; y para la procedencia de estos marcadores se deberá utilizar la mejor opción entre los mercados relevantes más líquidos, altamente transables y transparentes, del mismo modo podría considerar el actual mercado relevante, dispuesto en el numeral 3.1 del artículo 3 del “Procedimiento para el Cálculo de los Precios de Referencia de los Combustibles Derivados del Petróleo”, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 136-2011-OS/CD). También se requiere proyectar los precios hasta el año 2020.
Analizar el impacto de la volatilidad internacional de los precios sobre la economía doméstica, tanto a nivel microeconómico como macroeconómico.
Nota Llama la atención que se solicite evaluar la volatilidad cuando es público que el mundo se encuentra en una etapa de precios bajos (Ver Global Implications of Lower Oil Prices en youtube https://www.youtube.com/watch?v=lX1jn_ViAgw ).
Describir la Cadena de los Combustibles Líquidos en el mercado peruano.
Analizar la estructura de los precios de los combustibles líquidos en el mercado doméstico, contemplando la evolución de los diferentes precios (lista, ex planta y consumidor final), tanto a nivel nacional como por departamentos.
Analizar la evolución de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo (DS-007-2003-EM).
Analizar los lineamientos para la determinación de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo según:
Analizar si los marcadores actuales (RD-122-2006-EM-DGH) y modificatorias aún son líquidos, transables y transparentes y de ser el caso proponer marcadores relevantes para gasolinas de uso automotor, gasoholes de uso automotor, diesel 2, diesel BX, turbo, Gas Licuado de Petróleo (GLP), petróleos industriales.
Evaluar si los mercados relevantes contemplados en la normativa vigente continúan siendo relevantes con cotizaciones públicas y transparentes.
Analizar si las fuentes de información vigentes para los precios de referencia continúan siendo regulares y periódicas, de reconocido prestigio y accesibles. Para el B-100 comparar las publicaciones Platts, ICIS y el Chicago Mercantile Exchange (CME).
Analizar y cuantificar los efectos del antidumping por el B-100 sobre el cálculo de paridad internacional.
Evaluar la ampliación de la base promedio de 10 últimas cotizaciones para amortiguar el efecto de la volatilidad de los precios de los combustibles.
En resumen el MEM desconfía del sistema de cálculo y seguimiento de los precios de referencia que el mismo implantó, sobre la base de los estudios y política de precios de Petroperú en la década de 1990.
OSINERGMIN
Finalmente OSINERGMIN, está buscando un consultor que efectúe una Revisión Integral de la Metodología de Cálculo de Precios de Referencia de Combustibles.
Osinergmin si ha explicitado cual es el problema que afronta. Así Osinergmin razona que dada la coyuntura del año 2015, en la que el precio del petróleo bajó a su nivel más bajo en muchos años, y que esto no se reflejó en la misma magnitud en los precios de los combustibles en el Perú y dado que la metodología de cálculo de los precios de referencia que aplica Osinergmin data desde los inicios de los precios de referencia, es pertinente realizar una revisión de los factores de cálculo que intervienen en la metodología con la finalidad de actualizarlos a las nuevas condiciones de mercado.
Para realizar dicha actualización Osinergmin requiere: Realizar un diagnóstico de la situación actual de los precios de combustibles en el mercado local.; Revisar los criterios técnicos y supuestos empleados en el cálculo de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo.; Analizar el estudio del año 2003 que sirvió de base para el establecimiento del sistema de cálculo de precios de referencia; Comparar la nueva metodología con la formación de precios en Colombia, Chile Uruguay y Brasil; Desarrollar un modelo Excel para el cálculo de los precios de referencia.
Este trabajo permitirá al público en general contar con precios de referencia de combustibles que reflejen mejor las tendencias de internacionales del mercado de combustibles en el contexto en que se evalúa y asimismo la situación del mercado peruano de combustibles.
Osinergmin requiere entre otros detalles técnicos: La revisión de la estructura de los precios de referencia de importación y exportación, revisión de los mercados de referencia y los marcadores seleccionados, revisión de la metodología de cálculo de los ajustes de calidad; revisión metodología cálculo de fletes marinos, seguros, gastos de importación, derechos ad valoren, gastos de almacenamiento, e identificación d otros costos de importación. Se observa que para Osinergmin el problema es de actualizar la metodología, no intenta preguntarse si la metodología es la correcta.
También, entre otros, requiere que se realice un diagnóstico de la situación actual de los precios de los combustibles en el mercado local, revisar los criterios empelados en los precios de referencia y evaluar el estudio del año 2003.
Una observación inicial es que el estado está desconcertado con lo que ocurre en el mercado peruano de combustibles, esto a pesar de nombrar la totalidad del Directorio de Petroperú quien tiene un marketshare en el mercado de hidrocarburos líquidos cercano al 50%.
QUE HA CAMBIADO EN EL MERCADO INTERNACIONAL DE PETROLEO Y EN EL MERCADO PERUANO DE COMBUSTIBLES ENTRE EL 2004 Y EL 2016.
Entre el año 2003 y el 2016 el mundo del petróleo ha cambiado radicalmente, ya la OPEP no tiene el peso de hace 13 años, los precios aun estando bajos son casi el doble que los del 2003, ha ocurrido la revolución del shale gas y el shale oil, el gas natural va rumbo a ser un commoditie.
En el Perú los cambios no son menos radicales, la demanda de combustible ha crecido en casi 100 mil barriles por día. Las refinerías peruanas están invirtiendo de manera impensada hace trece años para adecuarse a la legislación ambiental.
Pero lo relevante para el análisis es que Petroperú trato de alejarse de su política de alinear los precios internos a los precios de paridad de importación. Inicialmente fue con el diesel y luego pasaron a hacerlo de manera muy fuerte con los gasoholes.
Lo que hizo Petroperú el año 2015 fue no pasar los descuentos del precio de los gasoholes al público quedándose con un sobre margen (ver nuestros post http://www.ssecoconsulting.com/las-rebajas-de-los-precios-de-las-gasolinas-durante-2015.htmls y http://www.ssecoconsulting.com/maacutes-sobre-el-precio-de-las-gasolinas-diciembre-2014-diciembre-2015.html).
Entre las razones se puede tener: el deseo de no tener pérdidas por desvalorización de inventarios (año 2015), el querer tener ingresos adicionales para financiar inversiones, el ganar dinero con los productos importados etc.
La razón fundamental, al entender de los autores, es el cambio en la formación del margen de las refinerías peruanas. Así entre el año 1996 (año de la privatización de la Refinería La Pampilla) Petroperú mantuvo una política de precios que hacía que el precio en Callao sea igual al Precio de Paridad de Importación del combustible. Este precio incluía un margen comercial igual al máximo descuento a los distribuidores mayoristas locales.
Esta política de precios trajo como consecuencia que los mayoristas locales no encontraran incentivo en importar, ya que teóricamente su margen sería cero. Petroperú ganaba e el margen de refinación del crudo y como importaba volúmenes no muy grandes estaba satisfecha. La Refinería privada importaba menores volúmenes que Petroperú y así funcionó el sistema.
Este es el sistema que se estudió el 2003 y funcionó hasta el 2011. Solo ENAP con su socio Primax hacían importaciones de diesel y gasolina 90 aprovechando el sistema logístico chileno de importación de diesel ULSD y exportación de excedentes de gasolina 90. Esto se acabó con el retiro de ENAP del Perú.
En el nuevo esquema, la implantación del diesel de bajo azufre, redujo inicialmente las cargas de crudo de las refinerías (especialmente de la privada) con lo que su ingreso por margen de refinación disminuyó. El turbo dejó de ser considerado un diesel para efectos de cotizar a LAN (Mayor comprador peruano de turbo) y se volvió más importante como componente de bajo contenido azufre del pool de diesel. Con esto los precios de Turbo para aerolíneas se incrementaron y un importador Distribuidor Mayorista Purebiofuels (con producto de BP) logró el contrato con LAN.
Al mismo tiempo, al mantener el precio del diesel B5 por encima de la paridad Purebiofuels ha logrado posicionarse como un importador de bajo precio y ha tomado una pequeña fracción del mercado de diesel B5.
Esta situación no es permanente. Refinería La Pampilla iniciará su producción de diesel de bajo azufre este año 2016 y podrá volver a comprar crudos medianos de alto azufre con lo que recuperará su margen de refinación y será más competitivo que Petroperú hasta que esta no complete su modernización.
¿Qué pasará con las importaciones de Purebiofuels y otros mayoristas? Esto dependerá del margen comercial (no descuento mayorista) que decida colocar Petroperú a sus productos y feedstocks que deberá importar hasta que complete el PMRT. Esto dependerá de lo que decida el nuevo gobierno que es su propietario
CONCLUSION
Diversas entidades gubernamentales han decido gastar varios cientos de miles de dólares en consultorías tratando de entender lo que pasa en el mercado peruano de combustibles. El Estado no ha llegado a entender claramente que estamos en un periodo de transición en el mercado peruano de combustibles, donde se dejó en libertad a Petroperú para que relaje el cumplimiento de su política de precios y esta lo hizo (por las razones explicadas) y esto trajo el desconcierto delas autoridades estatales.
Finalmente, en este momento no es bueno salir a evaluar el mercado cuando está en plena transición, lo que hay que estudiar es como serán las reglas del downstream peruano una vez completadas las inversiones de las refinerías.
Las autoridades estatales deben entender que deben entender lo que ocurre en el downstream peruano y no tratar de dirigir dicho comportamiento (del downstream) con fórmulas matemáticas.
Salvo mejor opinión.
Analizar la estructura de los precios de los combustibles líquidos en el mercado doméstico, contemplando la evolución de los diferentes precios (lista, ex planta y consumidor final), tanto a nivel nacional como por departamentos.
Analizar la evolución de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo (DS-007-2003-EM).
Analizar los lineamientos para la determinación de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo según:
Analizar si los marcadores actuales (RD-122-2006-EM-DGH) y modificatorias aún son líquidos, transables y transparentes y de ser el caso proponer marcadores relevantes para gasolinas de uso automotor, gasoholes de uso automotor, diesel 2, diesel BX, turbo, Gas Licuado de Petróleo (GLP), petróleos industriales.
Evaluar si los mercados relevantes contemplados en la normativa vigente continúan siendo relevantes con cotizaciones públicas y transparentes.
Analizar si las fuentes de información vigentes para los precios de referencia continúan siendo regulares y periódicas, de reconocido prestigio y accesibles. Para el B-100 comparar las publicaciones Platts, ICIS y el Chicago Mercantile Exchange (CME).
Analizar y cuantificar los efectos del antidumping por el B-100 sobre el cálculo de paridad internacional.
Evaluar la ampliación de la base promedio de 10 últimas cotizaciones para amortiguar el efecto de la volatilidad de los precios de los combustibles.
En resumen el MEM desconfía del sistema de cálculo y seguimiento de los precios de referencia que el mismo implantó, sobre la base de los estudios y política de precios de Petroperú en la década de 1990.
OSINERGMIN
Finalmente OSINERGMIN, está buscando un consultor que efectúe una Revisión Integral de la Metodología de Cálculo de Precios de Referencia de Combustibles.
Osinergmin si ha explicitado cual es el problema que afronta. Así Osinergmin razona que dada la coyuntura del año 2015, en la que el precio del petróleo bajó a su nivel más bajo en muchos años, y que esto no se reflejó en la misma magnitud en los precios de los combustibles en el Perú y dado que la metodología de cálculo de los precios de referencia que aplica Osinergmin data desde los inicios de los precios de referencia, es pertinente realizar una revisión de los factores de cálculo que intervienen en la metodología con la finalidad de actualizarlos a las nuevas condiciones de mercado.
Para realizar dicha actualización Osinergmin requiere: Realizar un diagnóstico de la situación actual de los precios de combustibles en el mercado local.; Revisar los criterios técnicos y supuestos empleados en el cálculo de los precios de referencia de los combustibles derivados del petróleo.; Analizar el estudio del año 2003 que sirvió de base para el establecimiento del sistema de cálculo de precios de referencia; Comparar la nueva metodología con la formación de precios en Colombia, Chile Uruguay y Brasil; Desarrollar un modelo Excel para el cálculo de los precios de referencia.
Este trabajo permitirá al público en general contar con precios de referencia de combustibles que reflejen mejor las tendencias de internacionales del mercado de combustibles en el contexto en que se evalúa y asimismo la situación del mercado peruano de combustibles.
Osinergmin requiere entre otros detalles técnicos: La revisión de la estructura de los precios de referencia de importación y exportación, revisión de los mercados de referencia y los marcadores seleccionados, revisión de la metodología de cálculo de los ajustes de calidad; revisión metodología cálculo de fletes marinos, seguros, gastos de importación, derechos ad valoren, gastos de almacenamiento, e identificación d otros costos de importación. Se observa que para Osinergmin el problema es de actualizar la metodología, no intenta preguntarse si la metodología es la correcta.
También, entre otros, requiere que se realice un diagnóstico de la situación actual de los precios de los combustibles en el mercado local, revisar los criterios empelados en los precios de referencia y evaluar el estudio del año 2003.
Una observación inicial es que el estado está desconcertado con lo que ocurre en el mercado peruano de combustibles, esto a pesar de nombrar la totalidad del Directorio de Petroperú quien tiene un marketshare en el mercado de hidrocarburos líquidos cercano al 50%.
QUE HA CAMBIADO EN EL MERCADO INTERNACIONAL DE PETROLEO Y EN EL MERCADO PERUANO DE COMBUSTIBLES ENTRE EL 2004 Y EL 2016.
Entre el año 2003 y el 2016 el mundo del petróleo ha cambiado radicalmente, ya la OPEP no tiene el peso de hace 13 años, los precios aun estando bajos son casi el doble que los del 2003, ha ocurrido la revolución del shale gas y el shale oil, el gas natural va rumbo a ser un commoditie.
En el Perú los cambios no son menos radicales, la demanda de combustible ha crecido en casi 100 mil barriles por día. Las refinerías peruanas están invirtiendo de manera impensada hace trece años para adecuarse a la legislación ambiental.
Pero lo relevante para el análisis es que Petroperú trato de alejarse de su política de alinear los precios internos a los precios de paridad de importación. Inicialmente fue con el diesel y luego pasaron a hacerlo de manera muy fuerte con los gasoholes.
Lo que hizo Petroperú el año 2015 fue no pasar los descuentos del precio de los gasoholes al público quedándose con un sobre margen (ver nuestros post http://www.ssecoconsulting.com/las-rebajas-de-los-precios-de-las-gasolinas-durante-2015.htmls y http://www.ssecoconsulting.com/maacutes-sobre-el-precio-de-las-gasolinas-diciembre-2014-diciembre-2015.html).
Entre las razones se puede tener: el deseo de no tener pérdidas por desvalorización de inventarios (año 2015), el querer tener ingresos adicionales para financiar inversiones, el ganar dinero con los productos importados etc.
La razón fundamental, al entender de los autores, es el cambio en la formación del margen de las refinerías peruanas. Así entre el año 1996 (año de la privatización de la Refinería La Pampilla) Petroperú mantuvo una política de precios que hacía que el precio en Callao sea igual al Precio de Paridad de Importación del combustible. Este precio incluía un margen comercial igual al máximo descuento a los distribuidores mayoristas locales.
Esta política de precios trajo como consecuencia que los mayoristas locales no encontraran incentivo en importar, ya que teóricamente su margen sería cero. Petroperú ganaba e el margen de refinación del crudo y como importaba volúmenes no muy grandes estaba satisfecha. La Refinería privada importaba menores volúmenes que Petroperú y así funcionó el sistema.
Este es el sistema que se estudió el 2003 y funcionó hasta el 2011. Solo ENAP con su socio Primax hacían importaciones de diesel y gasolina 90 aprovechando el sistema logístico chileno de importación de diesel ULSD y exportación de excedentes de gasolina 90. Esto se acabó con el retiro de ENAP del Perú.
En el nuevo esquema, la implantación del diesel de bajo azufre, redujo inicialmente las cargas de crudo de las refinerías (especialmente de la privada) con lo que su ingreso por margen de refinación disminuyó. El turbo dejó de ser considerado un diesel para efectos de cotizar a LAN (Mayor comprador peruano de turbo) y se volvió más importante como componente de bajo contenido azufre del pool de diesel. Con esto los precios de Turbo para aerolíneas se incrementaron y un importador Distribuidor Mayorista Purebiofuels (con producto de BP) logró el contrato con LAN.
Al mismo tiempo, al mantener el precio del diesel B5 por encima de la paridad Purebiofuels ha logrado posicionarse como un importador de bajo precio y ha tomado una pequeña fracción del mercado de diesel B5.
Esta situación no es permanente. Refinería La Pampilla iniciará su producción de diesel de bajo azufre este año 2016 y podrá volver a comprar crudos medianos de alto azufre con lo que recuperará su margen de refinación y será más competitivo que Petroperú hasta que esta no complete su modernización.
¿Qué pasará con las importaciones de Purebiofuels y otros mayoristas? Esto dependerá del margen comercial (no descuento mayorista) que decida colocar Petroperú a sus productos y feedstocks que deberá importar hasta que complete el PMRT. Esto dependerá de lo que decida el nuevo gobierno que es su propietario
CONCLUSION
Diversas entidades gubernamentales han decido gastar varios cientos de miles de dólares en consultorías tratando de entender lo que pasa en el mercado peruano de combustibles. El Estado no ha llegado a entender claramente que estamos en un periodo de transición en el mercado peruano de combustibles, donde se dejó en libertad a Petroperú para que relaje el cumplimiento de su política de precios y esta lo hizo (por las razones explicadas) y esto trajo el desconcierto delas autoridades estatales.
Finalmente, en este momento no es bueno salir a evaluar el mercado cuando está en plena transición, lo que hay que estudiar es como serán las reglas del downstream peruano una vez completadas las inversiones de las refinerías.
Las autoridades estatales deben entender que deben entender lo que ocurre en el downstream peruano y no tratar de dirigir dicho comportamiento (del downstream) con fórmulas matemáticas.
Salvo mejor opinión.