Evaluación Económica de Proyectos Petroleros by Vivian Marroquín

Producido por: Pacific Rubiales Energy Edición # 1 Diseño: MKT Solutions SAS Editorial: HIPERGRAPH 2014 Distribuidores Exclusivos: Pacific Rubiales Energy Calle 110 # 9-25 Bogotá Colombia Tel: 5112000 www.pacificrubiales.com No permite la reproducción total o parcial de este libro, ni su traducción ni su incorporación a un sistema informático, ni su locación, ni su transmisión en cualquier forma o por cualquier medio, sea este electrónico, mecánico, por fotocopia, por grabación u otros medios, sin el permiso previo y escrito de los titular del copyright.

CONTENIDO

PRÓLOGO RECONOCIMIENTOS Capítulo 1 1.INTRODUCCIÓN Capítulo 2 2. CONCEPTOS FINANCIEROS BÁSICOS 2.1 Valor del dinero en el tiempo 2.2 Interés simple 2.3 Interés compuesto 2.4 Valor presente y valor futuro 2.5 Inflación 2.6 Riesgo Capítulo 3 3.METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PROYECTOS 3.1 Flujo de caja 3.1.1 Los ingresos 3.1.2 Los egresos 3.2 Términos corrientes y constantes - Definición 3.2.1 Términos corrientes o nominales 3.2.2 Términos reales o constantes

Contenido

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3.3 Horizonte económico 29 3.4 Tasa de descuento 31 3.4.1 Modelo de equilibrio de activos financieros (Capital Asset 32 Pricing Model, o CAPM) 38 3.4.2 Riesgo país 3.4.3 Estimación del costo de capital ponderado (Weighted 39 Average Cost of Capital, WACC) 41 3.5 Índices financieros 41 3.5.1 Valor presente neto 44 3.5.2 Tasa interna de retorno 50 3.5.3 Eficiencia de la inversión 50 3.5.4 Tiempo de pago 51 3.5.5 Tiempo de pago dinámico 52 3.6 Términos de la evaluación económica 52 3.6.1 Términos corrientes o nominales 52 3.6.2 Términos reales o constantes Capítulo 4

4. INGRESOS

4.1 Estimación del volumen de petróleo para un bloque exploratorio 4.2 Reservas de petróleo 4.3 Plan de producción 4.4 Producción neta 4.4.1 Regalías 4.4.2 Participación adicional de entidades que otorgan la concesión o contrato

56 61 62 65 66 67

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4.4.2.1 Participación adicional simple 4.4.2.2 Participación en función de la producción acumulada 4.4.2.3 Factor ‘R’ 4.4.2.4 Derecho por precios altos 4.4.3.4 Participación en la sociedad 4.5 Ejemplo de cálculo de producción neta 4.6 Diluyente 4.7 Precio de venta del hidrocarburo 4.8 Fuentes de información de precios de hidrocarburo Capítulo 5 5. EGRESOS 5.1 CAPEX 5.1.1 CAPEX de subsuelo 5.1.2 CAPEX de infraestructura 5.2 OPEX 5.2.1 Costos variables 5.2.2 Costos fijos 5.2.3 Costos de servicio a pozos 5.3 Depreciación 5.3.1 Depreciación por línea recta 5.3.2 Depreciación por unidad de producción 5.4 Regalías 5.5 Costo de abandono 5.6 Otros costos 5.7 Impuesto sobre la renta 5.8 Impuesto al valor agregado, IVA 5.9 Otros impuestos 5.10 Capital de trabajo 5.11 Valor de rescate 5.12 Costo de abandono 5.13 Valor agregado 5.14 Evaluación post mortem 5.15 Consideraciones finales

Contenido

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Capítulo 6

104

6. LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DURANTE LAS ETAPAS DE UN PROYECTO 6.1 Fases de un proyecto Fase 1: Visualización Fase 2: Conceptualización Fase 3: Definición Fase 4: Ejecución Fase 5: Operación Fase 6: Fin del proyecto 6.2 Evaluación post mortem

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Capítulo 7 7.DESARROLLO DE CASO PRÁCTICO 7.1 Descripción de la oportunidad 7.2 Premisas macroeconómicas y financieras 7.3 Condiciones contractuales 7.4 Estimación de los ingresos 7.5 Estimación del CAPEX 7.6 Estimación del OPEX 7.6.1 OPEX variable 7.6.2 OPEX fijo 7.7 Trabajos de pozo 7.8 Transporte de crudo 7.9 Estimación de los gastos administrativos y generales 7.10 Depreciación 7.10.1 Depreciación por unidades de producción (UDP) 7.10.2 Depreciación línea recta 7.11 Derecho por precios altos (PAP) 7.12 Impuesto sobre la renta 7.13 Flujo de caja e índices económicos

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Capítulo 8

148

8. ANÁLISIS DEL PORTAFOLIO EXPLORATORIO

148

8.1 Riesgo del portafolio exploratorio 8.2 Jeraquización del portafolio 8.3 Aplicación del árbol de decisiones 8.4 Consideraciones finales

149 156 159 164

Capítulo 9 9. ANÁLISIS RIESGOS 9.1 Análisis de sensibilidades 9.2 Simulación de Monte Carlo 9.2.1 Distribución de probabilidad 9.2.2 Distribución normal 9.2.3 Distribución uniforme 9.2.4 Distribución triangular 9.2.5 Distribución discreta 9.2.6 Resultados o pronósticos 9.2.7 Gráfica de frecuencia acumulada 9.2.8 Gráfica de frecuencia normal 9.2.9 Tabla de percentiles 9.2.10 Gráfico de sensibilidades 9.2.11 Gráficos de tendencia 9.2.12 Ventajas 9.3 Ejemplo Capítulo 10 10. OTRAS APLICACIONES DE LA METODOLOGÍA DE FLUJO DE CAJA DESCONTADO 10.1 Metodología Ejemplo 10.1: Compra versus alquiler

Contenido

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Ejemplo 10.2: Negociación de tarifa Ejemplo 10.3: Estimación de tarifa de oleoducto Ejemplo 10.4: Oleoducto Vs. Transporte terrestre Ejemplo 10.5: Evaluación de workover 10.6 Evaluación económica por pozo 10.7 Análisis de ganancias y pérdidas por pozo Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 GLOSARIO BIBLIOGRAFÍA LISTA DE TABLAS Y FIGURAS

186 187 188 192 195 196 198 198 199 199 200 204 206

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS

PRÓLOGO

Los resultados de las empresas dependen de las buenas decisiones. La empresa representa el medio para hacer negocios y su fin debe ser la generación de valor para los accionistas, el Estado y la sociedad a través de una actividad determinada; en nuestro caso, la exploración y explotación de hidrocarburos. Para que la empresa sea sostenible en el tiempo se debe lograr el equilibrio entre sus ingresos y sus costos, considerando una dinámica adecuada entre los proveedores de bienes y servicios, los empleados y las comunidades, y el respeto al medio ambiente. Tomando en cuenta lo anterior, los directivos de la empresa tienen el reto de tomar las mejores decisiones con base en información de calidad, producto de los análisis generados por los profesionales de todas las disciplinas que intervienen en la actividad de la empresa. La industria petrolera se caracteriza por requerir altos montos de inversión y cada uno de los negocios que componen su portafolio tiene sus riesgos particulares. Descubrir una acumulación de hidrocarburo es la actividad de mayor riesgo para la empresa, sin embargo, el descubrimiento no es suficiente para determinar si ese petróleo o gas que se encuentra en el subsuelo generará ganancias. Para ello es necesario considerar las condiciones del entorno, realizar estimaciones y proyecciones de los precios del mercado, los costos relacionados a la infraestructura, al proceso de producción, transporte y logística hasta llevar el producto a puerto seguro para su venta final.

Prólogo

La evaluación económica aplicada a las propuestas de inversión proporciona a los gerentes y directivos información útil para la toma de decisiones con mejor base, incrementando la certidumbre de los posibles resultados futuros y por ende contribuye a la sostenibilidad y crecimiento de la empresa. Pacific Rubiales Energy, en su empeño de adoptar las mejores prácticas orientadas a apoyar el proceso de la toma de decisiones, ha respaldado y promocionado la publicación de este libro como parte de un programa que tiene como objetivo afianzar la cultura del negocio de sus profesionales y empleados.

Luis Andrés Rojas Escalante COO - Pacific

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RECONOCIMIENTOS

Mi especial agradecimiento a Carlos Eduardo González Jofre, Cesar Díaz Cruz, Eduardo López Rojas, Wilson Pulido, cuya revisión, comentarios y sugerencias contribuyeron a obtener un mejor producto. A Javier Alejandro Rodríguez quien prestó su colaboración en pulir la forma y detalles de esta primera edición, además de aportar conceptos importantes para ser señalados en el capítulo 8. Finalmente, mi agradecimiento a Luis Andrés Rojas por respaldar e impulsar la publicación de este libro.

Prólogo

Dedicado a mi esposa Marianela y a mis hijos Andrés y Corina

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CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

Pacific se fundó en el año 2004, momento desde el cual ha crecido aceleradamente hasta convertirse en la segunda empresa de mayor relevancia petrolera en Colombia e iniciando su presencia internacional. El éxito de su crecimiento es producto de una combinación de factores que conjugaron la oportunidad de sus activos petroleros, el uso de la tecnología, el talento de sus profesionales y la aplicación de las mejores prácticas a todo nivel. La coordinación de las actividades de la empresa responde a su Plan Estratégico, el cual se cristaliza en la conformación de un Plan de Negocios que convierte los Objetivos Estratégicos en proyectos concretos y planes de ejecución en el corto, mediano y largo plazo. Cada proyecto requiere ser evaluado desde el punto de vista técnico, económico y de riesgo, y será incorporado en el menú de oportunidades existentes. La selección del portafolio de proyectos es clave para el logro de la visión de la empresa y generar valor a sus accionistas. En el mundo de los negocios se deben tomar decisiones en condiciones de incertidumbre con respecto al futuro, el cual no es posible pronosticar con absoluta certeza. Por ello, es necesario organizar la información y el conocimiento, así como generar supuestos o premisas para analizar sistemáticamente cada proyecto. El uso de métodos de evaluación permite disminuir la incertidumbre y, en consecuencia, aumenta la probabilidad de éxito de los negocios. La metodología para realizar evaluaciones económicas es básicamente un modelo matemático que considera las variables que intervienen en el proceso del negocio y que se resumen en ingresos, costos y gastos; cada una de ellas detallada y soportada con la mejor información disponible, enmarcada en las condiciones contractuales, fiscales, económicas, sociales y de riesgos inherentes al tipo de actividad y la región donde se ejecuta el negocio.

Capítulo 1 - Introducción

La ‘Evaluación Económica de Proyectos Petroleros’ constituye una guía sencilla y práctica para la aplicación de los principios financieros en el análisis de trabajos de este sector, los cuales se caracterizan por el uso intensivo de capital y el manejo del riesgo. Este texto repasa las metodologías financieras utilizadas para pronosticar con mayor certeza el rendimiento esperado por el uso del capital. Los conceptos aquí explicados son universales y pueden ser usados en la estimación de resultados financieros en cualquier negocio, pero se ha enfatizado su aplicación a la industria petrolera. Este libro busca como objetivo proveer al profesional no financiero conceptos para la aplicación de la metodología de flujo de caja descontado, la correcta interpretación de sus resultados y la elaboración de análisis de riesgos determinístico, probabilísticos y estocásticos1. Lo anterior es llevado a la práctica mediante el uso de hojas de cálculo desarrollando ejemplos relacionados con la industria petrolera. Con el dominio de dichas herramientas, el profesional podrá fortalecer su habilidad para generar reportes dirigidos a los capitalistas o a los niveles de decisión de la empresa mostrando las características económicas de las oportunidades de inversión. La actividad de la evaluación es un trabajo de equipo que requiere de la participación de muchas áreas de experticia, cada una aportando sus mejores estimaciones.

1 Análisis de riesgo determinístico: Se utilizan índices subjetivos de riesgo a las variables de entrada (producción, precio, CAPEX, OPEX, etc). Análisis de riesgo probabilístico: es un análisis de riesgo por escenarios. Utiliza los árboles de decisión. Estima el riesgo e incertidumbre. Análisis de riesgo estocástico: caracteriza la probabilidad de las variables mediante distribuciones continuas o discretas. Cuantifica el riesgo y la incertidumbre.

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CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO DESCRIPCIÓN, ALCANCE Y CARACTERÍSTICAS

Plan de desarrollo del campo:

RETROALIMENTACIÓN

Proyección de crudo, gas, GLP, nafta, agua. Perforación por tipo de pozo.

Verificación de tiempos del desarrollo VS Licenciamientos

Precios WTI Pecios Venta Parámetros contractuales

Visualización y CAPEX Operaciones OPEX

CAPEX Perforación

Plan Financiero

EVALUACIÓN ECONÓMICA

Plan de Negocios

Parámetros económicos y financieros

Para mejor comprensión del lector y a efectos exclusivamente didácticos, en la contraportada se incluye una unidad de memoria tipo USB donde se encuentran las tablas mostradas en el texto y el caso práctico desarrollado en el capítulo 7.

Capítulo 1 - Introducción

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CAPÍTULO 2

CONCEPTOS FINANCIEROS BÁSICOS

Todo inversionista racional basa sus decisiones, intuitivamente o no, en dos aspectos financieros básicos: el valor del dinero en el tiempo

y el riesgo, y variables íntimamente relacionadas entre sí que finalmente generarán una expectativa de ganancias.

2.1 Valor del dinero en el tiempo Para demostrar este concepto comencemos haciendo algunas hipótesis. Suponga que nos encontramos en un país sin inflación 2. Suponga también que usted tiene dinero disponible con el cual podría comprar un vehículo nuevo, cambiar de vivienda, o adquirir algún bien de su agrado. Presuma que un amigo le pide ese dinero en calidad de préstamo y se lo devuelve dentro de un año, sin un centavo más ni un centavo menos. Si usted le presta ese dinero a su amigo tendrá que continuar usando los servicios de transporte público, o seguir usando su carrito viejo, o sacrificar calidad de vida al renunciar a su derecho de utilizar ese dinero en los beneficios que le podrían generar la adquisición de algún bien o servicio. A menos que la relación sea muy personal, como ayudar a un familiar directo a quien se tiene gran aprecio, su respuesta sería negativa, ¿correcto? Entonces, intuitivamente, vemos cómo el simple hecho de renunciar a disfrutar de su dinero o de los beneficios que éste le pueda proporcionar debería ofrecerle algo a cambio. La retribución que usted recibe al usar su dinero se conoce como costo de oportunidad.

2. La inflación es un concepto universalmente aceptado, que corresponde al incremento generalizado de los precios de bienes y servicios con relación a una moneda durante un período de tiempo determinado, normalmente medido en el término de un año. Cuando el nivel general de precios sube, cada unidad de moneda alcanza para comprar menos bienes y servicios. Es decir que la inflación refleja la disminución del poder adquisitivo de la moneda: una pérdida del valor real del medio interno de intercambio y unidad de medida de una economía. Una medida frecuente de la inflación es el índice de precios, que corresponde al porcentaje anualizado de la variación general de precios en el tiempo.

Capítulo 2 - Conceptos financieros básicos

Veamos otro caso. Suponga que sigue viviendo en el país sin inflación, y un familiar suyo con mucho dinero, decide regalarle un millón de dólares y le da la oportunidad que usted decida si quiere ese capital ahora o dentro de 14 meses. ¿Cuál sería su decisión? ¿Usarlo a partir de este momento o esperar 14 meses?. El tiempo está relacionado con el momento en que se produce el beneficio del capital, porque no es lo mismo recibir dinero "hoy" (presente) que en un lapso posterior (futuro) o muy posterior. Intuitivamente, usted prefiere recibirlo hoy que dentro de un mes o dentro de un año. Ese valor o precio que se genera por el uso del dinero en un período de tiempo o lapso determinado dan origen al concepto de valor del dinero en el tiempo. Este es el primer concepto financiero fundamental sobre el cual se basa la metodología de evaluación de proyectos. El valor de ese costo de oportunidad o precio que tiene el dinero en el tiempo puede ser diferente para cada individuo, dependiendo de su oportunidad. Ese valor lo llamamos interés y si lo medimos en forma porcentual se conoce como tasa de interés o tasa de retorno, que en la práctica definen el mismo concepto pero se utilizan en forma diferente dependiendo del contexto. Normalmente se utiliza el término tasa de retorno para reflejar la ganancia que se obtiene de una inversión o negocio y tasa de interés cuando se trata de operaciones con bancos o préstamos. Con base en lo anterior, podemos definir interés como la retribución por el costo de oportunidad durante un determinado tiempo o el precio por el uso del dinero durante un cierto período.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 19

Regresando al último ejemplo, si usted decide recibir el dinero de su familiar el día de hoy tendría, a partir de este momento, la oportunidad de invertirlo en un negocio o en un instrumento financiero ganando una tasa de interés, digamos del 10% anual. De esta manera, si aceptamos los términos del intercambio establecemos, en efecto, una equivalencia del 10% entre el 1.000.000 de dólares hoy, y los 1.100.000 dólares dentro de un año. Si por el contrario, usted decide poner ese dinero debajo de su colchón, estaría perdiendo la oportunidad de obtener un interés que le podría ofrecer, por ejemplo, una cuenta de ahorros en un banco, la cual es normalmente una colocación de bajo riesgo. Su decisión de guardar el dinero bajo el colchón representaría para usted un costo, el de no recibir ganancia. Depositar el dinero en una cuenta de ahorros sería su opción más fácil de captar algo por él, sería su oportunidad de obtener una ganancia. Esa capacidad de generar riqueza existe y es su decisión renunciar a su Costo de Oportunidad. Vemos entonces cómo el valor del dinero está determinado por la capacidad de generar riqueza y podemos concluir que no vale igual un millón de dólares hoy que dentro de un año. El interés se clasifica en simple o compuesto, tal y como se explica a continuación.

2.2 Interés Simple El dinero obtenido al final de un plazo determinado sobre una suma de dinero inicial o capital aportado se denomina interés simple. De acuerdo a esta definición, la cantidad de dinero obtenido por interés simple se recibe al final del período y se calcula solamente con base al capital aportado. El valor futuro de un capital actual devengando un interés simple será:

Vt = V0 + I

Capítulo 2 - Conceptos financieros básicos

F. 2.1

Definido así:

Vt: Valor futuro en el período "t" V0: Valor actual I: Interés devengado El interés devengado “I” se representa con la siguiente ecuación:

I =V0 · i · t

F. 2.2

Entendiéndose como:

i : Tasa de interés para el período de tiempo t: Período de tiempo Sustituyendo (2) en (1):

Vt = V0 + (V0 · i · t) = V0 · (1 + i · t)

F. 2.3

Ejemplo 2.1: Para ilustrar el uso de la ecuación (F.2.3) anterior, calculemos el valor futuro de un millón de dólares para el período de dos años a una tasa de interés simple del 6% anual:

Vt= 1.000.000 · (1+ 0,06 ·2) = 1.120.000 Ejemplo 2.2: Si el Señor González solicita un préstamo de 100.000 dólares para adquirir un automóvil a una tasa de interés simple del 5% anual, por un período de tres años, para ser devueltos al final con los intereses acumulados, entonces el esquema de pagos es el siguiente:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 21

Interés Simple 5% Anual Tabla 1: Ejemplo de cálculo interés simple

AÑO

CAPITAL INICIAL

INTERÉS

CAPITAL FINAL

100.000

5.000

105.000

5.000

110.000

5.000

115.000

Vt: 100.000 · (1+ 0,05 ·3) = 115.000

2.3 Interés Compuesto A diferencia del interés simple donde el capital permanece constante, el interés compuesto se caracteriza porque su cálculo se efectúa sobre el capital, más los intereses ganados en los períodos anteriores. Es decir, el capital original va siendo modificado periódicamente por la capitalización de los intereses. Si el interés no se paga al final de un período sino que se agrega al capital original o anterior, se dice que los intereses se capitalizan. Cuando comienza el próximo período, el capital es mayor de lo que era en el primer período y en consecuencia el interés al final del segundo período y así sucesivamente para los espacios siguientes. La capitalización de los intereses puede ejecutarse a diario, por semana, mensualmente, de manera anual, etc., y se denominan períodos de capitalización. El concepto de interés compuesto es el fundamento para la definición de Valor Presente y Valor Futuro que se explicarán más adelante. Con el fin de determinar la fórmula de interés compuesto, suponga un capital V0 que se invierte a una tasa de interés “i” durante “n” años, capitalizable anualmente. Utilizando la ecuación (F.2.3), el interés devengado al final del primer período será:

V1 = V0 · (1 + i )

Capítulo 2 - Conceptos financieros básicos

F. 2.4

De igual manera, al final del segundo período de capitalización se obtendrá:

V2 = V1 · (1 + i )

F. 2.5

= V0 · (1 + i ) · (1 + i )

F. 2.6

Y al final del tercer período será:

V3 = V2 · (1 + i )

F. 2.7

= V0 · (1 + i ) · (1 + i ) · (1 + i )

F. 2.8

Expresando la ecuación en forma general, se puede concluir que para cualquier período t:

Vt = V0 · (1 + i )t

F. 2.9

Ejemplo 2.3: Si el señor González solicita un préstamo de 100.000 dólares para adquirir un bien, a una tasa de interés compuesto del 5% anual, por un período de tres años, y para ser devueltos al final con los intereses acumulados, entonces el esquema de pagos es el siguiente: Interés Compuesto 5% Anual Tabla 2: Ejemplo de cálculo interés compuesto

AÑO

CAPITAL INICIAL

INTERÉS

CAPITAL FINAL

100.000

5.000

105.000

5.250

110.250

5.213

115.763

Aplicando la fórmula (F.2.9) será:

V3 = 100.000· (1 + 5%)3 = 115.763

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 23

2.4 Valor presente y Valor futuro La aplicación del valor del dinero en el tiempo da origen a otros dos conceptos de las matemáticas financieras como son el valor presente y valor futuro, conceptos que son los de mayor aplicación en la Evaluación Económica de Proyectos y, por lo tanto, es necesario comprenderlos con mucha claridad. Conceptualmente, el valor futuro será la cantidad de dinero que tendrá un inversionista después de transcurrido un período t, que será el mismo capital inicial, más la ganancia por intereses que haya obtenido. La fórmula es igual a la de interés compuesto, pero redefiniendo los elementos:

VF = VP· (1 + i)t F. 2.10

Análogamente, el valor presente es la cantidad de dinero que hay que invertir hoy para obtener un valor futuro deseado a una tasa interés “i” determinada.

VP= VF / (1 + i )t

F. 2.11

El valor presente de varios valores futuros se obtiene sumando algebraicamente el valor presente de cada uno de ellos.

Tabla 3: Valor Presente de Valores Futuros VP t

VP f

VP 3 VP 2 VP 1 VP 0

VF 0

Capítulo 2 - Conceptos financieros básicos

VF 1

VF 2 VF 3

VF t

De acuerdo al enunciado anterior, el valor actual de varios valores futuros puede expresarse como:

VP= VPo+ VP1+ VP2+…+ VPt

F. 2.12

Sustituyendo (F.2.11) en la ecuación (F.2.12) tenemos:

VFo

VP=

(1+i)0

VF1 (1+i)1

VF2 (1+i)2

+ ...+

VFt (1+i)t

F. 2.13

O en forma general: t

VF VP= ∑

n=0

(1+i)n

F. 2.14

2.5 Inflación El poder adquisitivo del dinero es cada día menor. Esto básicamente se debe a la Inflación el incremento de los precios de los bienes y servicios en un tiempo determinado. En todos los países existe inflación en mayor o menor grado. La inflación tiene efectos en la evaluación de proyectos, los cuales analizaremos en los próximos capítulos. Para introducir el efecto de la inflación en el concepto de valor de dinero en el tiempo, suponga que un negocio le ofrece una tasa de retorno anual de 10%, y la inflación esperada para el futuro es del 15%. ¿Es esto un buen negocio? Desde luego que no. En consecuencia, se puede deducir que además del costo de oportunidad, el valor del dinero se verá afectado por la inflación. ¿Le prestaría usted el dinero a su amigo a una tasa del 5% anual si la inflación es del 10% anual?

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 25

2.6 Riesgos Ahora que dominamos el concepto de valor de dinero en el tiempo, veamos el siguiente ejemplo. Ejemplo 2.4: Su vecino le pide USD$100.000 prestados, pero como ya sabemos que usted tiene derecho a obtener una ganancia o interés por uso del dinero, el vecino está dispuesto a darle un 5% al término de un año, que es la misma tasa de interés que le pagaría una cuenta de ahorros del banco. ¿Acepta ese negocio? ¿Ha pensado usted que su vecino pudiera tener problemas económicos antes del vencimiento de la deuda, que pudiera perder su empleo, que tiene gran cantidad de gastos y compromisos económicos? Ahora piense si acepta el negocio bajo esas condiciones. Probablemente su vecino deba ir a un banco para obtener el préstamo, pero el banco le pedirá garantías que aseguren el pago de la deuda. El banco quiere cubrir el riesgo para el caso en el cual su vecino no pueda pagar el préstamo. Si el vecino quiere atraer su atención para que le entregue el empréstito, tendría que ofrecerle una tasa de interés mayor.

Ejemplo 2.5: Un inversionista tiene la oportunidad de poner capital en dos negocios, digamos USD$1.000.000. Uno de ellos es comprar una tienda en un centro comercial muy concurrido, la tienda tiene una tradición de 10 años mostrando una tasa de retorno anual del 20% aproximadamente. El otro negocio consiste en invertir USD$1.000.000 en un pozo petrolero exploratorio, con una probabilidad de éxito del 50%, y en caso de ser triunfante usted obtendría un retorno anual del 20%, el mismo retorno que tendría con la tienda. ¿Dónde debería el inversionista apostar su capital?

Capítulo 2 - Conceptos financieros básicos

Cada negocio tiene implícito un riesgo diferente. Para atraer el capital de inversionistas en negocios más riesgosos las ganancias tienen que ser mayores que las de negocios menos riesgosos. La tienda tiene menor riesgo que el pozo petrolero, y si la tasa de retorno que le va a generar es la misma, ¿para que tomar riesgo innecesario? Pero, ¿qué pasa si el negocio del pozo le retorna el 300% si es exitoso? Habría que pensarlo. El riesgo es el segundo concepto financiero fundamental que vamos a utilizar en la tarea de evaluar proyectos y que veremos con mayor profundidad más adelante. Es importante no confundir el término riesgo con incertidumbre. Cuando el inversionista conoce las condiciones e historia del negocio de la tienda, tiene una buena certeza de lo que pudiera rendir su inversión y, por tanto, conoce el nivel de riesgo que está tomando. Si no tuviera esa información y decide invertir, estaría actuando bajo un alto nivel de incertidumbre. De igual forma, si está consciente que el pozo tiene 50% de probabilidad de éxito, y en caso de resultar “seco” perderá USD$1.000.000, el inversionista arriesgará su capital con cierto grado de certidumbre y estaría aceptando el riesgo. Si no tiene idea de la probabilidad de éxito del pozo, estaría invirtiendo bajo condiciones de alta incertidumbre. En la medida que mejore la cantidad y calidad de la información y se realicen los análisis pertinentes, el inversionista podrá medir la consecuencia de los riesgos, evaluar su capacidad de afrontarlos y tomar la decisión de llevar a cabo la inversión.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 27

CAPÍTULO 3

METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS PETROLEROS

Todo negocio desarrolla diferentes procesos técnicos, operacionales, administrativos y comerciales, dirigidos a la generación de ingresos. Para realizar estos procesos es necesario incurrir en desembolsos para inversiones, costos y gastos.

Un negocio sostenible requiere generar valor a los accionistas a la vez que genera bienestar a sus empleados, comunidades y demás relacionados. La proyección de los resultados económicos de un proyecto se conoce como evaluación económica, y la metodología utilizada se conoce como flujo de caja descontado. Dicha metodología consiste en la elaboración de un modelo matemático-financiero para simular las variables económicas y financieras asociadas a la operación futura de un proyecto durante su tiempo de vida económica, para finalmente calcular el valor que genera a los accionistas, considerando el valor del dinero en el tiempo. Este método relaciona los tres grupos de elementos básicos del negocio: la inversión, los ingresos y los costos y gastos, bajo ciertas condiciones financieras de costo de capital a fin de estimar el flujo de dinero o flujo de caja que queda al final de cada período y entonces calcular su rendimiento económico bajo ciertas condiciones de riesgo. En este capítulo se explicará la teoría que soporta el modelo. En el siguiente, se aplicarán los conceptos con mayor profundidad mediante el desarrollo de un caso práctico.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

3.1 Flujo de caja El flujo de caja de un proyecto es el resultado de la diferencia entre la cantidad de dinero que ingresa y egresa de las arcas del negocio para cada período específico de tiempo que puede ser semana, mes, año, etc. Normalmente los flujos de caja se consideran anuales a efectos de evaluación de proyectos, sin embargo existen casos particulares donde es conveniente reducir el tiempo de los períodos de los flujos de caja a semestres, meses o semanas.

Flujo de caja neto = Ingresos – Egresos

F. 3.1

3.1.1 Los ingresos están compuestos por todas aquellas entradas líquidas que generaría el negocio o proyecto, como son: los ingresos por ventas, los ingresos por servicios, y otros ingresos generados por el cobro de intereses, ventas de activos, etc. Adicionalmente, forma parte del flujo de ingresos el valor de rescate o valor de salvamento correspondiente a los activos fijos, incremento de cuentas por pagar, la recuperación del capital de trabajo la venta parcial del negocio o total al final de la vida económica del proyecto. 3.1.2 Los egresos están conformados por todas aquellas salidas líquidas de dinero o volumen, necesarias para la ejecución y operación del proyecto, tales como: Inversiones en activos, costos asociados al proyecto, costos de operación y mantenimiento, consumos propios, regalías, participación de terceros en la producción o en las ganancia, impuestos, incremento de inventarios y cuentas por cobrar.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 29

3.2 Términos Corrientes y Constantes: Definición Como se vio en capítulos anteriores existen equivalencias entre el valor de la moneda dependiendo del momento en el tiempo al cual se hace referencia. Por ejemplo si, existe una inflación del 10% anual, una moneda con valor igual a “100” el día de hoy, tendrá el mismo valor que una moneda de “110” dentro de un año, y viceversa. Existen dos formas de expresar la moneda del futuro, aunque tenga el mismo valor. Podemos expresar el valor de la moneda del próximo año como “110” especificando que se expresa en términos corrientes o podemos expresar ese mismo valor como valor presente de“100”, especificando que se muestra en términos constantes del año actual. El evento que genera cambios en el valor de la moneda es la inflación y es el único elemento que se considera cuando nos referimos a términos corrientes o términos constantes. 3.2.1 Términos corrientes o nominales: Cuando las cifras monetarias se expresan en la moneda que corresponde al período de tiempo en el cual se incurre. Por lo tanto, los valores que se expresan en años futuros tienen implícita la inflación. Por ejemplo, hoy día un kilo de azúcar cuesta 100 unidades de moneda; el próximo año cuesta 105 unidades de moneda. 3.2.2 Términos reales o constantes: Cuando las cifras monetarias del análisis se expresan como el valor equivalente de la moneda en una fecha determinada, por ejemplo en US$ de 2014. Por lo tanto, los valores que se expresan en años futuros no tienen implícita la inflación. Como se verá en los próximos capítulos es muy importante que todos los elementos que componen el flujo de caja se encuentren expresados en los mismos términos de moneda, “peras con peras” y “manzanas con manzanas”.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

3.3 Horizonte Económico El horizonte económico se refiere al período de tiempo establecido durante el cual se calcularán los flujos de caja del proyecto, e incluye el período de inversión y de operación. En la industria petrolera, el horizonte económico para proyectos de producción se determina por el menor tiempo entre el contrato de adjudicación de áreas petroleras, la producción de las reservas existentes y la vida económica del proyecto3. Para proyectos de refinación, suministro, distribución y comercialización, el horizonte económico puede determinarse de acuerdo al tiempo útil de vida del activo principal o el tiempo de duración del negocio, y siempre limitado a la condición de vida económica del proyecto. Pueden existir condiciones especiales que influyan en la decisión del horizonte económico. Estas condiciones pueden estar influenciadas por el objetivo del negocio a realizar, por ejemplo adquirir un activo para valorizarlo y venderlo en el corto plazo, aprovechar una oportunidad de negocios en un país de alto riesgo, entre otras. A los fines de cálculo de las fórmulas de rendimiento económico o indicadores económicos que veremos más adelante, existen dos períodos importantes para señalar en el horizonte del flujo de caja de un proyecto: El período en el cual se inician los desembolsos del proyecto y el período actual o corriente. El año actual o corriente se señala como el año cero (0), hacia atrás consecutivos negativos y hacia adelante consecutivos positivos. Esta es una convención útil a los efectos de la aplicación de las fórmulas para cálculo de valor presente y aplicación de índices de inflación como veremos más adelante. Considere el siguiente ejemplo de un flujo de caja cualquiera.

3. Se entiende como vida económica el período del proyecto desde su inicio y mientras produce ganancias al inversionista, o que por condiciones contractuales finalice el negocio.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 31

Ejemplo 3.1: Tabla 4: Flujo de caja del ejemplo ejemplo 3.1. sin costo de oportunidad 0

INGRESOS

EGRESOS

-10

AÑO INVERSIÓN

-100

FLUJO DE CAJA

-100

El ejemplo mostrado en la tabla anterior muestra un flujo de caja teórico para un horizonte económico de 6 años a partir del momento que se realiza la inversión cuyas cifras deben estar expresadas en una determinada moneda, por ejemplo dólares y en los mismos términos. Si sumamos algebraicamente los flujos de caja, tendríamos un resultado de 80 dólares. Pero sumar directamente los flujos de caja de los años de la evaluación no sería correcto, puesto que no estaríamos incorporando el costo de oportunidad (ver capítulo 2). Suponga que el costo de oportunidad es 15% anual, los flujos de caja llevados a valor presente, o año cero, serían los siguientes: Tabla 5: Flujo de caja del ejemplo ejemplo 3.1. con costo de oportunidad AÑO

INGRESOS

EGRESOS

(10)

INVERSIÓN

FLUJO DE CAJA FÓRMULA FLUJO DE CAJA DESCONTADO

0 (100)

(100)

(100)/(1+15%)0 30/(1+15%)1

(100)

30/(1+15%)2

30/(1+15%)3

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

30/(1+15%)4

30/(1+15%)5

30/(1+15%)6

3.4 Tasa de descuento En el capítulo 2 se demostró cómo el dinero tiene un valor en el tiempo o, en otras palabras, el capital tiene un costo de oportunidad que se representa mediante una tasa de interés compuesto. La tasa mínima de interés, que representa el valor por el cual un inversionista está dispuesto a arriesgar su capital bajo un determinado grado de riesgo, se conoce como tasa de descuento. La tasa de descuento está íntimamente relacionada con el riesgo de cada negocio y por supuesto por el deseo de ganancia de cada inversionista. Sin embargo, siempre es recomendable utilizar una tasa de descuento adecuada y no muy lejos de la realidad de cada negocio. Para ilustrar tal afirmación, supongamos un negocio de bajo riesgo, por ejemplo la tienda del Capítulo 2. Mediante estudios que usted ha realizado, tiene información que el rendimiento de las tiendas de ese tipo es del 20%. Si usted opera el negocio exigiendo una tasa de descuento del 50% tendría que subir los precios, sería poco competitivo, perdería clientela y posiblemente le vaya mal a futuro. Por el contrario, si se establece una tasa de descuento inferior al rendimiento de tiendas de ese tipo, digamos del 10%, usted estaría incurriendo en un riesgo innecesario, porque existen otros negocios más seguros que ofrecen un rendimiento del 10%. Existen modelos económicos que permiten establecer la tasa de descuento que deben adoptar las empresas. Uno de los más reconocidos es el Modelo de Equilibrio de Activos Financieros también conocido como Capital Asset Pricing Model o CAPM, el cual debe ser ajustado por el Riesgo País y complementado con el cálculo del Costo de Capital Ponderado o Weighted Average Cost of Capital o WACC. Es importante definir y diferenciar los siguientes conceptos financieros, cuya traducción al español a veces genera confusión: • Cost of equity: es el retorno económico que produce un negocio sin considerar su deuda.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 33

• Cost of Capital: es el retorno económico que produce un negocio considerando su deuda (Capital = Patrimonio + Deuda; Capital = Equity + Debt) El costo de capital es particular de la empresa que no tendrá necesariamente un componente de deuda igual al del promedio del mercado o al promedio de un sector económico del mercado. 3.4.1 Modelo de Equilibrio de Activos Financieros (Capital Asset Pricing Model, o CAPM) El modelo se basa en la experiencia del mercado, en la disposición de los inversionistas en tomar el riesgo de invertir capital de su patrimonio a cambio de un retorno económico, o cost of equity. El modelo se basa en el retorno económico que el mercado está dispuesto a aceptar en los distintos sectores de negocios que tienen diferentes niveles de riesgos. Cuando existe información pública de los mercados, los mismos actores que compran y venden acciones provocan su autorregulación, ello debido a que ningún inversionista aceptaría mayor riesgo sin compensación y ningún negocio podría subsistir dando mayores retornos a los de su competencia. A mayor riesgo, mayor ganancia (ver capítulo 2). Para poder deducir una fórmula empírica es necesario tener acceso a información del mercado donde los inversionistas colocan su capital y las empresas le retribuyen una ganancia. Una fuente de información por excelencia es la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) con 50 años de experiencia demostrando que el mercado de capitales ajusta el interés de un negocio en términos de riesgo asociado a su actividad. Para entender el modelo y la fórmula que se utiliza es necesario introducir una serie de conceptos que se explican a continuación. Veamos en primer lugar el concepto de Tasa Libre de Riesgo, la cual se trata del rendimiento que ofrece un instrumento financiero que no tiene riesgo de quiebra ni riesgo de retornar tasas de rendimiento menores a las pactadas. Por definición, se considera que el Estado de EE. UU. no tiene riesgo de quiebra y tiene una base sumamente sólida que respalda sus Bonos del Tesoro (US Treasury Bonds). En consecuencia, la Tasa Libre de Riesgo, por convención, será igual al rendimiento de los bonos del tesoro de EE.UU.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Se espera que las empresas cuyos inversionistas corren riesgos mayores respecto a comprar bonos del tesoro reporten rendimientos mayores. Por otra parte, el riesgo que corre un inversionista depende de su decisión en diversificar su inversión en un portafolio de inversiones. Para ilustrar esta afirmación, suponga que su portafolio de negocios tiene un solo negocio o acciones en una sola empresa. Si a ese único negocio le va bien, perfecto; pero si le va mal, usted se verá en problemas. Su riesgo de portafolio depende solamente de una empresa. Si su portafolio de negocios tiene dos negocios diferentes, o acciones en dos empresas diferentes, entonces será un poco más difícil que a ambas empresas les vaya mal o les vaya muy bien. Entonces, las ganancias de una podrían compensar la pérdida de la otra. Gráfico 6 y 7: Retorno teórico de una o dos acciones

20% 15% 10%

RETORNO

5% 0%

ACCIÓN 1

-5% -10% -15% -20% 1

TIEMPO

20% 15% 10%

RETORNO

5% 0%

ACCIÓN 1

-5% -10% -15% -20%

ACCIÓN 2

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 35

TIEMPO

20% 15% 10%

RETORNO

5% 0%

ACCIÓN 1

-5% ACCIÓN 2

-10% -15% -20% 1

TIEMPO

En la medida que diversifique más su portafolio, teniendo acciones en una mayor cantidad de empresas, los rendimientos positivos y negativos tendrán una mayor probabilidad de compensarse, de tal forma que la variación en el rendimiento promedio del portafolio tenderá a ser estable hacia un porcentaje de retorno con muy poca variación. En la medida que el portafolio esté más diversificado, el riesgo será menor. Gráfico 8: Comportamiento teórico de múltiples acciones

40% Rendimiento promedio

RETORNO

30% 20%

ACCIÓN 1

10%

ACCIÓN 2

ACCIÓN 3

-10%

ACCIÓN 4

-20%

ACCIÓN 5

-30% 1

TIEMPO

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Si se grafican las acciones de todas las empresas que cotizan en la bolsa de valores respecto a la variación del retorno al gráfico anterior se tendrá una gran cantidad de líneas cuyo valor promedio se representa en la siguiente curva. El portafolio de todas las acciones disponibles en el mercado sería el portafolio más diversificado posible con lo cual la variación del rendimiento de las acciones tienden a compensarse entre sí, por tanto, la variación promedio del rendimiento será menor. Considerando lo anterior, el siguiente gráfico representa la variación promedio del portafolio, el cual indica que en la medida que un portafolio tenga más acciones, mayor es la probabilidad que los rendimientos entre ellas se compensen. Si el portafolio está comprendido por todas las acciones disponibles en el mercado su riesgo promedio será el riesgo del mercado.

Riesgo Portafolio

Gráfico 9: Riesgo Sistémico

Riesgo Sistémico

13 14 15

17 ... N

En conclusión, el riesgo que tiene un portafolio compuesto con acciones de todas las empresas que cotizan en la bolsa de valores se define como Riesgo Sistémico, y su rendimiento económico se denomina Tasa de Mercado. El modelo CAPM simula, a través de una fórmula empírica, el rendimiento de un determinado sector económico mediante su comparación respecto al rendimiento del mercado:

RE = RF + ß · (RS - RF)

F. 3. 2

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 37

Donde:

RE : Tasa de retorno RF : Tasa Libre de Riesgo RS : Tasa de Mercado (RS - RF): Prima del Mercado, o la tasa adicional a la tasa libre de riesgo ß: Beta o factor de correlación con el mercado

Para determinar el factor beta o factor de correlación de un sector económico respecto al mercado, se obtiene la información de todas las empresas del sector a medir y que están listadas en la bolsa, por ejemplo el sector de empresas de producción de petróleo, y se compara su rendimiento respecto a la Tasa de Mercado. Gráficos 10, 11 y 12: Correlación entre el rendimiento de un sector de actividad versus la tasa de mercado, “factor beta”

Mercado

Sector

ß=1 Mercado

Sector

ß<1 Mercado

ß>1 Mercado

El gráfico de la izquierda muestra una correlación perfecta del mercado consigo mismo, donde los rendimientos graficados generan una recta con una pendiente de 45°, con una tangente igual a 1. Si un determinado sector tuviera unos rendimientos iguales a la Tasa de Mercado, beta sería 1.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

El gráfico del medio muestra con cada punto el rendimiento de cada empresa de un determinado sector respecto al mercado, en este caso el sector que se está midiendo ofrece tasas de interés inferiores respecto al mercado. Al graficar, la tendencia lineal genera un ángulo menor de 45° y su tangente es menor que 1. En este caso el sector ofrece rendimientos menores a la Tasa de Mercado y beta sería menor que 1. El gráfico de la derecha muestra igualmente el rendimiento de cada empresa de ese sector respecto al mercado, pero en este caso el sector que se está midiendo ofrece tasas de retorno superiores que el mercado. Al graficar, la tendencia lineal genera un ángulo mayor de 45° y su tangente es mayor que 1. En este caso el sector ofrece rendimientos mayores a la Tasa de Mercado y beta sería mayor que 1. Suponga que el sector económico afín a su empresa tiene un beta de 1,2. La tasa de interés de las letras del tesoro a 10 años es del 3% y la tasa de mercado es 8,81%. Aplicando la fórmula CAPM, la tasa de retorno que debe rendir su inversión en la empresa sería:

Re = 3% + 1,2 · (8,81% - 3%) = 10% Para aplicar la fórmula CAPM no es necesario llevar a cabo una ardua tarea de investigación. Existe información pública y disponible sobre la tasa de Mercado, betas de los sectores económicos, cost of equity y cost of capital. Una fuente disponible es la publicada por el profesor Aswath Damodaran de NYU Stern School of Business (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_ Page/datafile/wacc.htm), quien la actualiza anualmente, y donde pueden ubicar el sector económico de su empresa y buscar directamente el costo de capital o el beta correspondiente. Por ejemplo, la actualización de enero 2012 muestra una Tasa de Mercado (cost of equity) de 8,81%, el beta para el sector Oil Producing (compuesto por 176 empresas) es de 1,34 y el cost of equity es 9,97%. Estos valores, al ser tomados directamente del mercado ya incorporan implícitamente la inflación y en consecuencia se encuentran en términos corrientes.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 39

3.4.2 Riesgo país Suponga que usted tiene dos oportunidades de negocio exactamente iguales con rendimientos estimados idénticos, por ejemplo un puesto de hamburguesas. Pero una de las oportunidades se ubicaría en un país con un alto riesgo de expropiación, riesgo de cambio en las reglas de impuestos o con limitaciones para mover su capital libremente. La segunda oportunidad se encuentra en un país tradicionalmente estable, que respeta la propiedad privada y garantiza la libertad de movimiento de capitales. ¿Cuál oportunidad tendrá mayor riesgo? A igualdad de tasa de retorno, ¿en cuál negocio preferiría invertir? Un inversionista racional preferirá invertir en el país de menor riesgo si la tasa de retorno es la misma. Nuevamente, a mayor riesgo, mayor debe ser el retorno por la inversión. Cuando se analizó la fórmula de CAPM en el capítulo anterior se utilizaron los rendimientos de empresas inscritas en la Bolsa de Valores de New York (NYSE), y si bien muchas de ellas son internacionales y parte de sus inversiones se diversifican en diversos países, todavía queda pendiente determinar si un negocio en un país de mayor riesgo debe ajustar el resultado de la fórmula y utilizar una tasa de descuento mayor. En tal sentido, es recomendable ajustar la tasa de descuento agregando un valor adicional por el riesgo país, conocido como Prima de Riesgo País. Existen empresas especializadas para medición del riesgo conocidas como “Agencias Calificadoras de Riesgo”. Estas empresas evalúan desde el riesgo de empresas hasta el riesgo país, para este último consideran diversos factores políticos, sociales y económicos para determinar el grado de Riesgo Soberano, Riesgo de Transferencia y Riesgo Genérico, que en resumen indican el grado de solidez, estabilidad y confiabilidad financiera de un país. El Riesgo Soberano indica la probabilidad de un país en incumplir con los pagos de su deuda por razones económicas, el Riesgo de Transferencia obedece a la disponibilidad de divisas del país y el Riesgo Genérico se relaciona a la probabilidad de éxito del inversionista en función a conflictos sociales, devaluaciones, inflación y/o recesiones que puedan suceder en el país. Las principales calificadoras son Fitch Ratings, Standard & Poors y Moody’s quienes clasifican con escalas de riesgo particulares.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Recordando el principio financiero visto en el segundo capítulo del libro, donde a mayor riesgo los inversionistas exigen mayor retorno, para que un país con mayor riesgo atraiga capitales debe ofrecer mayores retornos, lo cual se refleja en las tasas de interés de sus bonos soberanos. Por tanto, la estimación de la Prima de Riesgo País incluye la comparación de los rendimientos de los bonos soberanos respecto a los bonos soberanos de países con muy bajo riesgo como EE. UU. Existe información pública sobre este respecto. Una fuente pública es la página del profesor Aswath Damodaran de NYU Stern School of Business, que actualiza anualmente (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_ Page/datafile/ctryprem.html). En la tabla del sitio web se puede encontrar la calificación crediticia del país y la Prima de Riesgo correspondiente. Por ejemplo, Colombia muestra una prima del 3% mientras que Senegal tiene 6% y Austria el 0%. Considerando el Cost of equity del sector Oil Producing mencionado en el capítulo anterior, podemos decir que una empresa de ese sector actuando en Colombia podría considerar un Cost of equity del 9,97% + 3% = 13% aproximadamente. De igual forma, estos valores al ser tomados directamente del mercado ya incorporan implícitamente la inflación y en consecuencia se encuentran en términos corrientes. 3.4.3 Estimación del Costo de Capital Ponderado (Weighted Average Cost of Capital, WACC) El Costo de Capital Ponderado o Weighted Average Cost of Capital o WACC de la empresa se utiliza para determinar el costo de capital de la empresa, o cost of capital, considerando sus datos particulares de deuda. Las empresas pueden financiar sus proyectos y operaciones por dos vías: Financiamiento propio (patrimonio o equity): cuando el dinero proviene del patrimonio de los accionistas o de los flujos de caja del negocio.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 41

Financiamiento externo (deuda o debt) - cuando el dinero proviene de un préstamo que se contrata a un interés determinado. Cuando una empresa usa financiamiento externo se suele decir que se apalanca con financiamiento externo. Dentro de las dos fuentes de financiamiento mencionadas existe una variedad de mecanismos que utilizan las empresas como recursos monetarios. El financiamiento externo bien utilizado optimiza el costo de capital o WACC de la empresa debido a que los intereses son inferiores al costo de oportunidad y además porque universalmente el pago de intereses es considerado como un costo a los efectos de calcular el impuesto sobre la renta, reduciendo su pago al final de cada período fiscal. La fórmula del WACC calcula el costo ponderado de los componentes de patrimonio y deuda del capital de la empresa y es la siguiente:

WAAC = i · (1 - ISLR) · D + RE · E Donde:

F. 3. 3

WAAC: Costo Ponderado de Capital i: Tasa de Interés de la Deuda ISLR: Tasa nominal del Impuesto sobre la Renta D: Porcentaje de la deuda que compone el capital de la empresa. E: Porcentaje de Patrimonio que compone el capital de la empresa.

Considerando el ejemplo anterior donde se determinó que el cost of equity ajustado por riesgo país para el sector productor oil & gas es 13% y la empresa tiene una deuda equivalente al 30% de su capital, a una tasa de interés del 12% y una tasa nominal de Impuesto Sobre la Renta de 33%, su WACC será:

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

WAAC = [12% · (1-33%) · 30%] + [13% · 70%] = 11, 5% El resultado anterior sería la tasa de descuento que adoptaría esa empresa en particular, del sector Oil Producing, para sus negocios en Colombia. La tabla del profesor Damodaran muestra el cost of capital promedio para cada sector económico, que se puede utilizar como referencia, pero éste es un cálculo que debería realizar cada empresa basado en las condiciones de deuda e impositivas particulares. Tal como se mencionó anteriormente, estos valores, incluyendo la tasa de interés por préstamo bancario, son tomados directamente del mercado y ya incorporan implícitamente la inflación, en consecuencia se encuentran en términos corrientes.

3.5 Índices financieros Los índices financieros, también llamados indicadores financieros, son fórmulas matemáticas que permiten interpretar los resultados de la evaluación económica. El resultado de cada uno de ellos complementa la información del proyecto. Los mayormente utilizados son los siguientes: • Valor Presente Neto • Tasa Interna de Retorno • Eficiencia de la Inversión • Tiempo de Pago • Tiempo de Pago Dinámico 3.5.1 Valor Presente Neto El valor presente neto, VPN, ofrece información de monto del dinero a valor presente que rinde un negocio después de recuperar la inversión. Este indicador debe estar relacionado a una tasa de descuento determinada. Veamos nuevamente el ejemplo 3.1

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 43

Tabla 5: Flujo de caja del ejemplo ejemplo 3.1. con costo de oportunidad AÑO

INGRESOS

EGRESOS

(10)

INVERSIÓN

FLUJO DE CAJA FÓRMULA FLUJO DE CAJA DESCONTADO

0 (100)

(100)

(100)/(1+15%)0 30/(1+15%)1

(100)

30/(1+15%)2

30/(1+15%)3

30/(1+15%)4

30/(1+15%)5

30/(1+15%)6

Al sumar los flujos de caja descontados a una tasa de descuento de 15%, el resultado es de 14 dólares. Dicho resultado es el valor presente neto estimado del proyecto, VPN@15% o VPN15 = 14 y se debe interpretar como un proyecto que genera un valor de 14 dólares después de recuperar la inversión de 100 dólares y obtener una tasa de rendimiento del 15%. Si un proyecto arroja un VPN=0, significa que el proyecto rinde una tasa de interés o tasa de retorno igual a la tasa de descuento y recupera totalmente la inversión. En consecuencia, el proyecto genera una ganancia equivalente a la tasa de descuento. La fórmula del VPN es la siguiente:

VPNtd =

FCo (1+td)0

FC1 (1+td)1

FC2 (1+td)2

FCt

n=0

(1+td)t

VPNtd = ∑

+ ...+

FCn (1+td)n

Donde:

VPNtd : Valor presente neto a una tasa de descuento td td: Tasa de Descuento

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

FCt :Flujo de caja del año corriente t: Año corriente Dado que el año 0 corresponde al valor de moneda actual, no se descuenta, lo cual . Por ello se refleja en la fórmula puesto que (1+td)0 = 1, por tanto, = algunos autores muestran la fórmula como:

VPNtd = FC0 +

FCt

t=1

(1+td)t

∑

F. 3.5

Otros autores consideran que el flujo de caja del año 0 debe reflejar solamente la inversión y muestran la fórmula de la siguiente forma:

VPNtd = -Inversión +

FCt

t=1

(1+td)t

∑

F. 3.6

Esta última consideración en la fórmula requiere que se mantenga consistencia con los períodos de tiempo de la evaluación. Los ingresos y egresos a partir del año 0 deben corresponder a 12 meses calendario en caso de utilizar períodos anuales en la evaluación. En Excel® la función que se aplica es la siguiente: VNA (tasa [valor 1, valor 2…, valor n]). Esta fórmula comienza a descontar los valores a partir de la primera celda seleccionada, por lo tanto se debe seleccionar el rango a partir del año uno (1) y sumar el valor del año cero (0). Nótese que el resultado de aplicar la fórmula es el mismo que la suma de los flujos de caja descontados uno a uno.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 45

Tabla 14: Ejemplo de cálculo de VPN en Excel®

3.5.2 Tasa Interna de Retorno La tasa interna de retorno, TIR, ofrece información sobre el rendimiento económico del proyecto expresado en forma porcentual. La TIR es el porcentaje o rendimiento económico que produce un VPN cero. La fórmula es la siguiente:

FCt

t=0

(1+TIR)t

∑

F. 3.7

La resolución de la fórmula anterior solo es posible mediante interacción matemática, en otras palabras, asignando un valor a la TIR y calcular el resultado repetidas veces hasta encontrar el resultado igual a cero. Este es un proceso largo y tedioso, pero la herramienta Excel® ofrece una fórmula que nos ahorra ese trabajo. La función es la siguiente: “TIR (Valores;[estimar])”; donde los valores van desde el año 0 hasta el último año del horizonte y “estimar” es el valor a partir del cual Excel® inicia el proceso de iteración. Tomando el flujo de caja del ejemplo 6, vemos como el flujo de caja del proyecto tiene una tasa interna de retorno del 20%:

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Tabla 15: Ejemplo de cálculo de TIR 0

INGRESOS

EGRESOS

(10)

(100)

(100)/(1+15%)0

30/(1+15%)1

30/(1+15%)2

30/(1+15%)3

30/(1+15%)4

30/(1+15%)5

30/(1+15%)6

TOTAL

(100)

AÑO

INVERSIÓN

(100)

FLUJO DE CAJA FÓRMULA FLUJO DE CAJA DESCONTADO

TASA DE DESCUENTO

15% 14 20%

VPN TIR

=VNA(C10;D6:I6)+C6 =TIR(C6:I6;10%)

Matemáticamente, la TIR es el resultado de una ecuación polinómica de grado ‘n’ y tendrá tantos resultados como raíces cortando el eje de las abscisas. En la práctica, es posible que un flujo de caja tenga más de una solución en el cálculo de TIR cuando el proyecto presenta flujos de caja negativos en años intermedios, lo cual amerita cierta atención para evitar dar resultados erróneos. Solo a efectos demostrativos, veamos el siguiente caso: Usted tiene un negocio en el cual debe aportar una inversión inicial y al final del horizonte se compromete a pagar una opción de compra, siendo el flujo de caja del proyecto el siguiente: Ejemplo 7 Tabla 16: Ejemplo de múltiples resultados de TIR AÑO INVERSIÓN

(500)

5 (1900)

INGRESOS

400

800

EGRESOS

(100)

(180)

300

620

(1280)

FLUJO DE CAJA VPN15 TIR 1 TIR 2

(500) 355 -15% 70%

=TIR($C$16:$I$16; 1%) =TIR($C$16:$I$16; 30%)

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 47

El proyecto tiene un VPN positivo, pero no hay claridad en la tasa interna de retorno. Vean como al cambiar el punto inicial de iteración el resultado es diferente. Aplicando la ecuación (F.3.7) a los datos del ejemplo, la expresión matemática queda como sigue:

-500 +

300

620

(1+td)1

(1+td)2

620

(1+td)3

620

1280

(1+td)4

(1+td)5

Graficando la ecuación, vemos como la ecuación polinómica tiene dos raíces o corta dos veces el eje de las abscisas, la primera en un valor de -15% y la segunda en un valor de 70%: Gráfico 17: Ejemplo de curva polinómica con múltiples raíces

500 400 300 200

VPN15

100 0 -100 -200 -300 -400 -500

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Tasa Interna de Retorno, %

% 30

-5

-1

0 -2

-1

-600

Existen dos formas de solucionar el problema para obtener un valor de la tasa de retorno del proyecto que tenga sentido financiero. a) Uso de la fórmula de TIR Modificada, TIRM. La fórmula de la TIRM fue diseñada para superar la deficiencia que presenta la fórmula de la TIR explicada previamente. La TIRM considera la posibilidad de reinvertir los flujos de fondos positivos a una tasa diferente a la TIR4. Tabla 18: Ejemplo de cálculo de TIR modificada AÑO

INVERSIÓN

(500)

5 (1900)

INGRESOS

400

800

EGRESOS

(100)

(180)

300

620

1280

FLUJO DE CAJA VPN15 TIR 1 TIR 2 TIRM

(500) 355 -15% 70% 21%

=TIR($C$16:$I$16; 1%) =TIR($C$16:$I$16; 30%) =TIRM(C19:I19;15%;15%)

b) Modificación de los flujos de caja. Esta metodología corrige los flujos de caja negativos de años intermedios que se producen por efecto de las inversiones aplicando el principio financiero básico de valor de dinero en el tiempo. Si consideramos que la tasa interna de retorno expresa el rendimiento que obtiene el inversionista por el capital que dedica a un negocio podemos separar el flujo de caja de las inversiones del resto para calcular la TIR. Por lo tanto, aplicando este concepto, la metodología consiste en separar los flujos de caja para llevar a valor presente las inversiones, al año CERO, y el resto de los flujos a partir del año UNO. En caso de existir un flujo de caja distinto a la inversión en el año CERO, se agrega en valor futuro al año UNO. Veamos un par de ejemplos.

4. La fórmula de la TIR asume que los flujos de fondos se reinvierten a la misma tasa de la TIR.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 49

El ejemplo siguiente considera un caso hipotético donde existen dos raíces que satisfacen la ecuación de la TIR. Tabla 19: Ejemplo de cálculo de TIR modificando flujos de caja 0

AÑO

INVERSIÓN

(500)

5 (1900)

INGRESOS

400

800

EGRESOS

(100)

(180)

300

620

(1280)

FLUJO DE CAJA

(500)

VALOR PRESENTE INVERSIONES

(1445)

FLUJO CAJA PRE INVERSIONES

300

620

(1445)

300

620

FLUJO DE CAJA MODIFICADO

VPN15 TIR 1 TIR 2 TIRM TIR SOBRE EL FC AJUSTADO

355 -15% 70% 21% 24%

=TIR($C$16:$I$16; 1%) =TIR($C$16:$I$16; 30%) =TIRM(C19:I19;15%;15%)

Como pueden ver, las dos raíces resultan ser muy diferentes a los resultados que se obtienen aplicando alguna de las metodologías de corrección explicadas, y muy posiblemente, lejos de la realidad del inversionista. Caso práctico para el uso de la TIR. Ejemplo 9: Suponga que usted como empleado de una empresa tiene un beneficio de préstamo para la compra de un vehículo. La empresa le otorga 60 millones de pesos para que los pague sin interés en el término de 24 meses. Pero el carro que usted desea cuenta 105 millones de pesos y decide recurrir a un préstamo bancario al 12% de interés anual, pagadero en 36 meses.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Para calcular la tasa de interés resultante que le cuesta a usted la combinación del beneficio y el préstamo, puede estructurar su flujo de caja y hacer uso de la TIR. Calcule la tasa de interés mensual del préstamo bancario: Tasa mensual = (1+12%)1/12 -1. Haciendo uso de las fórmulas que facilita Excel®, calcule el pago de la cuota mensual por el préstamo bancario:=PAGO(0,9%;36;45.000.000). Tabla 20: Ejemplo de uso práctico de La fórmula TIR en Excel ® BENEFICIO FLUJO DE PRESTAMO MES ENTREGA + BANCARIO = CAJA

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

60.000.000 (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000)

45.000.000 (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493)

MES

105.000.000 (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493)

BENEFICIO + PRESTAMO = ENTREGA BANCARIO

18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

(2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000) (2.500.000)

FLUJO DE CAJA

(1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493)

(3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (3.981.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493) (1.481.493)

Finalmente, calcule la TIR del flujo de caja resultante: TIR mensual 0,5% TIR anual 6,3%

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 51

3.5.3 Eficiencia de la Inversión Este es un indicador que calcula el VPN generado por cada unidad monetaria invertida. Este índice es particularmente útil a los efectos de jerarquizar las diferentes oportunidades de un portafolio de inversiones mediante criterios financieros. Existen ciertas variaciones en las fórmulas, siendo las más comunes:

EI =

VPN VPN ; +1 VPI VPI

F. 3.8

Donde:

VPN: Valor presente neto EI: Eficiencia de la inversión VPI: Valor presente de las inversiones (en valor absoluto ó positivo) La diferencia radica en la interpretación de los resultados. En la primera de las fórmulas, la EI será cero si el VPN=0 y en la medida que el VPN crece, la EI será mayor. En la segunda, la EI será igual a 1 cuando el VPN=0 y en la medida que el VPN crece, la EI será mayor. Por ejemplo, si usamos la primera fórmula y obtenemos una EI de 0,1; significa que por cada dólar invertido se tiene un VPN de 0,1 dólar. Por tanto, se recupera la inversión (de 1 dólar), se tiene una ganancia igual a la tasa de descuento, y adicionalmente genera un valor de 0,1 dólar. 3.5.4 Tiempo de Pago Tal como su nombre lo indica, es un índice que calcula el período de tiempo en el cual se paga la inversión inicial.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Ejemplo 10: Tabla 21: Flujo de caja para ejemplo de cálculo del Tiempo de Pago 0

INGRESOS

EGRESOS

(10)

AÑO INVERSIÓN

(100)

FLUJO DE CAJA

(100)

FLUJO DE CAJA ACUMULADO

(100)

(70)

(40)

(10)

De acuerdo al ejemplo del cuadro, la inversión inicial se pagará entre el tercero y cuarto año, donde se aprecia el cambio de signo del flujo de caja acumulado. Este índice tiene la deficiencia de no considerar el valor del dinero en el tiempo, por lo tanto asume un pago de inversión con una moneda futura de menor valor a la moneda con la cual se invirtió. 3.5.5 Tiempo de Pago Dinámico Este índice corrige la debilidad del Tiempo de Pago, visto en el capítulo anterior, utilizando los flujos de caja descontados para el cálculo. Tabla 22: Flujo de caja para ejemplo de cálculo del Tiempo de Pago Dinámico

INGRESOS

(40)

EGRESOS

(10)

30/(1+15%)2

30/(1+15%)3

30/(1+15%)4

30/(1+15%)5

30/(1+15%)6

(51)

(32)

(14)

AÑO

INVERSIÓN

FLUJO DE CAJA FÓRMULA FLUJO DE CAJA DESCONTADO

0 (100)

(100)

(100)/(1+15%)0 30/(1+15%)1

(100)

(74)

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 53

Utilizando el mismo ejemplo, vemos como el proyecto se paga en el quinto año cuando consideramos moneda de valor equivalente.

3.6 Términos de la Evaluación Económica Este capítulo se refiere a la consideración de índices inflacionarios en la evaluación económica. Cualquiera de los métodos arroja los mismos resultados, siempre que se realicen correctamente los ajustes necesarios para mantener consistencia en todos los elementos del flujo de caja. 3.6.1 Términos Corrientes o Nominales: cuando las cifras monetarias del análisis se expresan en la moneda que corresponde al período de análisis, ello requiere que los diferentes elementos que componen el flujo de caja consideren la inflación. 3.6.2 Términos Reales o Constantes: cuando las cifras monetarias del análisis se expresan en una moneda fija de un momento determinado, por ejemplo la evaluación se expresa en US$ de 2012. Ello requiere que aquellos elementos que tienen implícita la inflación sean deflactados. Por ejemplo, los cálculos de la tasa de descuento, los intereses y la depreciación dan resultados que implícitamente se encuentran en términos corrientes. Así mismo, cuando se utiliza el mercado de futuros5 para estimar precios de commodities6 , como el petróleo, las cifras se encuentran en términos corrientes y es necesario extraer el efecto de la inflación. Es importante prestar atención al usar fuentes de predicción para comprobar que los precios se encuentren en los mismos términos de moneda que la evaluación económica. El autor considera más sencilla la correcta aplicación de los términos corrientes en las evaluaciones económicas, además de ofrecer las siguientes ventajas adicionales:

5. El Mercado de Futuros es aquel en el cual se transan contratos de futuros, que son contratos o acuerdos que obligan a las partes contratantes a comprar o vender un número determinado de bienes o valores (activo subyacente) en una fecha futura y determinada con un precio establecido de antemano. 6. Producto comercial genérico, básico y sin mayor diferencia entre sus variedades. Por ejemplo el trigo, café, acero, aluminio, petróleo.

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

• El cálculo de elementos contables y financieros como la depreciación, pérdidas operativas de años anteriores, se incorporan directamente al flujo de caja sin necesidad de realizar ajustes. La incorporación de la depreciación en un flujo de caja en términos constantes sin deflactar (error común en muchas evaluaciones en términos constantes), subestimaría el pago de impuestos sobre la renta y en consecuencia mostraría un resultado de VPN mayor. De igual forma, en caso que se generen pérdidas operativas las mismas deben ser deflactadas para considerarlas en los años siguientes si modelamos el flujo de caja en términos constantes. • Las tasas de interés bancarias consideran implícitamente la inflación, por tanto están expresadas en términos corrientes. Entonces, el pago o cobro de intereses se hace directamente en términos corrientes y facilita la comprensión del usuario. Por ejemplo, una tasa de interés de mercado de 7% anual implícitamente está expresada en términos corrientes, un equivalente en términos reales sería de aproximadamente 3,9% si la inflación es del 3% anual, la cual debe ser la tasa a utilizar en flujos de caja en términos constantes. • En caso que el evaluador lo considere útil, se facilita el uso de distintas tasas de inflación por tipo de moneda u origen de los costos. Por ejemplo, se puede considerar que las inversiones son afectadas por la inflación de EE. UUpero la mano de obra afectada por la inflación de Colombia. Así mismo, si la moneda de la evaluación es el dólar americano, facilita el uso de una tasa de cambio con criterios independientes a la inflación en caso que el analista considere que no existe linealidad entre tasa de cambio e inflación. • La tasa de descuento a utilizar es directamente comparable con tasas de mercado que se encuentran en términos corrientes y son familiares para el usuario de la evaluación económica. Por ejemplo, en un negocio a realizar en un país de alto riesgo, la tasa de descuento debería considerar la prima de riesgo país, que podría llegar a un 18% en términos corrientes. Si la inflación esperada es de

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 55

10%, la tasa constante a utilizar debería ser 7,3%7. Si por el contrario, el negocio se ejecuta en un país de bajo riesgo, la tasa de descuento podría ser de 11,5% en términos corrientes, suponiendo una inflación anual de 2%, la tasa de descuento equivaldría a 9,3%8 en términos constantes. • Los resultados de TIR son directamente comparables con tasas de mercado sin necesidad de traducción:

(1 + i corriente) = (1 + i constante) x (1 + i inflación) • Permite comparar directamente los resultados del proyecto en el tiempo sin necesidad de realizar ajustes relacionados con la inflación. Para comparar uno a uno los ingresos y costos verdaderos respecto a los estimados en la evaluación original sería necesario inflarlos para equilibrar las cifras a la misma moneda. Finalmente, es importante recalcar que, de respetar el uso de todos los elementos del flujo de caja en los mismos términos, el resultado será el mismo. Veamos el siguiente ejemplo:

7. (1+18%)/(1+10%)-1 = 7,3% 8. (1+11,5%)/(1+2%)-1=9,3%

Capítulo 3 - Metodología de evaluación económica de proyectos

Tabla 23: Comparación entre flujos de caja en términos constantes y términos corrientes. MODELO EN TÉRMINOS CONSTANTES ESTADOS DE RESULTADOS (Miles de millones de $ colombianos del año 0) 0

Total ingresos 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Costo de Ventas 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0 UTILIDAD BRUTA 20,0 19,6 19,2 18,8 18,5 Depreciación Gastos de Operación 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 UTILIDAD OPERATIVA 40,0 40,4 40,8 41,2 41,5 Gastos Financieros Utilidad en Venta de Activos UTILIDAD NETA ANTES DE IMPUESTOS Impuestos UTILIDAD NETA Más depreciación FC

40,0

40,4

40,8

41,2

41,5

13,2 26,8 20,0 46,8

13,3 27,1 19,6 46,7

13,5 27,3 19,2 46,5

13,6 27,6 18,8 46,4

13,7 27,8 18,5 46,3

Tasa de Descuento, T. Reales VPN

9,31% $ 196,4

MODELO EN TÉRMINOS CORRIENTES ESTADOS DE RESULTADOS (Miles de millones de $ colombianos del año 0) 0

100,0 102,0 104,0 106,1 108,2 Total ingresos Costo de Ventas 30,0 30,6 31,2 31,8 32,5 70,0 71,4 72,8 74,3 75,8 UTILIDAD BRUTA 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Depreciación Gastos de Operación 10,0 10,2 10,4 10,6 10,8 40,0 41,2 42,4 43,7 44,9 UTILIDAD OPERATIVA Gastos Financieros Utilidad en Venta de Activos UTILIDAD NETA ANTES 40,0 41,2 42,4 43,7 44,9 DE IMPUESTOS Impuestos 13,2 13,6 14,0 14,4 14,8 26,8 27,6 28,4 29,3 30,1 UTILIDAD NETA 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Más depreciación 46,8 47,6 48,4 49,3 50,1 FC Inflación Anual

2,00%

Tasa de descuento T. Corrientes 11,50% VPN $ 196,4

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 57

CAPÍTULO 4

INGRESOS

Los ingresos de un negocio están determinados por el volumen de bienes o servicios a vender, multiplicado por su precio de venta. El volumen de ventas en la industria manufacturera está gobernado por su capacidad de producción instalada y la demanda. En la industria petrolera se tiene una complicación adicional en la estimación del volumen a vender, dada por la incertidumbre geológica. En la medida que se obtiene mayor información del bloque o campo petrolero, se reducirá la incertidumbre y se podrán estimar con mayor certeza los riesgos del negocio. Para estimar el volumen de ventas de hidrocarburo en el negocio de la Exploración y Producción Petrolera (E&P), es necesario delinear un plan de desarrollo que permita producir el crudo y/o gas de un yacimiento mediante un programa de perforación de pozos durante el horizonte económico del proyecto. En consecuencia, la primera tarea consiste en estimar el volumen y tipo de petróleo que se encuentra en el yacimiento, la cantidad que se puede extraer y bajo cuales condiciones.

4.1 Estimación del volumen de petróleo para un bloque exploratorio El negocio E&P se inicia con la selección de las áreas donde se cree que podría haber acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo mediante la recopilación de información existente y desarrollo de estudios de superficie, gravimetría, geoquímica, petrofísica, sísmica 2D y 3D. Con la información recopilada el intérprete busca la ubicación de posibles sistemas petroleros y realiza las primeras estimaciones volumétricas de petróleo original en sitio, POES, también conocido en inglés como “original oil in place”, OOIP. Para el caso de posible existencia de gas, la estimación se denomina GOES o gas original en sitio. Los factores básicos para el cálculo del POES son el área y espesor de la arena, porosidad y otras propiedades

Capítulo 4 - Ingresos

iniciales91. Es posible extraer solo una fracción del POES, dependiendo de las propiedades físicas y químicas de la interacción del petróleo con la roca que lo contiene, además de la energía del yacimiento (presión). Los geólogos e ingenieros de yacimientos, estiman un porcentaje de recuperación que normalmente se encuentra entre 15% y 30% por métodos primarios, es decir, aprovechando la energía natural del yacimiento. Es posible aumentar el porcentaje de la producción primaria. Existen métodos que permiten la recuperación de fracciones superiores que pueden llegar al 50%, estos métodos son conocidos como métodos de recuperación secundaria. El volumen que resulta de aplicar el porcentaje de recuperación estimado al POES se conoce como recursos exploratorios. Cada uno de los componentes de la fórmula para el cálculo del POES y métodos de recuperación, corresponden a la mejor estimación del experto dentro de rangos posibles de ocurrencia. Por ello, los geólogos estiman el volumen de los recursos exploratorios para diferentes probabilidades de ocurrencia: Recursos P10: Volumen de reservas que pudiera encontrarse con 10% de probabilidad. Hay una menor probabilidad de descubrir un volumen mayor. Recursos P50: Volumen de reservas que pudiera encontrarse con 50% de probabilidad. Recursos Mean: Volumen de reservas que pudiera encontrarse correspondiente a la media de la función de distribución de probabilidad. Recursos P90: Volumen de reservas que pudiera encontrarse con 90% de probabilidad. Hay una mayor probabilidad de descubrir un volumen menor. 9. POES = 7, 758 · A · £ · ¥ · Soi · 1 ; GOES = 43, 560 · A · £ · ¥ · Sgi · 1·Bgi moi Donde: A=área [acres]; e=espesor [pies]; Ø =porosidad [fracción]; Soi=saturación de petróleo inicial [fracción]; Boi=factor volumétrico del petróleo inicial [barriles yacimiento/barriles normales]; Sgi=saturación de gas inicial [fracción]; Bgi=factor volumétrico de gas inicial [pies cúbicos yacimiento/pies cúbicos normales]

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 59

Para que un yacimiento contenga hidrocarburo y pueda ser extraído, es necesario que se haya formado un sistema petrolero. El sistema petrolero es un sistema geológico que incluye todos los elementos esenciales para la existencia de una acumulación de hidrocarburos y está compuesto por: • Roca Madre: roca que genera el hidrocarburo a través de la descomposición de la materia orgánica que contiene, al ser sometida a condiciones de altas temperaturas y presiones. También es llamada cocina. • Roca Reservorio: elemento donde se aloja el hidrocarburo. Debe ser suficientemente porosa10 para contener el aceite o gas y permeable11 para que sea factible su producción. • Roca Sello: para que el hidrocarburo se mantenga en la Roca yacimiento, es necesario que exista un medio impermeable que evite que dicho hidrocarburo continúe su proceso de migración. • Mecanismo de entrampamiento: básicamente consiste en una configuración particular de los estratos geológicos (capas que dividen el material de subsuelo como producto del proceso de sedimentación) involucrados en el sistema. Garantizan la permanencia de los hidrocarburos en un sitio llamado trampa. Las trampas pueden ser de tipo estratigráfico, estructural por falla, por domo salino, o una combinación de las anteriores. Por otra parte, estos elementos son acompañados por una serie de procesos que se hacen necesarios para que exista la acumulación de hidrocarburos. Ellos son: migración, acumulación y retención. Existe otro parámetro importante que se conoce como la sincronización, el cual se refiere a la necesidad que los procesos hayan ocurrido en la secuencia correcta, que desde el proceso de formación del hidrocarburo, desde su generación en la roca madre, haya podido migrar hasta una roca reservorio y encontrado con una trampa para que se produzca su acumulación. De igual forma, el proceso de transformación de la materia orgánica en petróleo, que sucede en la roca madre, 10. Porosidad hace referencia a los espacios o intersticios que existen entre los granos que constituyen la roca. En la medida que haya mayor porosidad, más espacio tiene el hidrocarburo para alojarse. 11. Permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Para que exista permeabilidad debe haber comunicación entre los poros o intersticios de la piedra o arena.

Capítulo 4 - Ingresos

requiere de condiciones mínimas de presión, temperatura y tiempo en la cocina, pues de lo contrario no se habrá formado el petróleo. “Perforamos en el lugar correcto, solo que lo hicimos 30 millones de años más tarde” – Richard Bray Las siguientes figuras muestran los elementos y procesos que definen un Sistema Petrolero eficiente. Gráficos 24 y 25: Diagrama del sistema petrolero PROCESOS

Retención

Acumulación Migración

Generación

Sistema Petrolero

Reservorio/ Sello

Anticlinal Trap

Top Seal Rock (Impermeable) Reservoir Rock (Porous/permeable)

Trampa Vía de Migración

Potential Migration Route Source Rock (Organic Rich)

Roca Madre

Como se puede apreciar, la existencia de un sistema petrolero requiere de una serie de condiciones sobre las cuales los estudios geológicos permiten tener cierto grado de certeza en cada una de ellas. La probabilidad acumulada de certeza de cada una de las condiciones del sistema petrolero indica la probabilidad de éxito geológico, en inglés probability of geological success o POS. La determinación de la probabilidad de certeza de cada elemento del sistema petrolero es un proceso subjetivo en función de la opinión de los expertos que a su vez dependerá de la cantidad y calidad de la información geológica disponible.

POS = RM% · RR% · RS% · T% · S% F. 4.1

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 61

Por ejemplo: • Roca Madre (RM): 90% • Roca Reservorio (RR): 70% • Roca Sello (RS): 70% • Trampa (T): 60% • Sincronización (S): 50% POS= 13% Resumiendo, los geólogos alimentan al evaluador con una estimación de los Recursos Exploratorios y el POS. Veamos un ejemplo típico de la información que se presenta sobre un campo exploratorio. Tabla 26: Ejemplo de resultado típico de estimación de Recursos Exploratorios Pmean

P90

P50

P10

POES, MMbls

572

322

1240

RECURSOS EXPLORARIOS, MMbls

161

La información mostrada se interpreta de la siguiente forma: • La probabilidad de tener un descubrimiento de petróleo es del 13%. Análogamente, hay una probabilidad del 87% de no encontrar petróleo. • En caso de descubrir petróleo, se espera encontrar un volumen extraíble entre 11 y 161 millones de barriles, con una probabilidad media de descubrir reservas de 85 millones de barriles, una probabilidad del 10% de descubrir reservas de 161 millones de barriles y una probabilidad del 90% de descubrir reservas de 11 millones de barriles. Una vez estimados los recursos exploratorios, los expertos definen un plan teórico de perforación de pozos que permitiría extraer el petróleo en caso de éxito. Normalmente, se genera un plan para explotar los recursos Pmean, pero a criterio del evaluador podría ser conveniente hacer el ejercicio también para P10 y P90, cada uno de ellos considerando sus respectivos ingresos, inversiones y costos.

Capítulo 4 - Ingresos

4.2 Reservas de petróleo La forma de despejar la incertidumbre de existencia de hidrocarburos en un área es perforando y probando pozos. Una vez descubierto un campo se puede afirmar que existen reservas petroleras, las cuales deben cumplir con la condición de ser económicamente extraíbles, de lo contrario, no pueden ser consideradas como reservas. La estimación del volumen de reservas involucra cierto grado de incertidumbre y se clasifican como: • Reservas Probadas o P1 Es el volumen de hidrocarburos estimado con razonable certeza, asociados a yacimientos conocidos, que puede ser recuperable comercialmente durante el período del contrato o concesión, bajo las condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales existentes. Debe existir al menos un 90 % de probabilidad de que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o superiores al estimado volumétrico. Las reservas probadas pueden ser subdivididas en desarrolladas y no desarrolladas. El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye: o El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y o El área no perforada del yacimiento, que puede ser considerada como productiva comercialmente con base en a los datos disponibles de geología e ingeniería. • Reservas Probables o P2 Es el volumen de hidrocarburos, asociado a yacimientos conocidos, pero el análisis de la información geológica y de ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas de una manera económicamente rentable que las reservas probadas (utilizando métodos probabilísticos al menos una

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 63

probabilidad del 50% de que las cantidades recuperadas serían iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables). • Reservas 2P: Es la suma de Reservas P1 + P2 • Reservas Posibles o P3 Es el volumen de hidrocarburos, asociado a yacimientos conocidos, que el análisis de la información geológica y de ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas de una manera económicamente rentable que las reservas probables (utilizando métodos probabilísticos al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades recuperadas serían iguales o mayores a la suma de las reservas probadas, probables y posibles). Este tipo de reservas pueden ser estimadas bajo un escenario futuro con condiciones económicas favorables, distintas a las actuales. • Reservas 3P: Es la suma de Reservas P1 + P2 + P3 Conociendo las reservas petroleras de un campo descubierto, los expertos delinean un plan teórico de perforación de pozos que permita extraerlas. Normalmente se genera un plan para explotar la totalidad de las reservas P1, al menos el 50% de las reservas P2 y el 10% de las reservas P3. Sin embargo, los porcentajes a considerar son decisiones que quedan a criterio de cada empresa y pueden ser sustentados con los resultados históricos globales o de una determinada región.

4.3 Plan de producción La producción de los pozos petroleros se comporta de forma diferente dependiendo de las características de cada yacimiento y el diseño del pozo. Al inicio de la producción el pozo tendrá una producción inicial, un determinado contenido de agua y sedimentos e irá declinando progresivamente hasta agotar las existencias de reservas de su área de drenaje.

Capítulo 4 - Ingresos

La declinación se relaciona directamente con la producción de hidrocarburo. Cada año un pozo producirá una cantidad menor al año anterior (se puede considerar estimaciones para períodos de tiempo diferentes). El comportamiento de la producción del pozo se modela mediante ecuaciones, la que mejor represente la declinación en el tiempo. Gráfico 27: Ejemplos de curvas de declinación AÑO

Pt= P(t -1) X exp (-d)

100 74,1 54,9 40,7 30,1 22,3 16,5 12,2 9,1

6,7

5,0

3,7

2,7

2,0 1,5

1,1

Pt= P(t -1) X (1-d)

100 70,0 49,0 34,3 24,0 16,8 11,8 8,2

4,0

2,8

2,0

1,4

1,0 0,7

0,5

5,8

120

100

0 0

Pt= P(t -1) X exp (-d)

Pt= P(t -1) X (1-d)

Los pozos pueden ser clasificados de acuerdo a su diseño como: verticales, desviados y horizontales. Cada uno tendrá un comportamiento diferente aún en un mismo yacimiento. La capacidad de producción de un pozo se conoce como el potencial del pozo, la suma de los potenciales de los pozos será el potencial del campo. Cuando la producción se encuentra por debajo del potencial, por restricciones en el sistema de producción o mantenimiento de pozos, a esa diferencia se le llama producción diferida. Tomando en cuenta las consideraciones anteriores, se diseña el plan de perforación del campo. Con la entrada de cada pozo se agregará una curva de producción proyectada en el tiempo, y la suma las curvas de producción de todos los pozos generará la curva de producción del campo. La producción que acumula el campo durante su horizonte económico debe ser idealmente lo más cercano a:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 65

• Los recursos exploratorios en caso de éxito para la evaluación de campos exploratorios. • Las reservas a desarrollar para la evaluación de campos descubiertos. Para estimar la dimensión que se requiere en infraestructura de superficie y estimar los costos de operación es sumamente importante proyectar la producción de agua y sedimentos, además de la producción de hidrocarburos (crudo y gas). El porcentaje de agua y sedimentos respecto al fluido total se conoce como % AyS. Adicionalmente, debido a que la operación del campo nunca será 100% efectiva, es necesario considerar un porcentaje de producción diferida, preferiblemente basado en la experiencia. A continuación, un ejemplo típico de la curva de proyección de un campo que produce crudo con un porcentaje alto de agua. Gráfico 28: Ejemplo de proyección de crudo y agua en un campo Proyección de producción 400

100%

350

98% 282

300

96%

244

250

Kbopd

287

293

94%

219

193 200

92% 156

143 150

90% 96

100

88% 61

50 0

4,2 2012

7,4

2013

2014

Crudo

Capítulo 4 - Ingresos

8 2015

2016

2017

Agua

8 2018

AyS

7,1

4,6

2019

2020

2,7 2021

1,5

0,8

2022

2023

0,3 2024

86% 84%

Gráfico 29: Ejemplo de proyección de producción gross y neta de un campo Proyección de producción 9,0

80 8,0

8,0

8,0 70

7,1 7,4

7,0

6,0

Kbopd

5,0

4,6

4,2 4,0

3,4

3,2

3,0

3,1 20

2,7

1,8 2,0

2,0

1,5 1,2

1,0 0,0

0,5 2012

2013

2014

Gross

2015

2016

Neta

2017

2018

2019

2020

2021

2022

0,3 2023

0,8

0,3

2024

Gross Acumulada

Es importante que los planes de desarrollo de un campo sean diseñados por los expertos en el área de yacimientos a fin de mejorar la calidad del análisis.

4.4 Producción neta Como pueden apreciar, en los gráficos anteriores se muestra la producción del campo y la producción neta de hidrocarburos. Esta última descuenta el consumo propio,12 el pago de regalías, participaciones adicionales de las entidades que otorgan los contratos y otras participaciones. El volumen de producción después de realizar todas las distribuciones será la que generará los ingresos para la empresa.

12 El consumo propio es el volumen de combustibles que se utiliza normalmente como combustible para ciertos procesos operativos, como generación de vapor y generación eléctrica. Normalmente el consumo propio se descuenta del volumen de producción total a los efectos del pago de Regalías.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 67

4.4.1 Regalías Regalías es el pago que realizan las compañías petroleras al Estado por explotar los yacimientos de petróleo. El Estado recibe regalías por la producción de petróleo, no por la exploración ni por la perforación de los pozos. Normalmente, las regalías se establecen como un porcentaje del hidrocarburo producido. Su pago puede realizarse en dinero por un monto equivalente al valor comercial o se descuenta de la producción del campo (menos el consumo propio). La determinación del porcentaje de regalías dependerá del marco regulatorio de cada país y tipo de contrato de concesión o adjudicación del área petrolera. En Colombia la Ley establece una regalía variable para la producción de crudo en función de la producción y considera un descuento del 25% para crudos pesados con gravedades menores a 15°API. Gráfico 30: Curva de pago de regalías según ANH Regalías Regalías %

25%

20%

125

400

600

Producción, Kbopd

En el caso de la explotación del gas, se considera una reducción del 20% para explotación en tierra firme y costa afuera hasta 1000 pies (300m aprox.) de profundidad, una reducción de 40% para explotación costa afuera con profundidad mayor a los 1000 pies y una reducción de 40% para explotación de hidrocarburos no convencionales.

Capítulo 4 - Ingresos

4.4.2 Participación adicional de Entidades que otorgan la Concesión o Contrato La participación adicional es el elemento con mayor cantidad de versiones a efectos del cálculo de la participación neta. Cada Entidad y cada país tienen sus propias fórmulas a fin de distribuir la producción entre las partes que participan en el contrato sobre el campo. La correcta simulación matemática de estas fórmulas o acuerdos de distribución es clave para el cálculo de la producción neta que quedará a la empresa que está evaluando su rendimiento económico por desarrollar el negocio. Previo a la descripción de algunas fórmulas conocidas, definamos: • Participación en el contrato o working interest, WI. Esto corresponde a la participación de la empresa en las obligaciones del contrato. • Participación en las ganancias o Net Revenue Interest, NRI. Corresponde a la participación que tiene la empresa sobre la producción después de regalías y normalmente calculada sobre la producción del campo menos consumo propio. Por ejemplo, la empresa puede tener un contrato en el cual su WI es 100% (cubre todos los costos y gastos), pero su NRI es del 25% (participación neta en la producción después de consumo propio después de descontar regalías, participaciones de terceros). 4.4.2.1 Participación adicional simple Adicional a la regalía que se paga al Estado por ley, por condiciones de competencia en los procesos de adjudicación de áreas petroleras, es posible que se agregue un porcentaje adicional al establecido. Por ejemplo, en Colombia, los procesos que dirige la Asociación Nacional de Hidrocarburos, ANH, considera la oferta de un porcentaje adicional como uno de los elementos de competencia entre los ofertantes.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 69

4.4.2.2 Participación en función de la producción acumulada Cuando la participación de la Entidad aumenta en función de la producción que ha acumulado el campo desde el inicio de su producción comercial. También se conoce como participación escalonada. 4.4.2.3 Factor ‘R’ Este es un método de cálculo de participación de la empresa en función de la relación entre los ingresos versus costos y gastos. Tiene como objetivo incentivar el desarrollo del campo y explotación de las reservas. En Colombia, Ecopetrol ha introducido este concepto en algunos contratos firmados con empresas privadas, en algunos casos estableciendo una producción acumulada a partir de la cual se inicia su aplicación. A continuación las fórmulas de este método.

Rt =

t-1 ∑t=0 Ingresos t-1 ∑t=0 Costos + Inversiones

F. 4.2

Sí: Rt < 1,5 entonces NRIt = 33,2727% Sí: 1,5 < Rt > 2,5 entonces NRIt= 33,2727% (Rt-1 - 0,5) Sí: Rt > 2,5 entonces NRIt= 16,6364% 4.4.2.4 Derecho por precios altos Cuando el precio del petróleo supera un determinado límite se comparte la ganancia con la entidad, de acuerdo a una fórmula establecida para su cálculo. La activación de la cláusula puede estar definida por un umbral de producción acumulada y precios de crudo en el mercado internacional.

Capítulo 4 - Ingresos

Por ejemplo, la fórmula de la ANH se establece como sigue: • Se activa cuando se cumplen las siguientes condiciones: o Producción acumulada supera 5 millones de barriles. o El precio del crudo WTI (P) supera el precio base (Po). • Fórmula:

(P - P0) / P] · S Q = [ • Donde: Q: derecho económico a entregar a ANH P: precio WTI Po: precio base de referencia según tabla B (referencia contrato) S: porcentaje de participación según tabla C (referencia contrato). En algunos contratos, S tiene un valor fijo del 30%, especialmente antes del año 2008. Tabla 31: Condiciones de cálculo de cláusula actual de precios altos según ANH Tabla B

Tabla C

Gravedad API de Hidrocarburos Líquidos Producidos

Po (USD /bbl) Año 2012

Precio WTI (P)

Porcentaje de Participación (s)

Mayor de 29º API

32,61

Po < P < 2Po

30%

Mayor a 22º API e Inferior o igual a 29º API

33,87

2Po < P < 3Po

35%

Mayor a 15º API e Inferior o igual a 22º API

35,14

3Po < P < 4Po

40%

Mayor a 10º API e Inferior o igual a 15º API

50,18

4Po < P < 5Po

45%

5Po < P

50%

P0 = P0 (n-1) · (1 + I (n-2))

F. 4.4

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 71

• Donde: n: Es el año calendario que comienza y para el cual se hace el cálculo n-1: Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza n-2: Es el año calendario inmediatamente anterior al año n-1 Po: Es el Po que rige para el nuevo año como resultado de la fórmula, aproximando a dos decimales Po(n-1): Es el valor de Po del año calendario inmediatamente anterior a (n-1) I(n-2): Es la variación anual, expresada en fracción, del índice de precios de productor de los Estados Unidos de América publicado por el Departamento del Trabajo de ese país –PPI Finished Goods WPUSOP 3000- entre el final del año calendario n-2, y el índice correspondiente al final del año inmediatamente anterior al mismo año n-2 aproximado a cuatro decimales Nota: El cálculo realizado anteriormente se realizará en el mes de diciembre de cada año y se aplicará al año siguiente. En los contratos con ANH se establece que el pago se puede realizar en especie o en moneda a elección de la ANH. En el primer caso se reduce la producción neta y en consecuencia los ingresos, en el segundo caso se aumentan los costos. Dependiendo de la decisión de la forma de pago, el analista deberá formular su modelo económico. 4.4.3.4 Participación en la sociedad Normalmente la distribución entre los socios que comparten responsabilidades en un contrato es proporcional a su participación. Sin embargo, pueden existir variaciones negociadas en las que se comparta la distribución en forma desigual. Por ejemplo, dos socios pueden compartir el WI en proporción de 50/50 y la distribución del NRI sea 40/60. Otro ejemplo podría ser que un socio aporte el 100% de todos los costos y gastos a cambio del 70% de la producción neta (después de consumo, regalías y participación de Entidades).

Capítulo 4 - Ingresos

4.5 Ejemplo de cálculo de producción neta A continuación se encuentra un ejemplo típico de una proyección de producción para un contrato de exploración y producción con la ANH, donde el pago de participación por precios altos se incorpora como un costo y no como una reducción de la producción neta.

Tabla 32: Ejemplo de cálculo de producción neta 2016

2017

10.500 3,8 4

2018

2019

2020

18.100 28.560 6,6 10,4 10 21

28.936 10,6 31

29.162 29.297 10,6 10,7 42 53

29.378 10,7 63

23.527 8,6 72

6.067 2,2 37%

12.435 21.149 4,5 7,7 41% 43%

23.764 8,7 45%

25.728 27.239 9,4 9,9 47% 48%

28.441 10,4 49%

25.511 9,3 52%

10.500 3,8

18.100 28.560 6,6 10,4

28.936 10,6

29.162 29.297 10,6 10,7

29.378 10,7

23.527 8,6

Porcentaje Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl

6,41% 673 0,2

6,98% 7,77% 1.264 2.218 0,8 0,5

7,80% 2.256 0,8

7,81% 7,82% 2.278 2.292 0,8 0,8

7,83% 2.300 0,8

7,39% 1.739 0,6

"X" de ANH Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl

197 0,1

542 0,2

436 0,2

2021

2022

2023

Producción de Crudo Nivel Campo Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Acumulada, Kbbl Producción de Agua Nivel Campo Promedio diario del año, bwpd Total año, Kbbl BSW, % Consumo Propio Promedio diario del año, bopd Total año, MMbbl Producción Gross Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Regalías

2016

337 0,1

2017

527 0,2

2018

534 0,2

538 0,2

540 0,2

2019

2020

2022

2023

26.147 9,5

26.346 26.465 9,6 9,7

26.537 9,7

21.353 7,8

3.176 1,2

3.184 1,2

2.562 0,9

29.507 29.641 10,8 10,8

29.721 10,8

23.915 8,7

2021

Producción Neta Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Diluente

9.630 3,5

Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Volume Neto a Ventas Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl WTI, US$/bbl Precio 13°API

1.156 0,4

Ingresos, MMUS$

10.786 3,9 111,6 100,4 395,4 2024

Producción de Crudo Nivel Campo

16.499 25.815 9,4 6,0 1.980 0,7

3.161 1,2

3.098 1,1

3.138 1,1

18.479 28.913 6,7 10,6 106,7 101,7 91,5 96,0

29.284 10,7 96,7 87,0

91,8 82,6

96,8 87,1

101,8 91,6

106,9 96,2

965,9

930,2

889,8

942,5

993,9

839,8

647,7

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 2025 2026 2027 2028 203173 2029 2030

"X" de ANH Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl

197 0,1

2016

337 0,1

2017

527 0,2

2018

534 0,2

538 0,2

540 0,2

2019

2020

26.147 9,5

26.346 26.465 9,6 9,7

542 0,2

436 0,2

2022

2023

26.537 9,7

21.353 7,8

3.176 1,2

3.184 1,2

2.562 0,9

29.507 29.641 10,8 10,8

29.721 10,8

23.915 8,7

2021

Producción Neta Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Diluente

9.630 3,5

Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Volume Neto a Ventas Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl WTI, US$/bbl Precio 13°API

1.156 0,4

Ingresos, MMUS$

10.786 3,9 111,6 100,4 395,4 2024

16.499 25.815 9,4 6,0 1.980 0,7

3.161 1,2

3.098 1,1

3.138 1,1

18.479 28.913 6,7 10,6 106,7 101,7 91,5 96,0

29.284 10,7 96,7 87,0

91,8 82,6

96,8 87,1

101,8 91,6

106,9 96,2

965,9

930,2

889,8

942,5

993,9

839,8

647,7 2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Producción de Crudo Nivel Campo Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Acumulada, Kbbl Producción de Agua Nivel Campo

14.116 5,2 77

Promedio diario del año, bwpd Total año, Kbbl BSW, % Consumo Propio

19.520

5.082 1,9 82

3.049 1,1 83

1.829 0,7 84

1.098 0,4 84

658 0,2 85

393 0,1 85

15.269 12.104

9.711

7.635 2,8 81%

5.993 2,2 85%

4.641 1,7 88%

3.490

1.829 0,7

1.098 0,4

658 0,2

393

6,00% 24 0,0

8.470 3,1 80

7,1 58%

5,6 64%

4,4 70%

3,5 76%

14.116

8.470

5.082

3.049

5,2

3,1

1,9

1,1

6,68% 6,26% 530 943 0,2 0,3

6,01% 305 0,1

6,00% 183 0,1

6,00% 110

6,00% 66

0,0

6,00% 39 0,0

1,3 90%

Promedio diario del año, bopd Total año, MMbbl Producción Gross Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl

0,1

Regalías Porcentaje Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl "X" de ANH Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl

263 0,1

159 0,1

0,0

57 0,0

34 0,0

21 0,0

12 0,0

7 0,0

Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Diluente

12.909 4,7

7.781 2,8

4.681 1,7

2.809 1,0

1.685

1.011

606

362

0,6

0,4

0,2

0,1

Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl Volume Neto a Ventas Promedio diario del año, bopd Total año, Kbbl WTI, US$/bbl Precio 13°API

1.549 0,6

934 0,3

562 0,2

337 0,1

202 0,1

121

0,0

14.458 5,3

8.714 3,2

3.146 1,1

111,9 100,7

116,9 105,2

5.243 1,9 120,4 108,4

124,0 111,6

1.888 10,8 101,8 91,6

1.133 0,4 131,6 118,4

678 0,2 135,5 122,0

406 0,1 139,6 125,6

531,5

334,6

207,4

128,2

993,9

48,9

30,2

18,6

Producción Neta

Ingresos, MMUS$

Capítulo 4 - Ingresos

4.6 Diluyente Puede existir el caso, especialmente en campos de crudo pesado, donde se requiera diluir el crudo producido, ya sea con gasolina natural o un crudo más liviano a fin que pueda fluir a través de un oleoducto, o sea necesario llevarlo a una especificación de gravedad API exigida por el comprador. En ese caso, el volumen de diluente deberá sumarse a la producción, puesto que el volumen a ventas será el total de crudo producido más el diluente que le sea mezclado. De igual forma el costo de dicho volumen de diluente, incluyendo su transporte hasta el punto de mezcla, deberá ser considerado.

4.7 Precio de venta del hidrocarburo El crudo es un commodity (bien transable mundialmente cuyas características son similares o comparables con un patrón de referencia) que se transporta y se transa a nivel mundial con facilidad. Existe la tendencia a equilibrar los precios en el mercado mundial, ajustando los valores con los costos de transporte y ajustes relativos a la calidad y usando como referencia ciertos crudos llamados marcadores, siendo los mayormente utilizados el crudo West Texas Intermediate (WTI) y el Brent. En la región americana es común utilizar como referencia el crudo WTI que corresponde a la cesta de crudos de Texas y de Oklahoma, un crudo liviano de muy alta calidad con 39,6 º API y 0,24% de azufre. En Europa los países se guían por el BRENT que es una mezcla de crudos producidos principalmente en el Mar del Norte. Este es un petróleo liviano de alta calidad con gravedad de 38 º API y 0,37% de azufre. En el caso del gas, la comercialización a nivel mundial no es tan sencilla como en el crudo. El negocio del Gas Natural Comprimido requiere de altas inversiones para la construcción de facilidades de despacho como de recepción. Sin embargo, la tecnología y la necesidad de ciertos países de contar con esta fuente de energía ha incrementado el modelo de negocio.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 75

El gas puede encontrarse en forma de gas libre (campos que solo producen gas) o como gas asociado al crudo. En ambos casos, es posible que el gas contenga líquidos del gas natural, cuya denominación comercial mayormente conocida es GLP (Gas Licuado de Petróleo) y Nafta o gasolina natural. Ambos son productos de alto valor comercial que pueden representar una importante fuente de ingresos al negocio. Como etapa previa a la elaboración del modelo económico para evaluar un proyecto, es necesario conocer el destino de la venta los productos que pueden ser dirigidos al mercado de exportación o local, ya sea a una refinería o directamente al mercado interno, y la logística de disposición del producto, que incluye el punto de entrega o venta en el cual se establecerá el precio de venta, cuya determinación considerará los costos operacionales para llevar el producto hasta ese sitio. Veamos un ejemplo.

Gráfico 33: Diagrama simple de logística de disposición de crudo a exportación

e rib Ca ar M

Rioacha Santa Marta CR-1

Barranquilla Cartagena

SSJN-3

Valledupar

CAMPO Guama

La Creciente

Coveñas

PANAMÁ

SSJN-7

SSJN-9*

ODC Pipeline

Detailed Area

CATGUAS

Ayacucho

CARBONERA - LA SILLA

Caño Limon-Coveñas Pipeline

Cerrito

BICENTENARIO Pipeline

VENEZUELA Caño Limon

Bucaramanga

Arauca Banadia

Barrancabermeja

oceano Pacíﬁco

Cor-24

OCENSA Pipeline

Medellín Vasconia

Cor-15*

CPE-1

Muisca* Rio Seco Guaduas

Ibague

Buganviles Guasimo

CPO-1 Apiay

Villavicencio

Arrendajo

Moriche

Monterrey

Bogota

Abanico MUISCA

Chipalo

OAM Pipeline

ODL Pipeline

CPO-12

Sabanero* Quifa CPO-14

CPE-6 E&P Rubiales/Piriri

VSM-12

Neiva

Araguaney

Tunja

La Dorada

Guaduas-Dorada Pipeline

Cali

Lla-55

Las Quinchas

Quibdó

Buenaventura

Lla-7

Tenay VSM-13

CPO-17*

Popayan Tumaco PORTOFINO

Pasto

ANDAQUÍES TOPOCAYO CAG-5 CAG-6 Mansoya

Orito

PTMAYO 9 PTMAYO 8 46

TACACHO

BRAZIL

ECUADOR

Capítulo 4 - Ingresos

TRANSPORTE

OLEODUCTO

EXPORTACIÓN

Suponga las siguientes condiciones • El precio al cual se cotiza el crudo de 18 ° API en puerto de exportación es WTI – 10%. • El crudo que se produce en su campo es de 14° API. • El Punto de Entrega se encuentra a 40 kilómetros y el costo de transporte por carro-tanque es 12 US$/bbl. • El costo de transporte por oleoducto desde el punto de entrega es de 15 US$/bbl. • El oleoducto exige una gravedad de al menos 18° API. • En el punto de entrega le ofrecen facilidades de mezcla a un costo de 0,5 US$/bbl de crudo. • Para llevar su crudo de 14° a 18 °API debe mezclar 10% de gasolina natural. o Costo diluente: WTI + 15%. o Transporte de diluente a punto de entrega: 20 US$/bbl. El volumen de venta debe considerar el volumen neto de producción + el volumen que agregó con la dilución. En cuanto al precio, si su empresa es quien maneja directamente el contrato de exportación del crudo, utilizará como precio de venta el mismo precio de exportación, WTI – 10%, aplicado al volumen de crudo diluido. El costo del diluente y su transporte, el costo de transporte en carro-tanque y oleoducto, y el costo de mezcla no se consideran para establecer el precio. En caso que sea un tercero quien exporta, posiblemente le ofrezca una fórmula referenciada al precio de exportación, descontando los costos desde el punto de exportación hasta el punto de venta, este precio o método de cálculo se conoce como precio netback. En este caso se debe establecer la condición de entrega de ese crudo. Suponga que negocia la entrega de crudo sin diluir, entonces una posible fórmula negociada incluirá los siguientes componentes: o Precio crudo exportación 18° API, US$/bbl: WTI – 10% o Ajuste de calidad: - 5% o Menos costo transporte oleoducto, US$/bbl crudo: 15 * 1,1 = 16,5 o Costo dilución, US$/bbl crudo: [(WTI + 15%) + 20] x 0,1 + 0,5 o Costo de manejo y comercialización, US$/bbl: 0,5

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 77

El costo de transporte por carro-tanque de crudo sin diluir hasta el punto de entrega no se incluirá en el cálculo del precio. En la mayoría de las ocasiones, la logística de dilución y disposición de productos para la venta es compleja. Adicionalmente, el producto es vendido a un portafolio de clientes a condiciones que pueden variar entre ellos. Por tales motivos, es recomendable contar con la participación del área comercial, transporte y logística a fin de obtener resultados de mayor calidad.

4.8 Fuentes de información de precios de hidrocarburos Los precios de los hidrocarburos son normalmente referenciados a productos marcadores. Tal es el caso para el crudo WTI (West Texas Intermediate) y el crudo Brent, ambos expresados en US$/bbl. En el caso del gas el marcador mayormente utilizado como referencia en el Henry Hub, expresado en US$/MMBTU. En el caso colombiano los precios de venta son relacionados a los crudos Castilla y Vasconia (a su vez correlacionados con los marcadores internacionales), pero el precio del gas no mantiene relación con el marcador Henry Hub. Existen empresas especializadas como IHS CERA, Purvin & Getz, entre otras, que realizan estudios de mercado de los hidrocarburos. Dichas empresas analizan la oferta y demanda mundial bajo posibles escenarios económicos y geopolíticos, tendencias y demás factores que pudieran afectar el precio de los hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo. Otra fuente de información importante es la US Energy Information Administration, EIA. Esta fuente ofrece información histórica y publica análisis con su visión a corto plazo del mercado petrolero (“Short-Term Energy Outlook”). El mercado de futuros es una referencia valiosa para conocer el precio al cual se transa el petróleo y refleja el precio que está hoy día dispuesto a pagar el mercado en una fecha posterior a la actual. Esta información refleja una situación real del mercado y si la empresa desea asegurar el precio de venta de su producción futura estaría efectivamente reduciendo su incertidumbre. La empresa podría perder la

Capítulo 4 - Ingresos

oportunidad de vender a un mayor precio, pero también estaría cubriendo su riesgo en caso que los precios bajen. Si bien el mercado de futuros ofrece información que aseguraría el ingreso, es la opinión del autor que pudiera estar afectado por un cierto grado de especulación. Es importante que las evaluaciones consideren diversos escenarios de precios para conocer el resultado económico del proyecto. Este tópico se tratará con mayor detalle más adelante.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 79

CAPÍTULO 5

EGRESOS

Los egresos de la empresa tienen diferentes causas y son tratados contablemente de forma diferente. Cuando un egreso se destina a la compra de equipos u otros bienes que pasan a formar parte de los activos de la empresa, se considera que contribuye al capital de la empresa. En el medio de la industria petrolera nos referimos a ese tipo de egreso como CAPEX, por su abreviación en inglés de Capital Expenses. Cuando el egreso no es capitalizable pero está directamente relacionado con la operación nos referimos a él como OPEX, por su abreviación en inglés de “Operacional Expenses”. El OPEX a su vez puede estar directamente relacionado a las unidades producidas y se clasifica como Costo Variable, y en caso que se incurra en un OPEX independientemente de las unidades producidas lo clasificamos como OPEX Fijo. Adicionalmente la empresa requerirá incurrir en egresos para cubrir sus Gastos Administrativos y Generales, tales como obligaciones bancarias, cumplir con pagos relacionados con condiciones contractuales, y deberá pagar las contribuciones establecidas al Estado por la vía de Regalías e Impuestos. Para realizar una correcta evaluación económica es sumamente importante la correcta identificación y clasificación de los costos para adoptar supuestos de proyección acordes a cada uno de ellos. Por otra parte, los estimadores de costos normalmente proyectan los desembolsos en moneda a la fecha actual (términos reales), por lo que será necesario aplicar la inflación estimada en caso de elaborar el modelo en términos corrientes, opción recomendada por el autor.

Capítulo 5 - Egresos

5.1 CAPEX Las inversiones y otros desembolsos capitalizables pasan a formar parte de los activos de la empresa y son conocidos comúnmente en la industria petrolera como CAPEX. Todo proyecto requiere realizar desembolsos en una etapa previa al inicio de las operaciones, algunos de los desembolsos son distintos a la compra de activos, por ejemplo contratación de estudios geológicos, estudios sísmicos, diseños de ingeniería, cubrir los costos de nómina del personal involucrado e incluso los gastos de ese personal para realizar visitas en sitio, etc. Así mismo es necesario incurrir en la compra de ciertos equipos y en perforación de pozos exploratorios, entre otros. Si la empresa se acoge a los estándares internacionales de reporte, “IFRS”, el método de cálculo de costos que debe ser aplicado es el de successful efforts, de manera que dichos desembolsos solo pueden ser contablemente capitalizados siempre que se descubra petróleo. En caso contrario, se considerarán como gastos y su tratamiento a efectos del impuesto sobre la renta será diferente como veremos más adelante. Por otra parte, desde el punto de vista de riesgo, todos los desembolsos previos al descubrimiento representan un capital que se estará arriesgando con la expectativa que se descubran reservas petroleras, y se denomina Capital a Riesgo. Las inversiones o el CAPEX en la industria petrolera se clasifican en inversiones de subsuelo e inversiones de infraestructura. Esta clasificación es necesaria debido a que son tratados en forma diferente desde el punto de vista contable, específicamente en el cálculo de la depreciación, lo cual tiene incidencias en el cálculo del impuesto sobre la renta.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 81

5.1.1 CAPEX de Subsuelo Las inversiones de subsuelo corresponden al costo integral del pozo, incluyendo movimiento de taladro, construcción de su localización y vía de acceso, perforación, compleción y pruebas. Los desembolsos corresponderán al plan de perforación del campo que concierne a la proyección de producción utilizada en la evaluación. Una vez que se descubren reservas se procede al desarrollo del campo, para lo cual se perforarán pozos delineadores o de avanzada, que son pozos cuyo objetivo es encontrar los límites del yacimiento e incorporar reservas probadas, y pozos de desarrollo para extraer la mayor cantidad de petróleo posible del yacimiento probado. La perforación de pozos delineadores y desarrollo tiene cierto riesgo, podrían salir secos. Sin embargo, las reservas existen y en todo caso será necesario perforar una mayor cantidad de pozos para obtener la producción proyectada. No es posible pronosticar cuáles serán los pozos secos, en tal sentido, es recomendable estimar entre 90 – 95% de éxito para el programa de perforación, pero afectando la cantidad de pozos a perforar y en consecuencia el CAPEX y no la producción. A continuación un ejemplo de la cantidad de pozos suponiendo éxito del 90%. Tabla 34: Ejemplo de proyección de perforación de pozos

Plan de Perforación

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Pozos Producción Verticales

Pozos Producción Horizontales

Pozos Producción Verticales

Pozos Producción Horizontales

Plan de Perforación con riesgo

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Pozos Producción Verticales

2,2

4,4

8,9

Pozos Producción Horizontales

1,1

2,2

Pozos Producción Verticales

3,3

Pozos Producción Horizontales

1,1

Capítulo 5 - Egresos

Como se vio en el capítulo 4, la proyección de producción es el resultado de un plan de perforación, donde cada pozo tendrá una producción inicial, una declinación y en su conjunto, se asume un porcentaje de producción diferida dado que siempre pueden surgir imprevistos o mantenimientos que requieran mantener algún pozo cerrado temporalmente o produciendo por debajo de su potencial. El riesgo aplicado al CAPEX de pozos es independiente a la producción diferida.

5.1.2 CAPEX de Infraestructura La producción puede venir como una mezcla de agua, crudo y gas dependiendo del yacimiento. El gas deberá separarse para su manejo, disposición o venta. El agua también será necesario separarla y tratarla para después disponerla, ya sea como riego, en lagos o ríos o inyectarla. El volumen de agua que pueda disponerse por cada una de las formas mencionadas dependerá de los estudios de impacto ambiental que sirven de insumo para el plan de manejo ambiental y finalmente lo que permitan las autoridades ambientales. La perforación de los pozos de inyección también formará parte del CAPEX de subsuelo. La producción proveniente de los pozos perforados debe ser enviada a los centros de tratamiento y venta, para lo cual se ejecutarán inversiones de infraestructura que corresponden a la construcción de todas las facilidades requeridas para transportar y procesar los gases, líquidos y sólidos producidos desde la boca del pozo hasta su punto de entrega a ventas. Las inversiones de infraestructura son subclasificadas a criterio de cada empresa a los fines prácticos de identificación según el tipo de proceso. Por ejemplo: líneas de flujo, troncales, estaciones de recolección, plantas de separación de crudo y gas, plantas de tratamiento de crudo y gas, centros de almacenamiento o baterías de tanques, centros de procesamiento de fluidos o CPF, centros de inyección de agua, centros de generación de energía eléctrica, etc.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 83

La estimación de las inversiones para infraestructura debe corresponder al Plan de Producción del campo a fin que se planifiquen con una capacidad de manejo y tratamiento acorde a la producción de gas, crudo y agua. Es factible que sea necesario realizar ajustes al Plan de Producción para mejorar las economías del campo. Por ejemplo, veamos las siguientes proyecciones hipotéticas de producción. Gráficos 35 y 36: : Ejemplo de escenarios de producción Plan B

6000

5000

4000

3000

bpd

Plan A

2000

1000

Agua

Crudo

Fluido Total

Agua

Crudo

Fluido Total

Ambas proyecciones acumulan la misma cantidad de crudo al terminar el horizonte económico del proyecto que corresponde al área debajo de las curvas de producción. Pero, con el Plan A es necesario diseñar una infraestructura que sea capaz de manejar en el año 5 un pico de producción de fluido de unos 5400 bpd, agua 3900 bpd y crudo 1500 bpd. Antes del año 5 es factible la instalación por fases, lo cual resulta más costoso que el diseño de una instalación con mayor capacidad desde el principio y posterior al año 5, habría que considerar el desmantelamiento de fases o dejar la infraestructura sobre-diseñada respecto a la producción. De modificar el proyecto al Plan B, se obtendría el mismo volumen de crudo, pero manteniendo un plateau (nivel al cual se estabiliza la producción por

Capítulo 5 - Egresos

un cierto tiempo) más bajo con una infraestructura de menor capacidad: bombas más pequeñas, tubería de menor diámetro, tanques de menor capacidad, etc. La opción más conveniente desde el punto de vista económico será la que muestre un VPN mayor, lo cual solamente es posible simulando los dos flujos de caja. De igual forma, el tamaño de la infraestructura y manejo de volúmenes menores influye en el OPEX. Es conveniente que el evaluador disponga de una clasificación del CAPEX de infraestructura por proceso, la cual será producto de una estimación mucho más detallada realizada por el personal del departamento de ingeniería o proyectos. A continuación un ejemplo: Tabla 37: Ejemplo de proyección de CAPEX de infraestructura en términos constantes

PROYECTO QUIFA S/O 45K (USD)

2012

2013

2014

2015

2016

TOTAL

9.466

421.875

267.861

56.818

49.308

38.422

CPF Sistema de Crudo

47.034 6.232

34.444 7.430

24.728 0

12.364

118.570 13.662

Sistema de Agua

33.660

20.966

20.107

10.054

84.787

7.141

6.048

4.621

2.310

187.164

22.374 22.374 0

20.653 20.653 0

24.095 24.095

27.901

3.927

1.963

33.791

27.901

3.927

1.963

33.791

Sistema de Auxiliares FACILIDADES DE CAMPO Proyección Inyección

98.666 88.498

OTRAS FACILIDADES Otros Proyectos GERENCIA Y CONSTRUCCION DE PROYECTOS

5.762

20.120 9.466 9.466

263.752 175.254 88.498

5.762

El departamento de proyectos y sus estimadores de costos normalmente elaboran sus perfiles de desembolsos en la moneda actual, en el caso del ejemplo, estará en moneda del año 2012. Por lo tanto, para incorporar los datos de CAPEX a un modelo elaborado en términos corrientes es necesario incorporar la inflación:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 85

Tabla 38: Ejemplo de proyección de CAPEX de infraestructura en términos corrientes 2012 267.861 47.034 CPF Sistema de Crudo 6.232 Sistema de Agua 33.660 Sistema de Auxiliares 7.141 187.164 FACILIDADES DE CAMPO Proyección 98.666 Inyección 88.498 OTRAS FACILIDADES 27.901 Otros Proyectos 27.901 GERENCIA Y CONSTRUCCION DE PROYECTOS 5.762 Inflación anual: 3% PROYECTO QUIFA S/O 45K (USD)

2013 58.523 35.478 7.653 21.595 6.229 23.045 23.045 0

2014 52.310 26.234

2015 41.985 13.510

21.332 4.902 21.911 21.911

10.986 2.525 26.329 26.329

4.166 4.166

2.145 2.145

2016 10.654

10.654 10.654

TOTAL 431.334 122.256 13.885 87.573 20.797 269.103 180.605 88.498 34.213 34.213 5.762

5.2 OPEX Los costos operativos u OPEX son los desembolsos relacionados a la operación que no pueden ser considerados como activos de la empresa o no pueden ser capitalizados. Por ejemplo, la energía eléctrica que se requiere para operar una bomba de transferencia, o el químico para hacer tratamiento al agua, son desembolsos relacionados con la operación y no forman parte del capital de la empresa. En la medida que se disponga de una mejor clasificación y detalle de los costos, se obtendrá una mejor estimación de las economías del proyecto. Los costos operativos pueden tener aún mayor impacto en comparación con el CAPEX, por eso es importante evitar el uso de premisas generales y simples de costos constantes por barril producido. La participación de los especialistas en la operación de campos es importante para mejorar la calidad de los estimados. Los costos operacionales se clasifican en variables y fijos. El OPEX variable es función directa de las unidades producidas y el OPEX fijo no lo es. El OPEX fijo dependerá de otras variables de operación del campo y puede incrementarse o reducir acorde a la exigencia de la operación. Al conjugar todos los costos operativos se tiene como resultado el OPEX por barril proyectado para el campo. Cuando la producción del campo declina puede registrarse un incremento en el costo de operación unitario por cuanto el OPEX fijo se distribuye entre una cantidad menor de unidades de producción.

Capítulo 5 - Egresos

5.2.1 Costos Variables Una instalación petrolera para producción de hidrocarburos, al igual que todo proceso productivo, incurre en desembolsos que están directamente relacionados con la cantidad de unidades producidas, conocidos como costos variables. En esta categoría se incluye el consumo de energía, el tratamiento químico y transporte. En cuanto al consumo de energía, en la medida que se maneje mayor cantidad de fluido, se requerirá mayor consumo eléctrico en cada uno de los procesos: operación de las bombas de los pozos para llevar el fluido hasta el CPF (Centro de Procesamiento de fluidos), el consumo de energía en el CPF para la separación del crudo, gas, agua y sólidos, el transporte del agua desde el CPF hasta el punto de vertimiento o inyección, la inyección de agua y otros posibles procesos intermedios. De igual forma, el tratamiento químico consume una tasa determinada de químico por cada galón de fluido dependiendo de la etapa del proceso. A la entrada del CPF es necesario agregar químicos para la separación del agua, al crudo se le agregan químicos para llevarlo a especificación de venta, al agua de inyección se le deben agregar químicos para proteger el pozo inyector. El transporte por carro-tanques, gasoductos y oleoductos, según sea el caso, tiene una tarifa unitaria por barril transportado. Es importante destacar que existen costos variables por el manejo de fluido producido (crudo, gas y agua, o una combinación), costos variables por el manejo de crudo y costos variables por manejo de agua. Considerar un costo variable global relacionado solamente a la producción de crudo podría causar errores significativos en la proyección de costos. Para demostrar lo anterior, suponga la siguiente proyección hipotética:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 87

Gráficos 39: Ejemplo de proyección producción crudo y agua para cálculo de OPEX variable.

30.000 91% 25.000

bpd

20.000

63%

67%

71%

77%

80%

83%

95% 95%

97%

87%

100% 90% 80% 70% 60%

15.000

50% 40%

10.000

30% 20%

5.000

10% 0

0 0

Agua

Crudo

Fluido Total

AyS

Si a la proyección mostrada en el gráfico anterior se asigna solamente un costo variable por barril de crudo producido se estaría dejando de considerar el costo de manejo de una gran cantidad de agua y fluido total, tanto en el consumo de energía como en tratamiento. 5.2.2 Costos Fijos Los costos fijos son aquellos desembolsos que son independientes de la producción, cada uno de ellos depende de variables particulares drivers, tales como cantidad de clústeres, cantidad de pozos, área del campo, cantidad de instalaciones de superficie, otros; y al estimar el costo unitario de cada driver en particular será posible proyectar con base en actividad del campo.

Costo Fijo =

∑

Driver x costo unitario

A continuación algunos ejemplos de costos fijos: • Costos de personal: personal de campo, alimentación, campamentos, alquiler de equipos, servicios industriales, contratación de servicios operacionales, transporte, ambulancia, bomberos, comunicaciones, auditorias técnicas, materiales generales y de procesos, combustibles,

Capítulo 5 - Egresos

apoyo tecnológico, etc. Las plantillas presupuestales son una buena guía para realizar los estimados. Por ejemplo, si el personal de campo se compone en cuadrillas, cada cuadrilla está compuesta de una determinada cantidad de trabajadores, se conoce el costo de cada trabajador y la cantidad de pozos que pueden supervisar diariamente, el driver será la cantidad de pozos y se podrá determinar el costo por grupo de pozos. • Costos de mantenimiento: depende de la cantidad de equipos y dimensión del campo. En etapas tempranas del desarrollo, cuando existe poca información o el nivel de precisión de la evaluación se encuentra en etapa de pre-factibilidad, puede considerarse como un porcentaje del CAPEX el cual incrementa en la medida que existan más equipos móviles y análogamente disminuye en función de los equipos estáticos. En los casos donde se tiene la experiencia de operación del campo o referencias de campos similares, es posible proyectar los costos con mayor precisión seleccionando las variables que afectan el costo o drivers y su costo unitario. • Costos de gestión social: contribuciones a las comunidades. El monto dependerá de los acuerdos con las comunidades y la política de cada empresa. • Costos de gestión ambiental: auditorías ambientales, toma y análisis de muestras, remediaciones, reforestaciones. • Seguridad física: privada y convenios con las fuerzas públicas. • Imprevistos: asignar un porcentaje en función de la confiabilidad del estimado de costos. A continuación un ejemplo:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 89

Tabla 40: Ejemplo de proyección de OPEX fijo T. Reales 2012 OPEX Fijo, MM US$

2012

2013

2014

2015

2016

Personal

11,0

10,0

9,0

Mantenimiento

3,0

2,0

1,0

Gestión Social

0,5

Gestión Ambiental

0,7

Seguridad Física

2,1

Imprevistos (15%) Total

2,6

2,3

2,0

19,9

17,6

15,3

En la medida que la producción del campo declina, el costo fijo unitario tendrá un mayor peso sobre el flujo de caja del año hacia el final del horizonte económico del proyecto, pero es posible que el OPEX fijo también disminuya acorde a la menor actividad. Por ejemplo, los rubros que dependan de la cantidad de pozos disminuirán en la medida que se cierren o abandonen pozos. Es importante que el OPEX Fijo, al igual que todos los componentes del flujo de caja a modelar, estén en la misma base de moneda; es decir, en términos reales o corrientes. Por ejemplo, los costos de la tabla 5.4 que se encuentran en términos reales y en la tabla 5.5 se calculan sus equivalentes en términos corrientes. Tabla 41: Tabla 5.4 convertida a términos corrientes

T. Corrientes (i=3%)

2012

2013

2014

2015

2016

OPEX Fijo, MMUS$

19,9

20,5

21,1

19,2

17,2

Capítulo 5 - Egresos

5.2.3 Costos de servicio a pozos Después de perforados, normalmente los pozos requieren ser intervenidos para hacerles reparaciones o mantenimiento para mantener su nivel de producción. El lenguaje petrolero puede denominar estos trabajos como workover o RA/RC (re acondicionamiento /‘recompletación’), independientemente de su clasificación como OPEX o CAPEX. La periodicidad de los servicios a pozos y el alcance del trabajo es muy variable, para los efectos de evaluación económica normalmente se considera un servicio a pozo como un costo promedio aplicado cada cierto tiempo según el criterio de los operadores de campo. Este es un OPEX que no está en función directa al barril, pero tampoco es un costo fijo permanente. Si un trabajo que se realiza a un pozo tiene como objetivo explorar un yacimiento diferente, por ejemplo cañoneando otra arena a un nivel superior, entonces se considera como CAPEX. Previo a iniciar una intervención del pozo, es importante realizar una evaluación económica individual bajo el escenario de mantener el pozo bajo la situación actual y bajo el escenario de intervención, el que requiere un desembolso inicial para incrementar la producción. Este aspecto se desarrolla en el capítulo 10.

5.3 Depreciación La depreciación no es un costo real (non-cash cost), pero es un cálculo que permite distribuir el uso de un activo a través del tiempo y considerarlo a los efectos del cálculo del impuesto sobre la renta. Al utilizar un activo, con el tiempo se hace necesario reemplazarlo, por lo cual ese activo tendrá una vida útil. La vida útil es diferente en cada activo y depende de la naturaleza del mismo. En Colombia, los inmuebles (incluidos oleoductos) tienen una vida útil de 20 años; la maquinaria, equipos y otros bienes muebles de 10 años; vehículos automotores y equipos de computación, 5 años. En el caso específico de los pozos petroleros, la vida útil es igual a su período de producción.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 91

En muchos países se permite depreciar utilizando diversos métodos a elección del inversionista. Los métodos normalmente utilizados en la industria petrolera son el método de línea recta y por unidades de producción. Otros métodos de depreciación acelerada y sus variaciones no se desarrollarán en este texto. 5.3.1 Depreciación por Línea Recta Este método se aplica a todas los activos cuya vida útil se asocia a un período determinado. La depreciación será el resultante del costo del equipo entre su vida útil. La fórmula es la siguiente:

Dt = ∑ t=1

I VU

F. 5.1

Donde: Dt: Depreciación del año t t: año dentro del período de la vida útil I: Monto de inversión del activo VU: Vida útil del activo a depreciar Cada activo debe incluir los costos asociados a su puesta en operación acorde a lo que permitan las leyes de impuestos del país. Por ejemplo, los costos de diseño, pruebas y arranque. En términos corrientes la depreciación tiene el mismo monto todos los años. Al final de la vida útil el activo se habrá depreciado completamente y la suma de las depreciaciones anuales será igual al monto de la inversión. Pero, las leyes del impuesto sobre la renta de la mayoría de los países no permiten la actualización del costo del activo con la inflación y el inversionista perderá el valor del dinero correspondiente (Capítulo 2).

Capítulo 5 - Egresos

Veamos el siguiente ejemplo: Tabla 42: Ejemplo de depreciación en línea recta Vida útil, años: 5 Inversión, US$: 1'000.000 Términos Corrientes 0

Año CAPEX, US$

200.000

194.175

188.519

183.028

TOTAL

200.000

1.000.000

TOTAL

172.522

915.941

1'000.000

Depreciación, US$

200.000

Términos Reales (i=3%) Año

CAPEX, US$ Depreciación, US$

1'000.000 177.697

En el primer cuadro se muestran los montos que se reflejarán en los estados financieros anuales de la empresa y que son reconocidos por los organismos de impuesto sobre la renta anualmente. Esos montos serán los mismos que el analista incluirá en su modelo económico en términos corrientes. Si el analista decide desarrollar un modelo en términos reales (o constantes), deberá convertir los montos a desembolsar en moneda del año cero, descontando la inflación, tal como se muestra en el segundo cuadro, que considera una inflación del 3% anual. 5.3.2 Depreciación por Unidad de Producción Este método se aplica a todas los activos cuya vida útil se asocia a una cantidad total de producción durante su vida útil. La vida útil de un pozo de petróleo es el período en el cual puede continuar produciendo las reservas asociadas mientras los ingresos superen los costos.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 93

La fórmula para el cálculo de la depreciación anual es la siguiente:

Dt = Pt · =

I t

∑

t=0

Pt F. 5.2

Donde: Dt: Depreciación del año t Pt: Producción total del año t I: Inversión t

∑ t=0

Pt :Es la producción total del pozo durante su vida útil. Se conoce con el término Np o Net Pay.

Cada pozo debe incluir los costos asociados a su puesta en operación acorde a lo que permitan las leyes de impuestos del país: diseño, localización y vía de acceso, movilización del taladro, perforación, tuberías y equipos de subsuelo, cabezal, registros, pruebas y líneas de flujo. La fórmula dará como resultado el monto de depreciación anual en términos corrientes, en función de la producción del año. Veamos el siguiente ejemplo: Tabla 43: Ejemplo de depreciación por unidades de producción Producción Inicial: Declinación anual: Inversión, US$: UDP

1500 40% 1'000.000 0,79

Términos Reales Año CAPEX, US$

900

540

324

194

TOTAL

1'000.000

Producción promedio, bpd

1.500

Producción año, bls

547.500

328.500

197.100

118.260

70.956

1.262.316

Depreciación, US$

433.727

260.236

156.142

93.685

56.211

1.000.000

TOTAL

245.297

142.892

83.238

48.488

941.009

Términos Reales (i=3%) Año CAPEX, US$ Depreciación, US$ 94

Capítulo 5 - Egresos

1'000.000 421.094

Producción promedio, bpd

1.500

900

540

324

194

Producción año, bls

547.500

328.500

197.100

118.260

70.956

1.262.316

Depreciación, US$

433.727

260.236

156.142

93.685

56.211

1.000.000

TOTAL

245.297

142.892

83.238

48.488

941.009

Términos Reales (i=3%) Año

CAPEX, US$

1'000.000

Depreciación, US$

421.094

En este ejemplo la depreciación unitaria será 0,79 US$/bbl, correspondiente a dividir el monto de la inversión de 1.000.000 US$ entre el Np de 1.262.318 barriles. Cada año se multiplica la depreciación unitaria por la producción del año y puesto que la producción declina 40% anualmente, las depreciaciones serán distintas todos los años e irán disminuyendo acorde a la disminución de la producción.

La depreciación no es un desembolso verdadero por lo tanto no debe ser restado al

5.4 Regalías Las regalías son, en la práctica, un impuesto de explotación y pueden ser pagadas en volumen o en moneda dependiendo de las condiciones que establezcan las leyes. En todo caso se acostumbra a rebajar el porcentaje de regalías de la producción del campo como parte del cálculo de la producción neta. Las condiciones específicas para Colombia se detallaron en el capítulo 4.4.1.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 95

5.5 Costo de Abandono Al finalizar el proyecto la empresa debe entregar las áreas que ocupó en las condiciones que exige el contrato y clausurar los pozos. El costo para realizar dicha tarea se conoce como costo de abandono, el cual puede variar según cada contrato. El costo puede ser considerado como un desembolso al final del proyecto o considerar una provisión anual a tales efectos. En algunos contratos se determinan fórmulas de provisión anual de fondos. Por ejemplo, en contratos de la ANH se considera la siguiente fórmula de provisión anual:

Fondo Anual = Costo de abandono ·

(Producción Acumulada)2 Reservas

F. 5.3

El costo de abandono debe ser actualizado anualmente considerando alcance e inflación.

5.6 Otros costos Pueden existir otros costos de naturaleza contractual o fiscal que deben ser considerados en el modelo de evaluación económica, teniendo el cuidado de incorporarlos en los mismos términos de la evaluación económica. En Colombia, por ejemplo, la ANH establece el pago de una cantidad por hectárea de terreno adjudicado durante las fases de exploración (derecho por áreas de exploración), y una vez produciendo, se le paga una cantidad por barril producido (derecho sobre la producción). Ambos derechos deben indexarse con inflación de acuerdo a los contratos. Así mismo, existe la cláusula de derecho por precios altos, que pudiera ser pagada en moneda o en volumen. En caso de elegir el pago en moneda, se debe incluir como un costo. Desde el punto de vista fiscal, en Colombia existe un impuesto a las transacciones bancarias del 0,4% que debería aplicarse a la suma de todos los desembolsos del flujo de caja. En otros países existen impuestos regionales y/o pagos a organizaciones no gubernamentales para el desarrollo de una actividad específica.

Capítulo 5 - Egresos

En Perú existe un “impuesto laboral” que establece un 5% sobre la renta gravable, a ser distribuido entre los trabajadores. Este impuesto se considera como un costo para el cálculo del impuesto sobre la renta.

5.7 Impuesto sobre la renta El modelo de evaluación económica debe incluir el pago de impuesto sobre la renta, cuya base para el cálculo es el resultado de aplicar la tasa de impuesto a la ganancia gravable:

Ganancia Gravable = (Ingresos – OPEX – Regalías - Gastos Admón. y Gral. - Depreciación – Otros Gastos) F. 5.4

I.S.L.R. = Ganancia Gravable x Tarifa Impuesto Nominal (%)

F. 5.5

Los períodos fiscales corresponden al año calendario y a efectos del flujo de caja. Cuando en un año la ganancia gravable (es la ganancia sobre la cual se paga impuesto sobre la renta) es negativa, no se paga impuesto sobre la renta, y la pérdida es trasladable a años siguientes (carry-over) con ganancia gravable positiva para ser descontada como si fuera un costo. En la mayoría de los países, incluyendo Colombia, no se permite ajustar las pérdidas de años anteriores por la inflación, por lo tanto el monto que resulta estará directamente en términos corrientes.

5.8 Impuesto al Valor Agregado, IVA Las condiciones del IVA varían de un país a otro. Normalmente la empresa actúa como un agente de retención del IVA y hace un balance entre el IVA que paga a sus proveedores y contratistas, y el IVA que cobra a sus clientes. La diferencia se entrega a las autoridades fiscales. En algunos países, los compradores locales de petróleo están exentos del pago del IVA, en cuyo caso las empresas petroleras no podrán compensar el IVA que han pagado y tendrán que considerarlo como un costo, a menos que el Estado tenga un mecanismo de compensación. De igual forma, cuando la empresa exporta su crudo,

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 97

los clientes internacionales no tienen la obligación de pagar IVA, y si el Estado no tiene mecanismos de compensación, la porción no compensada deberá ser considerada como un costo.

5.9 Otros impuestos Cada país tiene su sistema particular de impuestos y puede incluir impuestos a las transacciones bancarias, o cualquier otro tipo de impuesto de carácter local, municipal, estatal o nacional. Es importante conocer el marco fiscal del país en el cual se desarrollará el proyecto a fin de asegurar que sean considerados todos los costos asociados al proyecto.

5.10 Capital de trabajo Toda empresa requiere de capital para iniciar las operaciones y posteriormente para mantener la operatividad del negocio. Esto debe ser considerado por cuanto es un dinero que permanecerá en la empresa como si fuera una inversión, con la diferencia que es mucho más líquido y se puede recuperar fácilmente al finalizar su horizonte económico. Tal capital se denomina como Capital de Trabajo, en inglés Working Capital o WC. Los renglones que componen el capital de trabajo son los siguientes: a. Caja mínima operativa La empresa requiere de una cantidad de dinero disponible para cubrir el pago de sus gastos operativos, tales como nómina, servicios industriales como electricidad, gas, agua, comunicaciones, etc. A efectos de modelaje del negocio se puede utilizar entre 1 y 3 meses de gastos de operación, administración y generales, dependiendo de la realidad de negocio.

Capítulo 5 - Egresos

b. Inventarios Una vez que el proyecto inicie producción, parte de ella será utilizada para llenar el inventario muerto representado por las líneas de flujo, fondos de tanques, oleoductos y otros, el cual solamente podría recuperarse al finalizar el negocio como parte del valor de rescate. Adicional al inventario muerto, la empresa podría mantener una política de inventario mínimo para cubrir un nivel de seguridad que garantice el suministro continuo, o mantener la producción estable puesto que las ventas no son tan estables como la producción. En el caso del negocio petrolero se puede asumir una cantidad de días promedio de producción. También se generan inventarios en materias primas o equipos de uso continuo, por ejemplo en el caso petrolero, químicos para tratamiento, tuberías de perforación o transmisión, repuestos, equipos de seguridad, etc. En este caso es conveniente estimar un monto fijo acorde a las necesidades del negocio. c. Cuentas por cobrar La mayoría de los negocios cobran sus ventas cierto tiempo después de la venta, a menos que se trate de una venta al detal. En el negocio petrolero se establecen tiempos de cobro amparados con instrumentos de garantía tales como cartas de crédito, si el cliente demuestra compromiso en efectuar sus pagos y tiene una capacidad financiera sólida algunas empresas le otorgan créditos sin garantías. Las cuentas por cobrar se expresan en días que será el tiempo que se debe pagar después de la venta. d. Cuentas por pagar Análogamente al punto anterior, la empresa gozará del beneficio de cierto crédito con sus proveedores. Las cuentas por pagar se expresan en días que será el tiempo que se debe pagar después de la venta.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 99

El capital de trabajo será entonces la combinación de las partes mencionadas, se capitaliza completamente al inicio del proyecto y en el transcurso del horizonte económico va variando acorde al ritmo del negocio. WC = Caja Operativa + Inventario + Cuentas por Cobrar - Cuentas por pagar F. 5.6

Al final del horizonte económico el dinero en caja se recupera, las cuentas por cobrar se ejecutan a su tiempo de madurez, de igual forma se pagan las cuentas por pagar y los inventarios son vendidos.

5.11 Valor de rescate El valor de rescate se refiere a la venta del negocio o de los activos al final de la vida económica. Cuando se considera la venta de los activos, el valor puede ser estimado como venta de chatarra, venta a valor en libros o venta a valor de mercado. Por ejemplo, una válvula dependiendo del estado en que se encuentra puede aplicar a cualquiera de las anteriores. Equipos de un centro de procesamiento de fluido pueden ser considerados como valor de rescate por el valor no depreciado al final del horizonte del proyecto, sobre todo si son equipos que pueden ser usados en otro proyecto. Cuando se trata de un negocio en marcha debe considerarse, para estimar el valor de venta, el valor que puede generar a quien lo compra. En muchos casos existen referencias del precio que paga el mercado por un negocio específico, pero el precio real será un producto de la negociación de las partes.

5.12 Costo de abandono Cuando un pozo ya ha drenado su producción económica debe ser abandonado, lo cual implica realizar trabajos de taponamiento y recuperación del área de superficie a condiciones originales. Este costo debe ser considerado en la medida que se vayan desactivando los pozos en el plan de desarrollo del campo. De igual manera, al finalizar la vida económica del contrato, se deben desmantelar los equipos de superficie y restituir el área a condiciones originales. Este costo se debe incluir en la evaluación económica.

100 Capítulo 5 - Egresos

5.13 Valor agregado En evaluaciones económicas el valor agregado, también llamado incremental, se mide financieramente como el VPN que se espera obtener de un determinado proyecto en la industria petrolera de exploración y producción, se trata normalmente de explotación de campos petroleros. Cuando se inicia el desarrollo de un campo, el valor incremental será directamente el VPN esperado. Cuando se trata de un campo que ya está siendo explotado, es necesario estimar cuanto valor incrementa la propuesta de inversión. Para ello debemos proyectar el flujo de caja del campo bajo la situación actual o status quo, sin realizar inversiones adicionales, así como el flujo de caja del campo bajo las condiciones de la propuesta. La diferencia entre ambos corresponde al valor incremental. Los flujos de caja que se utilizan en la evaluación incremental solamente consideran las proyecciones a partir del momento de inversión, no consideran las inversiones realizadas en el pasado. Esto se conoce como evaluaciones Sunk Cost o de Costos Hundidos. Su objetivo es estimar el resultado económico de la propuesta. El siguiente gráfico muestra la producción del Status Quo, también denominada como producción base, y la producción esperada del campo bajo una determinada la propuesta de inversión.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 101

Gráficos 44: Proyección de producción Status Quo vs Propuesta Proyección Producción, bpd 7000 6000

4000

3000

bpd

5000

2000

1000 0

Producción SQ, bpd

Producción PROP, bpd

El área que se encuentra entre las dos curvas representa la producción incremental, que a su vez generará los ingresos que justificarán las inversiones de la propuesta. Para cada una de las curvas (Status Quo y Propuesta) es necesario realizar los cálculos de ingresos y egresos, tal como se han detallado en este capítulo, para obtener para cada curva de producción un flujo de caja completo. Al restar el flujo de caja de la propuesta menos el Status Quo se obtendrá el flujo de caja diferencial. El cálculo de los dos flujos de caja facilita la comprensión de la propuesta y disminuye el riesgo de cometer errores respecto a calcular directamente el flujo de caja incremental. En el ejemplo mostrado se estima que la propuesta de inversión generaría 99 millones de dólares de valor agregado.

102 Capítulo 5 - Egresos

Tabla 45: Cálculo de Valor Incremental de Propuesta de Inversión Stratus Quo Producción SQ, bpd Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl Ingresos, MM$ Costos, MM$ EBITDA, MM$ Depreciación, MM$ Impuesto de Renta, MM$ CAPEX, MM$ Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 5.231 4.539 4.685 4.328 4.291 3.964 3.934 3.776 1,9 1,7 1,7 1,6 1,6 1,4 1,4 1,4 1,9 3,6 5,3 6,9 8,4 9,9 11,3 12,7 134 116 120 111 110 101 101 96 18 18 18 18 18 17 17 17 115 98 102 93 92 84 83 79 38 32 34 31 26 30 28 27 77 66 68 62 53 62 56 56 487

Stratus Quo Producción SQ, bpd Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl Ingresos, MM$ Costos, MM$ EBITDA, MM$ Depreciación, MM$ Impuesto de Renta, MM$ CAPEX, MM$ Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 3.503 3.494 3.255 3.243 3.219 2.795 2.996 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,0 1,1 14,0 15,2 16,4 17,6 18,8 19,8 20,9 89 89 83 83 82 71 77 17 16 17 17 17 16 16 73 72 67 66 67 55 61 24 49

24 48

22 45

22 44

22 45

18 37

20 41

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Propuesta Producción SQ, bpd 5.231 5.219 6.090 6.060 6.007 5.550 5.508 5.287 4.904 1,8 Producción, MMbbl 1,9 1,9 2,2 2,2 2,2 2,0 2,0 1,9 Prod. Acumulada, MMbbl 1,9 3,8 6,0 8,2 10,4 12,5 14,5 16,4 18,2 Ingresos, MM$ 134 133 156 155 153 142 141 135 125 Costos, MM$ 18 18 18 16 16 16 16 16 16 115 116 137 138 137 125 124 119 109 EBITDA, MM$ Depreciación, MM$ 6 7 7 8 8 8 7 7 7 Impuesto de Renta, MM$ 36 36 43 43 43 39 39 37 34 100 CAPEX, MM$ -20 80 95 95 94 86 86 82 Flujo de Caja SQ, MM$ 75 586 VPN10, MM$ 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Propuesta 4.891 4.556 4.540 4.507 3.913 4.195 Producción SQ, bpd 1,8 1,7 1,7 1,6 1,4 1,5 Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl 20,0 21,6 23,3 24,9 26,4 27,9 Ingresos, MM$ 125 116 116 115 100 107 14 Costos, MM$ 14 14 14 14 14 111 102 102 101 86 93 EBITDA, MM$ 6 6 6 6 5 5 Depreciación, MM$ Impuesto de Renta, MM$ 35 32 32 31 27 29 CAPEX, MM$ 76 71 70 70 59 64 Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$ Diferencial Producción SQ, bpd Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl Ingresos, MM$ Costos, MM$ EBITDA, MM$

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0 681 1.405 1.731 1.716 2019 1.586 1.574 1.511 1.401 0,0 0,2 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,0 0,2 0,8 1,4 2,0 2,6 3,2 3,7 4,2 40 39PETROLEROS 36 17 36 ECONÓMICA 44 44 de41 EVALUACIÓN PROYECTOS 103 -0 -0 0 -2 -1 -1 -1 -1 -0 0 18 36 46 45 41 41 39 36

Depreciación, MM$ Impuesto de Renta, MM$ CAPEX, MM$ Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$

6 35

6 32

6 31

5 27

5 29

Diferencial Producción SQ, bpd Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl Ingresos, MM$ Costos, MM$ EBITDA, MM$ Impuesto de Renta, MM$ CAPEX, MM$ Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0 681 1.405 1.731 1.716 2019 1.586 1.574 1.511 1.401 0,0 0,2 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,0 0,2 0,8 1,4 2,0 2,6 3,2 3,7 4,2 17 36 44 44 41 40 39 36 -0 -0 0 -2 -1 -1 -1 -1 -0 0 18 36 46 45 41 41 39 36 -2 4 9 12 12 11 11 11 10 100 -98 14 26 33 33 30 30 29 26 99

Diferencial Producción SQ, bpd Producción, MMbbl Prod. Acumulada, MMbbl Ingresos, MM$ Costos, MM$ EBITDA, MM$ Impuesto de Renta, MM$ CAPEX, MM$ Flujo de Caja SQ, MM$ VPN10, MM$

2023 2024 2025 2026 2027 2028 1.397 1.302 1.297 1.288 1.118 1.199 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,4 4,7 5,2 5,7 6,2 6,6 7,0 36 33 33 33 29 31 -2 -2 -3 -3 -3 -2 31 32 39 36 36 35 11 10 10 9 8 9 28

5.14 Evaluación Post Mortem Toda evaluación económica se basa en las mejores estimaciones, las cuales dependen de una cantidad de supuestos con respecto a los precios, inversiones y costos; que alimentan las fórmulas y procesos que se simulan a través de hojas de cálculo, con el objetivo de generar el mayor valor posible a la empresa a través de fórmulas matemáticas o índices económicos. Siempre existirán diferencias entre las estimaciones y la realidad, pero en la medida que se disponga de mayor información estadística será posible estimar con mayor certidumbre la variabilidad de los elementos del flujo de caja. Una fuente valiosa proviene de los resultados realmente obtenidos de los proyectos de la propia empresa. Por otra parte, si se desea comparar el resultado económico que se esperaba al momento de tomar la decisión de inversión respecto al rendimiento que tendrá bajo las condiciones actualizadas, se deben considerar los flujos de caja históricos. Esta evaluación se conoce como Evaluación a Costo Total.

104 Capítulo 5 - Egresos

5.15 Consideraciones finales Al término de este capítulo se han revisado los elementos que componen el flujo de caja haciendo referencia al negocio de exploración y producción petrolera, así como los indicadores económicos que expresan el resultado del negocio. Los conceptos aquí explicados son aplicables a cualquier negocio. Hemos visto la diferencia entre la elaboración de un modelo determinístico en términos reales (o constantes) y términos corrientes (o nominales), haciendo énfasis, de acuerdo al criterio del autor, en las ventajas de utilizar términos corrientes. Finalmente, el flujo de caja de cada año será el resultado de combinar los diferentes conceptos revisados en este capítulo y el anterior, que se reflejan en la siguiente ecuación:

FCt= 1t - OPEX t - Rt - Gt - OGt - ISLRt - CAPEXt - WCt F. 5.7

Es importante que el evaluador conozca el detalle de las cláusulas contractuales que tienen implicaciones en la modelación de cada uno de los elementos del flujo de caja, ya sea para el negocio a nivel de la asociación o para la participación de Pacific dentro de la asociación. Es posible que ciertas condiciones no sean equivalentes entre los socios. En el próximo capítulo se desarrollará un caso para la aplicación de estos conceptos.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 105

CAPÍTULO 6

LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DURANTE LAS ETAPAS DE UN PROYECTO

A partir del momento que se identifica una oportunidad de negocios, se inicia un proceso de estudios y definiciones hasta que finalmente realice la inversión. En la medida que el proceso avanza se mejoran progresivamente las estimaciones de costos y se obtiene mayor información geológica, contribuyendo a reducir la incertidumbre del proyecto. La incertidumbre disminuirá pero no desaparecerá totalmente hasta que haya finalizado el proyecto, cuando se tendrá absoluta certeza de lo que ya ocurrió. Una vez que se inicia ejecución de un proyecto se le asignará un presupuesto y estimarán unas proyecciones durante el horizonte económico, las cuales se esperan lograr dentro de un rango de un cierto grado de variación.

106 Capítulo 6 - La evaluación económica durante las etapas de un proyecto

6.1 Fases de Desarrollo de un Proyecto Petrolero Típico Gráfico 46: Fases de un Proyecto Visualización

Definición

Conceptualización

Ejecución

Inicio Operación

Fin del Proyecto

Estimado Clase V

Estimado Clase IV

Estimado Clase III

Estimado Clase II

Estimado Clase II y I

Información pública

Ingeniería conceptual Avance exploratorio

Ingeniería detalles Inicio delineación y desarrollo

Ejecución plan de desarrollo

Referencia campos cercanos

Ingeniería básica Pozo exploratorio Estimado de Reservas

Certificación de Reservas

Estimado de Recursos Exploratorios

Incertidumbre

Estimado de Recursos Exploratorios

Avance del Proyecto Probabilidad VPN Proyecto

Probabilidad VPN Proyecto

Desviación de los Estimados Disminuye - Mayor Certeza - Menor Riesgo

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 107

Fase 1: Visualización Es la fase inicial en la cual se identifica la oportunidad. El primer filtro para continuar con el proyecto tiene un mayor peso cualitativo y normalmente las empresas deben verificar si la oportunidad cumple con los objetivos del Plan de Negocios, así como realizar una evaluación de riesgo preliminar. A continuación se listan los aspectos que pueden ser considerados: 1. Aspectos Estratégicos • Alineado con la misión • Expectativas de contribución a generación de valor • Contribución a recursos y/o reservas • Contribución a producción • Diversificación • Sustentabilidad • Posibilidades de crecimiento • Probabilidad de éxito • Competencia • Evaluación de socios 2. Capacidad de Ejecución • Costo de entrada • Disponibilidad de personal capacitado • Disponibilidad de equipos e infraestructura • Disponibilidad financiera 3. Riesgos • Seguridad • Ambientales • Legales, judiciales, fiscales (Riesgo País) • Operacionales / Técnicos • Contractuales • Financieros

108 Capítulo 6 - La evaluación económica durante las etapas de un proyecto

Esta es la fase con mayor incertidumbre del proceso, donde las variaciones que pueden ocurrir respecto a los estimados de recursos, reservas, producción, costos y gastos son mayores. La evaluación económica para esta fase se realiza con estimados de costos Clase V y proyecciones de producción preliminares. Normalmente se utilizan índices de referencia, información de acceso público, información de campos cercanos, o información sísmica disponible. Las variaciones a considerar en el análisis de riesgo son amplias y en consecuencia se tendrá una certeza baja, con alta desviación en los resultados de la evaluación económica, lo cual se refleja en la curva normal del VPN en caso de utilizar métodos probabilísticos, específicamente en una desviación estándar relativamente alta respecto a la media. Fase 2: Conceptualización Una vez que la oportunidad recibe aprobación para continuar, se realiza la ingeniería conceptual del proyecto, donde se elabora un plan de producción con mayor detalle en cantidad y tipo de pozos, y se tiene un primer esquema de las instalaciones que pueden requerirse para el tratamiento del fluido de producción y estrategia de disposición de agua. En esta etapa los proyectos de E&P tendrán información sísmica de mayor calidad, se dispone de un estimado de CAPEX de infraestructura y subsuelo Clase IV, y el esquema preliminar para la logística de disposición de crudo. Hasta este momento no se ha desembolsado gran cantidad de dinero. Se actualiza la evaluación económica con mayor certidumbre, y por tanto se reducen las variaciones en las variables de entrada cuando se realiza el análisis de riesgo. En caso de realizar el análisis con métodos probabilísticos, la curva del resultado del VPN tendrá una menor desviación estándar respecto a la fase anterior y mejora ligeramente la probabilidad de obtener la media del VPN.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 109

Fase 3: Definición La fase anterior debería haber disipado buena parte de dudas del tipo operacional y logístico, y la actualización de la evaluación económica ratificará la conveniencia de continuar con esta fase, en la que se comienzan a tener desembolsos de cierta importancia. En esta fase se realiza la ingeniería básica, se cuenta con resultados de pozos estratigráficos y/o exploratorios, se desarrollan las pruebas largas con equipos temporales e inicia la solicitud de permisos de explotación, se tienen estimados de CAPEX Clase III, mayor certeza en los OPEX fijos y variables, se dispone de coordenadas de las localizaciones y pozos, procesos requeridos para el tratamiento de fluidos, capacidades de los equipos y un plan de desarrollo con mayor certidumbre a los iniciales. Se tiene información definitiva de la logística de disposición de crudo y agua. Los datos que alimentan la evaluación económica tendrán una mayor certidumbre al igual que los resultados de la evaluación económica. La curva normal que muestra el resultado del VPN mostraría una desviación estándar relativamente menor, al tiempo de una certidumbre mayor. Fase 4: Ejecución En esta fase se desarrolla la ingeniería de detalles de infraestructura, se licitan los equipos de largo tiempo de entrega y las contrataciones para dar inicio al programa de perforación. Las proyecciones de producción y estimados costos reducen la incertidumbre. Se inicia la fase de desarrollo del proyecto. Se actualiza la evaluación económica y se inicia la comparación de los parámetros con los cuales se aprobó el proyecto a fin de identificar desviaciones que puedan impactar los resultados esperados del proyecto y buscar posibles soluciones. Fase 5: Operación El proyecto cuenta con infraestructura, ejecuta plan de perforación, el presupuesto es principalmente OPEX y mantiene alimentado un sistema de control de gestión. Periódicamente se comparan los resultados de producción, costos y gastos respecto a la Evaluación Económica con la que se aprobó la ejecución del proyecto.

110 Capítulo 6 - La evaluación económica durante las etapas de un proyecto

Fase 6: Fin del Proyecto Se abandona el campo. En esta fase se tiene total certidumbre de la producción que generó el campo, y contando con un sistema de contabilidad eficiente también se tendrá el total de OPEX, CAPEX y costos indirectos que requirió su operación. Una evaluación post mortem mostrará cual fue el rendimiento económico del proyecto.

6.2 Evaluación Post Mortem Hemos visto hasta el momento como, mediante el concurso de un equipo multidisciplinario y el uso de las metodologías para evaluación económica y de riesgos, se elabora un portafolio de inversiones con el criterio de obtener el máximo beneficio de los recursos de la empresa. Cada proyecto que compone el portafolio de inversiones se simula mediante un modelo matemático alimentado con toda la data obtenida para pronosticar con la mayor certeza la producción, ingresos, costos y gastos. Sin embargo, las variaciones que ocurren durante la operación respecto a los estimados originales quedan muchas veces sin considerarse en el análisis del proyecto. El proceso de evaluación económica es posible mejorarlo cuando se cuenta con la mayor cantidad y calidad de información. Siempre van a ocurrir variaciones y su medición es una fuente importante de retroalimentación del proceso para futuras estimaciones. Al realizar las evaluaciones económicas en términos corrientes, es posible realizar las comparaciones de cada uno de los parámetros de manera más sencilla para la medición de las variaciones para después identificar las causas. No se debe olvidar que la empresa actúa en un ambiente dinámico en el cual los parámetros originalmente considerados tendrán valores diferentes y podrían cambiar el resultado económico esperado. Por ello, una constante revisión permitirá a la empresa mantenerse alerta a condiciones adversas que pudieran afectar sus intereses. Los resultados obtenidos de este esfuerzo pueden mejorar el proceso de evaluación económica para proyectos nuevos y proyectos en marcha, y perfeccionar el proceso de planificación y control de la empresa así como sus rendimientos tomando acciones a tiempo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 111

CAPÍTULO 7

DESARROLLO DE CASO PRÁCTICO

En capítulos anteriores se describieron los elementos que componen el flujo de caja y el cálculo de los indicadores económicos que servirán de insumo a los niveles de decisión de la empresa para continuar o no con una determinada oportunidad. En este capítulo, con la finalidad de mejorar el entendimiento del lector, se desarrollará un caso hipotético de evaluación económica de un campo petrolero. A los efectos de toma de decisión de inversión, el análisis debe considerar que las inversiones son 100% financiadas con capital propio (equity). Una vez que se compruebe que la oportunidad es rentable o conveniente desde el punto de vista económico, se podrá considerar el apalancamiento bancario o financiamiento bancario. Para facilidad del lector, se incluye una USB con los cálculos que se desarrollan en este capítulo.

7.1 Descripción de la oportunidad La empresa adquirió un bloque petrolero exploratorio en Colombia con un contrato de Exploración y Producción con la ANH. El bloque tiene un área de 50.000 hectáreas y se encuentra en un lugar relativamente cercano a una carretera pavimentada (40 Km) que conecta con la red vial con acceso al muelle de exportación. La distancia por carretera desde el punto más cercano al bloque hasta el Puerto es de unos 400 Km.

112 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Existe una estación de recepción de crudo de un oleoducto a 120 Km, con capacidad disponible de hasta 50.000 bpd de crudo con gravedad mínima de 18° API (unidades de gravedad específica utilizadas para medir los hidrocarburos líquidos), que llega hasta el puerto de exportación. No se ha encontrado presencia de comunidades en el bloque ni presencia de potenciales problemas importantes de seguridad. El terreno no es fácilmente inundable en época de invierno por lo que no se prevén problemas que impidan ejecutar actividades de perforación durante el año. Gráficos 47: Diagramación de ubicación del bloque EJ1

Puerto

120 Km

Bloque EJ1 40 Km

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 113

Los geólogos de la empresa realizaron sus estudios y del informe se extrajo la siguiente información: Tabla 48: Estimado de recursos exploratorios del bloque EJ1

Bloque EJ1, MMBbl

Pmean

P90

P50

P10

572

322

1240

184

POES Recursos Exploratorios POS

12%

El crudo que se espera descubrir tiene 13° API. Para llevarlo a 18°API es necesario mezclarlo con 12% de gasolina natural. De igual forma, el departamento de exploración recomienda realizar una sísmica 3D en 160 Km2 y prevé la necesidad de perforar al menos dos pozos exploratorios. El cronograma preliminar de actividades previstoa partir de la adjudicación del contrato hasta el inicio del desarrollo del bloque, en caso de éxito exploratorio, es el siguiente:

114 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Gráfico 49: Plan de actividades de desarrollo del bloque Ej.1

De acuerdo al cronograma, en caso de éxito, se firmaría el contrato en marzo de 2012 y se iniciaría el plan de desarrollo en octubre de 2015. Los expertos en yacimientos prepararon el plan de perforación y producción para el escenario Pmean acumulando una producción alineada con los recursos exploratorios estimados en caso de éxito:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 115

Tabla 50: Plan de explotación del bloque Ej.1 Producción Inicial, bpd Pozo Vertical

700

Pozo Horizontal

1300

Declinación anual

40%

Perforación de Pozos

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Exploratorios a Desarrollo

Pozos Verticales

Pozos Horizontales

Pozos Inyectores

10.500

18.100

28.560

28.936

29.162

29.297

29.378

Producción de Crudo Promedio del año, bopd Total año, MMbbl

3,8

6,6

10,4

10,6

10,7

Acumulada, MMbbl

3,8

10,4

20,9

31,4

42,1

52,8

63,5

6.607

12.435

21.149

23.764

25.728

27.239

28.441

37%

41%

43%

45%

47%

48%

49%

16.567

30.535

49.709

52.700

54.890

56.536

57.819

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

23.527

14.116

8.470

508

3049

1.829

1.098

8,6

5,2

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

72,1

77,2

80,3

82,2

83,3

84,0

84,4

25.511

19.520

15.269

12.104

9.711

7.635

5.993

52%

58%

64%

70%

76%

81%

85%

49.038

33.636

23.739

17.186

12.760

9.464

7.091

2030

2031

2032

2033

2034

2035

135

Producción agua, bwpd BSW Fluido, bpd Perforación de Pozos Exploratorios a Desarrollo Pozos Verticales

Pozos Horizontales

Pozos Inyectores

0 5

Producción de Crudo Promedio del año, bopd Total año, MMbbl Acumulada, MMbbl Producción agua, bwpd BSW Fluido, bpd Perforación de Pozos Exploratorios a Desarrollo Pozos Verticales Pozos Horizontales Pozos Inyectores

Producción de Crudo 393

232

0,2 0,1 año, 7MMbbl 116 Total Capítulo - Desarrollo del caso práctico 84,6 84,7 Acumulada, MMbbl

0,1

0,0

84,8

84,9

Promedio del año, bopd

658

Exploratorios a Desarrollo Pozos Verticales Pozos Horizontales Pozos Inyectores

Producción de Crudo Promedio del año, bopd

658

393

232

135

Total año, MMbbl

0,2

0,1

0,0

84,6

84,7

84,8

84,9

84,9 467

Acumulada, MMbbl Producción agua, bwpd BSW Fluido, bpd

4.641

3.490

2.384

1.474

850

88%

90%

91%

92%

5.299

3.883

2,616

1,609

926

508

100 80

20 15

10 20

Crudo, bopd

Agua, bwpd

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

0 2017

0 2016

Producción diaria, Kbblpd

35 30

Producción Acumulada, MMbbl

Gráficos 51: Curvas de proyección de producción de bloque EJ1

Prod Acumulada, MMbbI

En la memoria USB que acompaña este texto se muestra el detalle de cálculo para llegar al resumen mostrado en la tabla 7.2, similar al utilizado por los ingenieros de yacimientos luego de realizado todos los estudios que les ayuda a determinar la curva de proyección característica de cada pozo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 117

7.2 Premisas macroeconómicas y financieras Se consultó a las organizaciones de finanzas y de planificación las premisas a utilizar para proyectar los flujos de caja en términos corrientes: • Inflación anual del 3% en US$ • Tasa de cambio 2012: 1850 COP/US$ • Equilibrio de paridad e inflación en años futuros • Tasa de descuento: 10% La unidad de comercialización de la empresa emitió su mejor estimado de proyección de los precios WTI a largo plazo, quienes se basan en estudios de empresas independientes internacionales como CERA e IHS. Así mismo, la unidad encargada estima la proyección del precio de venta del crudo basandose en el análisis de mercado que ellos realizan.

Gráfico 52. Premisa de proyección de precios de crudo WTI – bloque Ej.1 Proyección crudo WTI. CERA Re-Design Scenario - T. Corrientes, Feb 2012 114,8 115,4 112,7 111,6

120.000 110.000

104,4

106,7 101,7

100.000

96,7

91,8

96,8

101,8

106,9

111,9

116,9

90.000 80.000 70.000 60.000

2012

2013

2014

2015

2016

118 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

7.3 Condiciones Contractuales Las condiciones contractuales que afectan el modelo de evaluación económica son los siguientes: • Participación Pacific: se refiere al porcentaje de participación que tiene Pacific, o la empresa que se desee evaluar, en producción, CAPEX y OPEX. A la participación en producción también se le llama working interest. Normalmente la participación en los tres elementos mencionados es la misma, pero pueden existir contratos con porcentajes particulares en cada uno de ellos. A los efectos del caso en desarrollo, se considera la participación Pacific es 100% en producción, CAPEX y OPEX. • Regalías

Gráfico 53. Regalías bloque Ej.1

Regalías Regalías %

25%

20%

125

400

600

Producción, Kbopd

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 119

Para crudos pesados, con gravedades menores a 15° API, se le aplica una rebaja del 25% Se paga en volumen, por lo tanto se rebaja de la producción. • Derecho sobre áreas de exploración mayor a 100 Ha, US$/Ha: 4,75 ajustada anualmente por inflación • Derecho sobre producción del contratista, US$/bbl: 0.1204, ajustada anualmente por inflación • Derecho sobre porcentaje de la producción “X”: 2% • Derecho por Precios altos: o Puede ser pagada en volumen o en dinero, a elección de la ANH. Se elige, para el desarrollo de este caso, pagar en dinero. o Se activa cuando se cumplen las siguientes condiciones: i. Producción acumulada supera 5 millones de barriles ii. El precio del crudo WTI (P) supera el precio base (Po) o El cálculo se realiza en el mes de diciembre de cada año y se aplicará al año siguiente o Fórmula:

[ / ] (P - Po)

120 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

·S F. 7.1

Donde: Q: derecho económico a entregar a ANH sobre la producción del contratista P: precio WTI Po: precio base de referencia según tabla B S: porcentaje de participación según tabla C Tablas 54 y 55: cláusula precios altos bloque EJ1 Tabla B

Tabla C

Gravedad API de Hidrocarburos Líquidos Producidos

Po (USD /bbl) Año 2012

Precio WTI (P)

Porcentaje de Participación (s)

Mayor de 29º API

32,61

Po < P < 2Po

30%

Mayor a 22º API e Inferior o igual a 29º API

33,87

2Po < P < 3Po

35%

Mayor a 15º API e Inferior o igual a 22º API

35,14

3Po < P < 4Po

40%

Mayor a 10º API e Inferior o igual a 15º API

50,18

4Po < P < 5Po

45%

5Po < P

50%

P0 = P0 (n - 1) · (1 + I (n -2))

F. 7.2

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 121

Donde: n: Es el año calendario que comienza y para el cual se hace el cálculo. n-1: Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza. n-2: Es el año calendario inmediatamente anterior al año n-1. Po: Es el Po que rige para el nuevo año como resultado de la fórmula, aproximando a dos decimales. Po(n-1): Es el valor de Po del año calendario inmediatamente anterior a (n-1) I(n-2): Es la variación anual, expresada en fracción, del índice de precios de productor de los Estados Unidos de América publicado por el Departamento del Trabajo de ese país –PPI Finished Goods WPUSOP 3000- entre el final del año calendario n-2, y el índice correspondiente al final del año inmediatamente anterior al mismo año n-2 aproximado a cuatro decimales.

7.4 Estimación de los Ingresos El precio de venta del crudo colombiano está normalmente referenciado a los crudo Vasconia y/o Castilla, que a su vez se correlacionan con otros crudos marcadores internacionales. La proyección a largo plazo puede o no ser lineal respecto a un crudo marcador específico, pero a los efectos del desarrollo de este caso asumimos que los expertos en el área comercial estimaron que el precio de exportación en el puerto para crudo de 18°API será WTI menos 10% y el crudo de 13 °API tendrá un precio WTI (crudo marcador West Texas Intermediate) menos 20%. Considerando la limitación del oleoducto de transportar crudo pesado, se hace necesario mezclar el crudo producido con 12% de gasolina natural para obtener un crudo de 18°API. El volumen a venta será igual a la producción neta más el volumen de diluente. Los ingresos se calculan sobre la producción neta que corresponde a la producción que queda disponible para la venta después de descontar el consumo propio y contribuciones que establece el contrato.

122 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

En ciertos casos algunas de las contribuciones son solicitadas como pago en efectivo y otras veces son solicitados en volumen. Tal consideración no afecta el resultado final de la evaluación económica y pueden considerarse todas las contribuciones como un descuento a la producción campo para el cálculo de la producción neta. Para el desarrollo de este ejercicio consideramos que la cláusula de precios altos es pagada en moneda y por tanto se tiene en2013 cuenta como un costo en vez de un descuento a la producción. Tabla 56 y 57: Estimado de ingresos bloque EJ1 2018

2019

2016

2017

10.500

18.100 28.560 28.936

2020

2021

2022

2023

29.162

29.297

29.378

23.527

Producción de Crudo Nivel Campo Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Acumulada, bbl

3,8

6,6

10,4

10,6

10,7

8,6

12.435 21.149 23.764

25,728

27.239 28.441

25.511

Producción de Agua Nivel Campo Promedio diario del año, bwpd Total año, bbl BSW, %

6.067 2,2

4,5

7,7

8,7

9,4

9,9

10,4

9,3

37%

41%

43%

45%

47%

48%

49%

52%

18.100 28.560

Consumo Propio Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Producción Gross Promedio diario del año, bopd Total año, bbl

28.936

29.162

29.297

29.378

23.527

3,8

6,6

10,4

10,6

10,7

8,6

6,41%

6,98%

7,77%

7,80%

7,83%

7,39%

1.264

2.218

2.256

7,81% 2.278

7,82%

673

2.292

2.300

1.739 0,6

10.500

Regalías Porcentaje Promedio diario del año, bopd

0,2

0,5

0,8

Promedio diario del año, bopd

197

337

527

534

538

540

542

436

Total año, bbl

0,1

0,2

16.499 25.815

Total año, bbl "X" de ANH

Producción Neta Promedio diario del año, bopd

26.147

26.346

26.465

26.537

21.353

3,5

6,0

9,4

9,5

9,6

9,7

7,8

1.156

1,980

3.098

3.138

3.161

3.176

3.184

2.562

0,4

0,7

1,1

1,2

0,9

10.786

18.479

28.913

29.284

29.507

29.641

29.721

23.915

3,9

6,7

10,6

10,7

10,8

8,7

WTI, US$/bbl

111,6

106,7

101,7

96,8

101,8

106,9

100,4 395,4

96,0 647.7

91,5 965,9

96,7 87,0 930,2

91,8

Precio 13°API Ingresos, US$

82,6 889,8

87,1 942,5

91,6 993,9

96,2 839,8

Total año, bbl

9.630

Diluente Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Volumen Neto a Ventas Promedio diario del año, bopd Total año, bbl

2024 Producción de Crudo Nivel Campo

14.116

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 123 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

100,4 395,4

96,0 647.7

91,5 965,9

87,0 930,2

82,6 889,8

87,1 942,5

91,6 993,9

96,2 839,8

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

14.116

8.470

5.082

3.049

1.829

1.098

658

393

Total año, bbl

5,2

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

0,1

Acumulada, bbl

19.520

15.269

12.104

9.711

7.635

5.993

4.641

3.490

7,1

5,6

4,4

3,5

2,8

2,2

1,7

1,3

58%

64%

70%

76%

81%

85%

88%

90%

14.116

8.470

5.082

3.049

1.829

1.098

658

393

5,2

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

6,00%

110

0,0

Precio 13°API Ingresos, US$

Producción de Crudo Nivel Campo Promedio diario del año, bopd

14.116

Producción de Agua Nivel Campo Promedio diario del año, bwpd Total año, bbl BSW, % Consumo Propio Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Producción Gross Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Regalías Porcentaje

6,68%

6,26%

6,01%

943

530

305

6,00% 183

0,3

0,2

0,1

263

159

0,1

0,0

12.909

7.781

4.681

2.809

1.685

1.011

606

362

4,7

2,8

1,7

1,0

0,6

0,4

0,2

0,1

1.549

934

562

337

202

121

0,6

0,3

0,2

0,1

0,0

14.458

8.714

5.243

3.146

1.888

1.133

678

406

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

WTI, US$/bbl

111,9

116,9

120.4

124,0

127,7

131,6

135,5

139,6

Precio 13°API Ingresos, US$

100,7 531,5

105,2 334,6

108,4 207,4

111,6 128,2

115,0 79,2

118,4 48,9

122,0 30,2

125,6

Promedio diario del año, bopd Total año, bbl "X" de ANH Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Producción Neta Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Diluente Promedio diario del año, bopd Total año, bbl Volumen Neto a Ventas Promedio diario del año, bopd Total año, bbl

124 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

18,6

7.5 Estimación del CAPEX Se solicitó al departamento de ingeniería y proyectos la estimación de CAPEX de infraestructura y plan de desembolsos para manejar un plateau de 30 Kboepd (miles de barriles equivalentes de petróleo equivalente por día) de crudo y un pico de 30 Kbwpd (miles de barriles de agua por día) de agua. Después de analizar el área, se recomendó centralizar el manejo y tratamiento en un solo centro de procesamiento de fluidos e inyectar el 100% del agua en un solo PAD. Se contempla la construcción de un oleoducto desde el bloque hasta la estación de recibo del oleoducto existente y la construcción de una carretera de acceso hasta la carretera nacional existente. Ingeniería recomienda diluir el crudo a 18° API para facilitar el bombeo. Cercana al área existe una red de distribución nacional que se podrá usar como fuente principal y adicionalmente se instalará generación de respaldo. El costo estimado de los pozos, considerando clústeres de 1 pozo vertical + 4 pozos horizontales, incluyendo para cada pozo su porción de vía de acceso, localidad, pruebas y línea de flujo hasta el manifold (arreglo hidráulico donde confluyen dos o más tuberías), son los siguientes: • Pozo exploratorio, incluyendo equipos provisionales, US$: 1.900.000 • Completación pozo exploratorio, US$: 600.000 • Pozo de desarrollo vertical, US$: 1.600.000 • Pozo de desarrollo horizontal, US$: 1.800.000 • Pozo inyector, US$: 2.000.000 El costo de la sísmica 3D es de 35.000 US$/Km. El costo total sería de 5,6 MM$ y de acuerdo al cronograma se realizaría durante el 2012. • El costo de socialización durante la etapa de exploración se estima en USD$ 100.000 • El plan de impacto ambiental y manejo ambiental tiene un costo de 40.000 US$ cada uno.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 125

• El costo de los terrenos se estima 250.000 US$ incluyendo localizaciones, CPF y PAD. • El capital del proyecto a riesgo sería el siguiente:

Tabla 58: Estimado inversión exploratoria bloque EJ1 Inflación 3% Capital a Riesgo (MMUS$ 2012)

2012

Socialización

0,1

Sísmica 3D

4,0

EIA

0,0

PMA

2013

2014

2015

0,1 5,6

1,6

0,0 0,0

Pozo Exploratorio 1

0,0 1,0

Pozo Exploratorio 2 Total

Capital a Riesgo (US$ Corrientes)

4,1

Total

1,0

1,9

1,7

1,0

3,1

9,6

2012

2013

2014

2015

Socialización

0,1

Sísmica 3D

4,0

EIA

0,0

PMA

0,1 5,6

1,6

0,0 0,0

Pozo Exploratorio 1

0,0 1,0

Pozo Exploratorio 2 Total

4,1

Total

1,7

1,0

2,0

2,1

3,1

10,0

En caso de éxito, se completarían los pozos exploratorios y se iniciaría la etapa de desarrollo. En ese momento la Unidad de Proyectos contempla inversiones en infraestructura de superficie para el manejo, tratamiento y disposición de los fluidos de producción, según se muestra en la siguiente tabla:

126 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Tabla 59: Estimado inversión de infraestructura bloque EJ1

2015

Crudo/Agua; 30/30 CPF

2016

2017

2018

123,0

11,0

13,3

11,0

2019

2020

2021

TOTAL 158,2 39,9

SISTEMA DE CRUDO

39,9

SISTEMA DE AGUA

36,9

8,9

10,4

8,9

SISTEMA AUXILIARES

46,2

2,0

2,9

2,0 19,3

15,5

1,9

174,7

19,3

15,5

1,9

131,5

FACILIDADES DE CAMPO

36,7

64,5

19,3

17,4

PRODUCCIÓN INYECCIÓN

36,7

21,3

19,3

17,4

65,2 53,2

43,2

43,2 11,4

OTRAS FACILIDADES

45,5

OLEODUCTO

43,6

TUBERÍA

34,0

9,5

ESTACIÓN DE BOMBEO Y RECIBO CARRETERAS ENERGÍA ELÉCTRICA Total

56,8

10,1

6,0 5,7

5,7

46,8

288,2

36,0

47,8

25,1

32,2

6,0 38,8 1,9

478,0

Tabla 60: Perfil de inversiones bloque Ej.1

Completación pozo exploratorio

MMUS$ 0,6 1,6 1,8

Pozo desarrollo vertical Pozo desarrollo horizontal Pozo inyector

2,0

CAPEX (MMUS$ 2012)

2015

Infraestructura Pozos de desarrollo

46,8 1,2

Horizontales Pozos Inyectores Total pozos

1,2

3,2

1,6

14,4

7,2

17,6

8,8

1,9

12,6

17,6

26,4

17,6

3,2

4,8

3,2

12,6

14,4

21,6

14,4

2,0

14,6

19,6

28,4

17,6

1,7

Gastos Capitalizables

0,1

0,0

Sísmica

4,0

1,6

1,0

3,1

1,0

3,1 1,3

2,0 17,6

19,6

2017 2018

2019 2020 2021 2022 2023

41,8

57,1

30,8

14,2

20,4

31,5

14,2

16,7

25,8

51,2 324,4 4,1

Verticales

3,2 14,4

2021

32,2

2012 2013 2014 2015 2016

Capital a Riesgo

Horizontales

8,8

2020

25,1

Infraestructura

Completación exploratorio

17,6

2019

47,8

Verticales

Pozos Exploratorios Pozos de desarrollo

2023

2018

36,0

1,2

Completación exploratorio

CAPEX (MMUS$ Corrientes)

2022

2016 2017 288,2

40,8

2,5

21,6 22,3 23,0 23,7 12,2 1,3 EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 127 5,7 3,9 4,1 4,2 4,3 2,2 3,7 17,7

18,2 18,8 19,4 10,0

3,2

4,8

3,2

1,6

12,6

14,4

21,6

14,4

7,2

2,0

14,6

19,6

28,4

17,6

8,8

Verticales Horizontales Pozos Inyectores Total pozos

CAPEX (MMUS$ Corrientes)

1,2

4,1

1,7

Gastos Capitalizables

0,1

0,0

Sísmica

4,0

1,6

Pozos Exploratorios Pozos de desarrollo

1,0

3,1

1,0

3,1 1,3

19,6

2019 2020 2021 2022 2023

41,8

57,1

30,8

40,8

14,2

20,4

31,5

21,6

22,3 23,0 23,7 12,2

3,7

5,7

3,9

14,2

16,7

25,8

17,7

18,2 18,8 19,4 10,0

51,2 324,4

Capital a Riesgo

17,6

2017 2018

2012 2013 2014 2015 2016

Infraestructura

2,0

2,5

1,3

Completación exploratorio Verticales Horizontales Pozos Inyectores

4,1

4,2

4,3

2,2

2,3

2,4

1,3

16,5

22,7

33,9

21,6

24,8 23,0 23,7 12,2

55,6

340,9

64,5

91,0

52,5

65,6 25,5 23,7 12,2

CAPEX (MMUS$ Corrientes) 2012 2013 2014 2015 2016

2017

2018 2019 2020 2021 2022 2023

16,5

22,7

33,9

21,6

24,8

23,0 23,7 12,2

14,2

20,4

31,5

21,6

22,3

23,0 23,7 12,2

2,3

2,4

51,2 324,4

41,8

57,1

30,8

40,8

51,2 324,4

41,8

57,1

30,8

40,8

55,6 340,9

64,5

91,0

52,5

65,6

Total Pozos Total CAPEX

4,1

1,7

1,0

Unidades de Producción

1,0

4,4

Pozos Exploratorios

1,0

3,1 1,3

Pozos de desarrollo Pozos Inyectores Linea Recta

4,1

1,7

Gastos Capitalizables

0,1

Sísmica

4,0

0,0 1,6

Infraestructura Total CAPEX

4,1

1,7

1,0

2,5

2,5 2,5

2,5 25,5 23,7 12,2

7.6 Estimación del OPEX En reuniones con las organizaciones operacionales se realizaron ejercicios comparativos con los campos existentes a fin de estimar los costos operativos para el campo EJ1.

128 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Gráfico 61: Diagrama de operación de bloqueo EJ1

Gráfico 61: Diagrama de operación de bloque EJ1 Cluster 1 CPF Tratamiento fluido

Fluido: Crudo + Agua

Cluster 2

Crudo + ppm agua Tratamiento

Agua + ppm crudo Tramiento Agua

Crudo

Cluster 3

Oleoducto

Agua PAD Tratamiento Inyección

7.6.1 OPEX variable El OPEX variable incluye el gasto de energía para calentamiento y transporte del crudo en los procesos internos hasta obtener el producto en especificaciones para la venta, y está directamente relacionado con el volumen producido. Los pozos producen una mezcla de diferentes proporciones de crudo, agua, gas y sólidos. En el campo EJ1 se supone que habrá una mezcla de crudo y agua. En la medida que se produzca una mayor cantidad de fluido, mayor será el costo de su transporte hasta el CPF, mayor energía se requerirá para calentamiento del fluido y mayor volumen de químicos se requerirán para el tratamiento en la fase de separación primaria. El crudo que resulta de la primera fase de separación requiere un tratamiento con calor y químicos para llevarlo a especificación de venta, así como consumo de energía para su transporte hasta los tanques de fiscalización. El agua que resulta de la primera fase de separación requerirá un tratamiento adicional para llevarla a especificación de inyección y de igual forma requerirá energía para su transporte e inyección.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 129

El costo variable aplica a la producción del campo antes de descontar consumos, regalías u otro descuento contractual. La aplicación de los costos variables de tratamiento químico dependerá del proceso que se haya diseñado para obtener el crudo y agua en especificaciones. En este caso se aplica tratamiento a las corrientes de agua y crudo después de la separación primaria. En el caso de la energía, se supone que se tiene información del costo de levantamiento de fluido del pozo, y aguas abajo del proceso se tiene información del costo de cada una de las corrientes después de la separación primaria. A continuación la estimación en US$ 2012.

Tabla 62: Estimación de OPEX variable de bloque Ej.1 en términos constantes

Costos unitarios, US$/bbl

Tratamiento

Energía

Fluido

0,08

Agua

0,03

0,07

Crudo

0,01

0,15

2018

Producción promedio diaria

2016

2017

Fluido, bpd

16.567

30.535 49.709 52.700 54.890 56.536 57.819 49.038

Agua, bwpd Crudo, bopd

2019

6.067 12.435 21.249 23.764 10.500

2020

2021

2022

2023

25.728 27.239 28.441 25.511

18.100 28.560 28.936 29.162 29.297 29.378 23.527

Producción año, bbl Fluido

6,0

11,1

18,1

19,2

20,0

20,6

21,1

17,9

Agua

2,2

4,5

7,7

8,7

9,4

9,9

10,4

9,3

Crudo

3,8

6,6

10,4

10,6

10,7

8,6

OPEX Variable, US$

1,3

2,4

3,9

4,1

4,2

4,4

3,7

Fluido

0,5

0,9

1,5

1,6

1,7

1,4

Agua

0,2

0,5

0,8

0,9

1,0

0,9

Crudo

0,6

1,1

1,7

1,4

Tabla 63: Continuación Estimación de OPEX variable de bloque Ej.1 en términos constantes Producción promedio diaria

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Fluido, bpd

33.636 23.739

17.186 12.760

9.464

7.091

5.299

3.883

Agua, bwpd

19.520 15.269

12.104

9.711

7.635

5.993

4.641

3.490

Crudo, bopd

14.116

8.470

5.082

3.049

1.829

1.098

658

393

8,7 12,3 Fluido 130 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico 5,6 7,1 Agua

6,3

4,7

3,5

2,6

1,9

1,4

4,4

3,5

2,8

2,2

1,7

1,3

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

Producción año, bbl

Crudo

5,2

Fluido

0,5

0,9

1,5

1,6

1,7

1,4

Agua

0,2

0,5

0,8

0,9

1,0

0,9

Crudo

0,6

1,1

1,7

1,4

Tabla 63: Continuación Estimación de OPEX variable de bloque Ej.1 en términos constantes Producción promedio diaria

2025

2024

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Fluido, bpd

33.636 23.739

17.186 12.760

9.464

7.091

5.299

3.883

Agua, bwpd

19.520 15.269

12.104

9.711

7.635

5.993

4.641

3.490

Crudo, bopd

14.116

8.470

5.082

3.049

1.829

1.098

658

393

Fluido

12,3

8,7

6,3

4,7

3,5

2,6

1,9

1,4

Agua

7,1

5,6

4,4

3,5

2,8

2,2

1,7

1,3

Crudo

5,2

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

OPEX Variable, US$

2,5

1,7

1,2

0,9

0,7

0,5

0,4

0,3

Fluido

1,0

0,7

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

Agua

0,7

0,6

0,4

0,3

0,2

0,1

Crudo

0,8

0,5

0,3

0,2

0,1

0,0

Producción año, bbl

En moneda corriente: Tabla 64: Estimación de OPEX variable en términos corrientes

Moneda Corriente

2016

2017 2018

2019

2020

2021

OPEX Variable, US$

1,5

2,8

4,6

5,0

5,4

5,7

Fluido

0,5

1,0

1,7

1,9

2,0

2,2

Agua

0,2

0,5

0,9

1,1

1,2

1,3

Crudo

0,7

1,2

2,0

2,1

2,2

Moneda Corriente

2012

2013

2014

2015

2022

2023

2024

2025

2026

OPEX Variable, US$

6,0

5,2

3,6

2,6

1,9

Fluido

2,3

2,0

1,4

Agua

1,4

1,3

1,0

Crudo

2,3

1,9

1,2

2027 2028

2029

2030

2031

1,4

1,1

0,8

0,6

0,5

1,0

0,8

0,6

0,4

0,3

0,2

0,8

0,7

0,6

0,4

0,3

0,2

0,7

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 131

De igual forma, en este caso es necesario mezclar el crudo con diluente para que pueda ser transportado por el oleoducto, costo directamente relacionado a la producción que incluye la compra del diluente y su transporte hasta el campo. La organización de Transporte y Logística de la empresa analizó el mercado de diluente y estimó los costos de manejo y transporte del crudo:

• El diluente a usar será gasolina natural • Costo del diluente: WTI + 25% • Costo del transporte: 22,5 US$/bbl

Tabla 65: costo de diluente bloque EJ1 Precio Gasolina Natural, US$/bbl Costo Transporte, US$/bbl

WTI+25% 22,5

Inflación

3% 4

Términos corrientes Volumen Diluente, bbl

2016

5 2017

2018

2019

8 2020

9 2021

0,4

0,7

1,1

1,2

Precio WTI, US$/bbl

111,6

106,7

101,7

96,7

91,8

96,8

Precio Diluente, US$/bbl

139,5

133,4

127,1

120,9

114,8

121,0

58,8

96,4

143,7

138,4

132,4

140,3

Compra Diluente, US$ Transporte Diluente, US$

10,7

18,9

30,4

31,7

32,9

34,0

Costo Diluente, US$

69,5

115,2

174,1

170,1

165,9

174,3

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Términos corrientes Volumen Diluente, bbl

1,2

0,9

0,6

0,3

0,2

0,1

106,9

111,9

116,9

120,4

124,0

Precio Diluente, US$/bbl

101,8 127,3

133,6

139,9

146,1

150,5

155,0

Compra Diluente, US$

147,9

125,0

79,1

49,8

30,9

19,1

7,0 37,8

4,3 23,4

Precio WTI, US$/bbl

Transporte Diluente, US$ Costo Diluente, US$

Términos corrientes

18,1

183,1

29,1 154,1

11,3

97,2

61,1

2028

2029

2030

2031

35,1

0,1

0,0

Precio WTI, US$/bbl

127,7

131,6

135,5

139,6

Precio Diluente, US$/bbl

159,7

164,5

169,4

174,5

11,8

7,3

4,5

2,8

2,7

1,6

1,0 5,5

0,6

Volumen Diluente, bbl

Compra Diluente, US$ Transporte Diluente, US$

132 Capítulo 7 - Desarrollo del caso14,5 práctico

8,9

3,4

147,9

125,0

79,1

49,8

35,1

29,1 154,1

18,1

183,1

97,2

Términos corrientes

2028

2029

2030

2031

Volumen Diluente, bbl

0,1

0,0

Compra Diluente, US$ Transporte Diluente, US$ Costo Diluente, US$

30,9

19,1

11,3

7,0

61,1

37,8

4,3 23,4

Precio WTI, US$/bbl

127,7

131,6

135,5

139,6

Precio Diluente, US$/bbl

159,7

164,5

169,4

174,5

11,8

7,3

4,5

2,8

2,7

1,6 8,9

1,0 5,5

0,6

Compra Diluente, US$ Transporte Diluente, US$

14,5

3,4

7.6.2 OPEX Fijo El diseño del campo contempla unos 14 clústeres, un CPF y un PAD (ubicación donde se concentran los equipos para inyección de agua al subsuelo). De igual forma, Operaciones estimó los siguientes costos, utilizando referencias de otros campos: o Operación: 30 MM$/año o Mantenimiento: equivalente al 1% del CAPEX acumulado desde el inicio del proyecto o Gestión ambiental: 750.000 US$/año + 1% del CAPEX del período o Gestión social: 500.000 US$/año o Seguridad física: 3,5 MM$/año o Imprevistos: 15%

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 133

Tabla 66: Estimación de OPEX fijo en términos corrientes – bloque EJ1

OPEX Fijo, US$ Constantes (US$ 2012) Operación

2016

2017

2018

2019

2020

2021

30,0

Mantenimiento

3,5

3,9

4,6

4,9

5,3

Gestión Ambiental

3,8

1,3

1,5

1,2

1,3

0,9

Gestión Social

0,5

Seguridad Física

3,5 6,2

3,5 5,9

3,5 6,0

3,5 6,1

3,5 6,0

2022

2023

2024

2025

2026

2027

30,0

Mantenimiento

5,3

Gestión Ambiental

0,9

0,8

Gestión Social

0,5

Seguridad Física

3,5 6,0

2029

2030

2031

Imprevistos 15%

OPEX Fijo, US$ Constantes (US$ 2012) Operación

Imprevistos 15%

OPEX Fijo, US$ Constantes (US$ 2012) Operación

2028 30,0

30,0

Mantenimiento

5,3

Gestión Ambiental

0,8

Gestión Social

0,5

Seguridad Física

3,5 6,0

Imprevistos 15%

7.7 Trabajos de pozo Se asume un workover por pozo cada tres años con un costo promedio de 250.000 US$ (moneda 2012)

134 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Tabla 67: Ejemplo de depreciación en línea recta T. Corrientes Pozos, #

2016 10

2017 21

2018 37

2019 47

2020 58

2021 68

2022 78

2023 83

Workovers, #

3,3

7,0

12,3

15,7

19,3

Costo WO, US$

1,0

2,2

4,0

5,3

6,7

2028

2031

T. Corrientes Pozos, #

2024

2025

2026

2027

2029

2030

Workovers, #

22,7

26,0

27,7

8,1

9,5

10,5

10,8

11,1

11,4

11,8

12,1

Costo WO, US$

Dado que el costo de un workover se estima hoy día (año 2012) es necesario aplicar inflación para expresar las cifras en términos corrientes. En el ejemplo, en el año 2019 se realizarían los primeros workovers: Costo unitario WO = 250.000 x (1+3%)7 = 307.468 $

7.8 Transporte de Crudo El proyecto prevé la construcción de un oleoducto desde el campo hasta una estación de recepción de un oleoducto existente. No se prevé uso de camiones. La unidad de Transporte y Logística estimó que el costo por manejo y transporte de crudo desde la estación hasta el muelle es de 5,30 US$/bbl. Tabla 68: Estimado de costo de transporte a punto de venta - bloque EJ1 Costo Transporte, US$/bbl: Inflación:

5,30 3%

Volumen Neto a Ventas, MMbls Costo Transporte, US$

Producción a Ventas US$/bbl Costo Transporte, US$

2016

2017

2018

2019

2020

9 2021

2022

2023

3,9

6,7

10,6

10,7

10,8

8,7

23,5

41,4

66,8

69,7

72,3

74,8

77,3

64,0

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

39,9

24,8

15,3

9,5

5,9

3,6

2,2

1,4

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 135

7.9 Estimación de los Gastos Administrativos y Generales Los gastos administrativos y generales del campo son considerados como OPEX y pueden ser estimados como un porcentaje acorde a la experiencia de la empresa o pueden ser estimados en forma más precisa identificando la organización, área que ocupa, servicios que requiere, etc. Solamente se incluyen costos de overhead (gastos generales y de administración) corporativo cuando efectivamente la incorporación de un nuevo campo genera costos incrementales directos en la organización. A los efectos de este ejemplo, y dado que se trata de una evaluación de un proyecto aún en etapa pre-exploratoria, se asumirá un 5% sobre el OPEX: Tabla 69: Estimación de gastos administrativos y generales – bloque Ej.1

OPEX Variable, MMUS$ OPEX Fijo, MMUS$

2016 1,5 53,4

2017 2,8 52,3

Total OPEX, MMUS$

54,9

55,1

GA&G (5%), MMUS$

2,7

2,8

OPEX Variable, MMUS$ OPEX Fijo, MMUS$

2024 3,6 65,6

2025 2,6 67,6

Total OPEX, MMUS$

69,2

70,1

GA&G (5%), MMUS$

3,5

2018 2019 5,0 4,6 55,1 56,7

2020 5,4 59,0

2021 5,7 60,4

2022 6,0 62,2

2023 5,2 63,8

59,7

61,7

64,4

66,1

68,2

69,0

3,0

3,1

3,2

3,3

3,4

3,5

2026 2027 1,4 1,9 69,6 71,7

2028 1,1 73,8

2029 0,8 76,1

2030 0,6 78,3

2031 0,5 80,7

71,5

73,1

74,9

76,9

78,9

81,1

3,6

3,7

3,8

3,9

4,1

7.10 Depreciación Se recuerda al lector que estamos modelando el caso de éxito. En caso que la actividad exploratoria no fuera exitosa, el Capital a Riesgo se considera contablemente como un costo y no se deprecia. El siguiente cuadro reclasifica los CAPEX según el tipo de depreciación a aplicar:

136 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Tabla 70: Clasificación del CAPEX según tipo de depreciación – bloque Ej.1

CAPEX (US$ Corrientes) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Unidades de Producción 1,0 4,4 16,5 22,7 Pozos exploratorios 1,0 3,1 1,3 14,2 20,4 Pozos de desarrollo

2018 2019 2020 2021 2022 2023 33,9 21,6 24,8 23,0 23,7 12,2 31,5

21,6

22,3

23,0

Pozos Inyectores Línea Recta

4,1

1,7

2,3 2,3 51,2 324,4 41,8

2,4 57,1

30,8

2,5 40,8

2,5

Gastos Capitalizables Sísmica

0,1 4,0

0,0 1,6

Infraestructura Total CAPEX

4,1

1,7

51,2 324,4 41,8 55,6 340,9 64,5

57,1 91,0

30,8 52,5

40,8 65,6

2,5 25,5

1,0

23,7

12,2

23,7

12,2

7.10.1 Depreciación por Unidades de Producción (UDP) En caso de éxito exploratorio se supone que los pozos exploratorios pueden ser completados para producción. Por lo tanto, se depreciará por este método los pozos exploratorios convertidos a productores, pozos de desarrollo (incluyendo los pozos delineadores) y pozos inyectores. En los puntos 6.1 y 6.4 se mostró la producción estimada por la organización de yacimientos. Dicha producción viene dada por la incorporación de nuevos pozos cada año. La tabla siguiente muestra la producción estimada a partir de cada año de la evaluación económica, y la producción acumulada desde cada año hasta el final del horizonte económico. Así mismo, calcula el valor de la UDP dividiendo la inversión del cada año con la producción acumulada correspondiente:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 137

Tabla 71: Tabla de producción para el cálculo de depreciación por unidades de producción – bloque EJ1

Producción, MMbbl UDP, $/bbl 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 0,8 0,5 0,3 0,2 0,1 0,1 2016 2,286 3,8 2,3 1,4 1,6 0,9 0,6 0,3 0,2 0,1 2017 2,111 4,3 2,6 3,9 2,3 1,4 0,8 0,5 0,3 2018 2,101 6,5 2019 2020 2021 2022 2023

4,3

2,013 2,311 2,140 2,210

0,9 1,6 2,6

0,6 0,9 1,6

0,3 0,6 0,9

4,3

2,6 2,2

1,6 1,3

10,6 10,6 10,7 10,7

8,6

5,2

2,6 4,3

1,6 2,6 4,3

2,286

Total bbl

3,8

6,6 10,4

Producción, MMbbl UDP, $/bbl 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 0,0 0,0 2016 2,286 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2017 2,111 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 2018 2,101 0,2 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 2019 0,0 0,0 2,013 0,0 0,0 0,2 0,1 0,0 0,0 2,311 0,3 0,1 0,0 2020 0,0 0,0 0,6 0,3 0,2 0,1 0,1 2021 2,140 0,1 0,0 0,6 0,3 0,9 0,2 0,1 2022 2,210 0,1 0,0 0,5 0,3 0,8 0,2 0,1 2023 2,286 1,9 3,1 0,4 1,1 0,2 0,1 0,7 Total bbl

total 9,6 10,8 16,1 10,8 10,7 10,7 10,7 5,3 84,7

Al dividir el total acumulado de los pozos de cada año entre el CAPEX de subsuelo de cada año, tenemos el valor unitario de la depreciación o la depreciación por unidad de producción. Debido a que la producción se inicia en el año 2016, las inversiones desembolsadas en años anteriores se acumulan en el año de inicio de producción, en términos corrientes, por cuanto el reglamento del impuesto sobre la renta no permite ajustes en el tiempo, y a partir de ese año se inicia la depreciación.

138 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Tabla 72: Cálculo de depreciación por unidades de producción – bloque EJ1 DEPRECIACION SUBSUELO - UDP 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Depreciación UDP, US$

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Depreciación UDP, US$

Capex, K$ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 21,9 8,8 5,3 3,2 1,9 1,1 0,7 0,4 0,2 0,1 22,7 9,1 5,5 3,3 2,0 1,2 0,7 0,4 0,3 33,9 13,6 8,1 4,9 2,9 1,8 1,1 0,6 21,6 8,7 5,2 3,1 1,9 1,1 0,7 24,8 10,0 6,0 3,6 2,1 1,3 9,2 5,5 3,3 2,0 23,0 23,7

9,5

12,2 183,8

5,7 4,9

3,4 3,0

8,8 14,3 22,2 22,0 23,1 23,1 23,4 19,0 11,4

Capex, K$ 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 21,9 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22,7 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 33,9 0,0 0,4 0,2 0,1 0,1 0,0 0,0 21,6 0,4 0,0 0,2 0,1 0,1 0,1 0,0 24,8 0,0 0,8 0,5 0,3 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,3 1,2 23,0 0,2 0,7 0,4 2,1 0,4 23,7 0,1 0,3 0,2 1,2 0,7 1,1 0,6 0,4 0,2 0,1 1,8 0,1 12,2 183,8 6,8 4,1 2,5 1,5 0,9 0,5 0,3

21,9 22,7 33,9 21,6 24,8 23,0 23,7 12,2 183,8

El CAPEX de cada año debe coincidir con la suma de las depreciaciones, totalizadas en la columna de la derecha del cuadro anterior. 7.10.2 Depreciación Línea Recta En caso de éxito, suponemos para este caso que las inversiones de infraestructura, la sísmica y los gastos capitalizables se deprecian en línea recta. La suma de las depreciaciones debe coincidir con el CAPEX, tal como se muestra en las columnas de la derecha de la tabla que sigue:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 139

Tabla 73: Cálculo de depreciación por línea recta – bloque Ej.1 DEPRECIACION SUPERFICIE - LR 0

2016

2017

2018

2019

2020

US$

Años

2016

38.140 38.140

2017

4.178

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Depreciación LR, US$

38.140 42.317

38.140 38.140 38.140

2021

2022

2023

2024

38.140 38.140 38.140 38.140

4.178

5.706

3.084

4.075

252

48.023 51.107

55.182

55.434 55.434 55.434 55.434

15 2031

US$

Años

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2016

38.140

2017

4.178

42.778

2018

5.706

57.056

2019

3.084

30.836

2020

4.075

40.753

2021

252

2.523

2022

2023

17.295 13.117

7.411

4.328

252

Depreciación LR, US$

55.434

140 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Total

Capex

381.397 381.397

554.343 554.343

La depreciación total será la suma de la depreciación por unidades de producción y línea recta. Tabla 74: Depreciación anual total – bloque Ej.1

Total Depreciación, KUS$

2016 46,9

2017 56,7

2018 70,2

2019 73,1

2020 78,3

2021 78,5

2022 78,8

2023 74,4

Total Depreciación, KUS$

2024 66,8

2025 62,3

2026 21,4

2027 15,6

2028 8,9

2029 5,2

2030 0,8

2031 0,3

31 Depreciación (Remanente)

7.11 Derecho por Precios Altos (PAP) Como se explicó en el capítulo 7.4, la cláusula de precios altos incluye la discrecionalidad del emisor del contrato de solicitar la entrega del PAP en moneda o en volumen igual. En este caso se elabora el modelo suponiendo el PAP como un pago en moneda. Para que se inicie la aplicación de la cláusula deben existir dos condiciones: • Producción acumulada del campo mayor a 5 MMbbl • Precio WTI mayor al precio base (Po) A continuación se muestra el cálculo de los primeros años, siguiendo la formulación del contrato que se detalló en el capítulo 6.3 y los datos del caso en desarrollo. La tabla completa formulada se encuentra en la memoria USB suministrada en este texto.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 141

Tabla 75: Cálculo de participación adicional por precios altos – bloque Ej.1 Clausula precios altos Punto arranque, bbl acumulados Inflación

5,0 3%

4 1

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

106,70

101,70

96,70

91,80

96,80

101,80

106,90

Valor de Venta a Exportación, US$/bbl

100,44

96,03

91,53

87,03

82,62

87,12

91,62

96,21

Valor Hidrocarburos

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Precio WTI, US$/bbl

111,90

116,90

120,41

124,02

127,74

131,57

135,52

139,58

Valor de Venta a Exportación, US$/bbl

100,71

105,21

108,37

111,62

114,97

118,41

121,97

125,63

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

3,8

6,6

10,4

10,6

10,7

8,6

Acumulado, bbl

3,8

10,4

20,9

31,4

42,1

52,8

63,5

72,1

Break Point, bbl

-1,2

5,4

15,9

26,4

37,1

47,8

58,5

67,1

3,9

6,7

10,6

10,7

10,8

8,7

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Producción Campo, bbl

5,2

3,1

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

Acumulado, bbl

77,2

80,3

82,2

83,3

84,0

84,4

84,6

84,7

Break Point, bbl

72,2

75,3

77,2

78,3

79,0

79,4

79,6

79,7

Producción Neta, bbl

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

2017

2018

2019

2020

2022

2023

P (Precio WTI)

2016

91,80 Precio WTI, US$/bbl reconocer 111,60 la 106,70 101,70 de 96,70 Es importante necesidad proyectar el

2021 96,80 mejor

2023

Producción Campo, bbl

Volumen de Hidrocarburos del Contratista

111,60

Producción Neta, bbl

Valor Hidrocarburos

Volumen de Hidrocarburos del Contratista 2

Precio WTI, US$/bbl

12 1

101,80 106,90 estimado en los

precios o escenarios considerados factibles dado el impacto de esta cláusula que considera P (Precio WTI) 2027 2028 2029 2030 2031 2024 inflación en el ajuste anual2025 del Po2026 y el estimado del factor S, ambos factores de alto Precio WTI, US$/bbl 111,90 116,90 120,41 124,02 127,74 131,57 135,52 139,58 impacto en el cálculo del porcentaje adicional de participación a entregar a la ANH. Actualización del Po

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Po, US$/bbl

56,48

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

56,48

Actualización del Po

Po, US$/bbl 56,48 56,48 56,48 142 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico ºAPI

13,0

7.12 Impuesto Sobre la Renta Para realizar el cálculo del impuesto sobre la renta es recomendable mostrar las variables más importantes para tener la visión global del Estado de Ganancias y Pérdidas del proyecto. El nivel de detalle a incorporar en la hoja queda a gusto del analista. El impuesto sobre la renta será igual a la tasa nominal de impuesto aplicado a la renta gravable.

ISLR = Tasa [%] x Renta Gravable

F. 7.3

Renta Gravable = Ingresos – Costos y Gastos – Depreciación F. 7.4 Cuando la renta gravable es menor o igual a cero, entonces existe una Pérdida Neta Operativa o Net Operating Loss, NOL, y no se paga impuesto sobre la renta. Las pérdidas operativas pueden ser utilizadas para rebajar el impuesto de los años siguientes, pero la norma impositiva no permite que se ajuste por inflación, en otras palabras, el resultado se encuentra directamente en términos corrientes.

Tabla 76: Cálculo de impuesto sobre la renta – bloque EJ11

0 1 2 3 Bloque EJ1 (millones US$ corrientes) 2012 2013 2014 2015

4 5 2016 2017

6 7 2018 2019

8 9 2020 2021

Producción Gross, Kbpd

10,5

18,1

28,6

28,9

29,2

29,3

Producción Acumulada, MMbbl

3,8

10,4

20,9

31,4

42,1

52,8

Producción Neta Promedio,Kbopd

9,6

16,5

25,8

26,1

26,3

26,5

Producción Neta Año, Kbbpd

3,5

6.0

9.4

9.5

9.6

9.7

Diluente, Kbbl

0.4

0.7

1.1

1.2

Producción a ventas, Kbbl

3,9

6,7

10,6

10,7

10,8

Precio de venta, US$/bbl

100

Ingresos

395

648

966

930

890

943

Costos

150,7 306,0 432,5 421,7 410,2 440,3

Diluente

69,5 115,2 174,1 170,1 165,3 174,3

OPEX Variable

1,5

2,8

4,6

5,0

5,4

5,7

OPEX Fijo

53,4

52,3

55,1

56,7

59,0

60,4

Workovers

0,0

1,0

2,2

4,0

Transporte Crudo Diluido

Participación Precios Altos ANH

0 23,5 41,4 66,8 69,7 72,3 74,8 0 0 EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 143 0 0,0 91,5 128,9 116,1 102,7 117,8 0 0

Diluente, Kbbl

0.4

0.7

1.1

1.2

Producción a ventas, Kbbl

3,9

6,7

10,6

10,7

10,8

Precio de venta, US$/bbl

100

Ingresos

395

648

966

930

890

943

Costos

150,7 306,0 432,5 421,7 410,2 440,3

Diluente

69,5 115,2 174,1 170,1 165,3 174,3

OPEX Variable

1,5

2,8

4,6

5,0

5,4

5,7

OPEX Fijo

53,4

52,3

55,1

56,7

59,0

60,4

Workovers

0,0

1,0

2,2

4,0

Transporte Crudo Diluido

23,5

41,4

66,8

69,7

72,3

74,8

Participación Precios Altos ANH

0,0

Administración Campo

2,7

0,0

Depreciación

Renta Gravable

Impuesto sobre la Renta

Flujo de Caja Operativo

EBITDA

91,5 128,9 116,1 102,7 117,8 2,8

3,0

46,9

56,7 70,2,

65,3

23,5

14,1

8,5

5,1

3,0

1,8

Producción Acumulada, MMbbl

63,5

72,1

77,2

80,3

82,2

83,3

Producción Neta Promedio,Kbopd

26,5

21,4

12,9

7,8

4,7

9,7

7,8

4,7

2,8

1,7

Ingresos

Costos Diluente

78,3

78,5

179,5 247,6 380,6 364,9 347,2 362,4

29,4

Precio de venta, US$/bbl

73,1

94,1 152,9 143,7 132,4 139,8

Producción Gross, Kbpd

Producción a ventas, Kbbl

3,3

197,9 285,0 463,3 435,5 401,3 423,7

2 3 2024 2025

Diluente, Kbbl

3,2

244,8 341,7 533,5 508,6 479,6 502,2

Bloque EJ1 0 1 (millones US$ corrientes) 2022 2023

Producción Neta Año, Kbbpd

3,1

4 2026

5 6 7 2027 2028 2029

8 2030

9 2031

1,1

0,7

0,4

84,0

84,4

84,6

84,7

2,8

1,7

1,0

0,6

0,4

1,0

0,6

0,4

0,2

0,1

1,2

0,9

0,6

0,3

0,2

0,1

0,0

10,8

8,7

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

101

105

108

112

115

118

122

126

994

840

531

335

207

128

469,9 416,1 296,8 229,5 177,2 144,8 125,5 114,5 108,6 106,0 183,1 154,1

97,2

61,1

37,8

23,4

14,5

8,9

5,5

3,4

6,0

5,2

3,6

2,6

1,9

1,4

1,1

0,8

0,6

0,5

OPEX Fijo

62,2

63,8

65,6

67,6

69,6

71,7

73,8

76,1

78,3

80,7

Workovers

5,3

6,7

8,1

9,5

10,5

10,8

11,1

11,4

11,8

12,1

77,3

64,0

39,9

24,8

15,3

9,5

5,9

3,6

2,2

1,4

132,7 118,8

79,0

60,5

38,5

24,4

15,5

9,8

6,2

3,9

3,5

3,6

3,7

3,8

3,9

4,1

524,0 423,7 234,7 105,1

30,1

OPEX Variable

Transporte Crudo Diluido Participación Precios Altos ANH Administración Campo EBITDA Depreciación

3,4 78,8

3,5

66,8

62,3

21,4

445,2 349,3 167,9

74,4

42,8

8,8

55,4

14,1

2,9

Flujo de Caja Operativo 377,1 308,4 179,3

91,0

27,3

Renta Gravable

Impuesto sobre la Renta 146,9 115,3

144 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

-16,7 -46,3 -65,5 -78,4 -87,4 15,6

8,9

5,2

0,8

0,3

-32,2 -55,2 -70,7 -79,2 -87,7 0,0

0,0

-16,7 -46,3 -65,5 -78,4 -87,4

1,2

0,9

0,6

0,3

0,2

0,1

0,0

Producción a ventas, Kbbl

10,8

8,7

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

Precio de venta, US$/bbl

101

105

108

112

115

118

122

126

994

840

531

335

207

128

Diluente, Kbbl

Ingresos

Costos Diluente OPEX Variable OPEX Fijo Workovers Transporte Crudo Diluido Participación Precios Altos ANH Administración Campo EBITDA Depreciación

469,9 416,1 296,8 229,5 177,2 144,8 125,5 114,5 108,6 106,0 183,1 154,1

97,2

61,1

37,8

23,4

14,5

8,9

5,5

3,4

6,0

5,2

3,6

2,6

1,9

1,4

1,1

0,8

0,6

0,5

62,2

63,8

65,6

67,6

69,6

71,7

73,8

76,1

78,3

80,7

5,3

6,7

8,1

9,5

10,5

10,8

11,1

11,4

11,8

12,1

77,3

64,0

39,9

24,8

15,3

9,5

5,9

3,6

2,2

1,4

132,7 118,8

79,0

60,5

38,5

24,4

15,5

9,8

6,2

3,9

3,5

3,6

3,7

3,8

3,9

4,1

524,0 423,7 234,7 105,1

30,1

3,4 78,8

3,5

66,8

62,3

21,4

445,2 349,3 167,9

74,4

42,8

8,8

55,4

14,1

2,9

Flujo de Caja Operativo 377,1 308,4 179,3

91,0

27,3

Renta Gravable

0,0

Impuesto sobre la Renta 146,9 115,3

-16,7 -46,3 -65,5 -78,4 -87,4 15,6

8,9

5,2

0,8

0,3

-32,2 -55,2 -70,7 -79,2 -87,7 0,0

0,0

-16,7 -46,3 -65,5 -78,4 -87,4

Otro concepto que se introduce en el cuadro anterior es el término conocido normalmente como EBITDA, earnings before interest, tax, depreciation and amortization, que se traduce como ganancia antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. La tabla 77 muestra los primeros años de la evaluación, el cálculo completo y detallado se encuentra en la memoria USB suministrada en este texto. En dicha tabla podrán ver que el proyecto presenta EBITDAs negativos a partir del año 2027 y por lo tanto la vida económica apunta a reducción del horizonte económico hasta el año 2026. Al ser el horizonte económico menor al inicialmente considerado, se está dejando de depreciar una cantidad remanente. Hay dos maneras de solucionar el problema, una de ellas es modificar la depreciación por unidad de producción y los años de depreciación por línea recta. Otra es sumar la depreciación remanente en la línea de depreciación del último año del flujo de caja positivo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 145

7.13 Flujo de Caja e Índices Económicos Para finalizar con este ejemplo, incorporamos el CAPEX y los elementos de capital de trabajo, traemos los cálculos de ingresos y cada uno de los elementos de costo calculados paso a paso, y se consolidan en la siguiente tabla:

Tabla 77: Resumen del flujo de caja e indicadores económicos – bloque Ej.1 Bloque EJ1 (millones US$ corrientes)

2012

2013

2014

2015

Producción Campo, Kbbl

Producción Neta, Kbbl

Producción a ventas, Kbbl

Precio de venta, US$/bbl

2016 2017

2018

2019

2020

2021

2022

10,5

18,1

28,6

28,9

29,2

29,3

29,4

3,5

6,0

9,4

9.5

9,6

9,7

3.9

6,7

10,6

10.7

10,8

100

Ingresos

395,4 647,7 965,9 930,2 889,8

942,5 993,9

Costos

150,7 306,0 432,5 421,7 410,2

440,3 469,9

EBITDA

244,8 341,7 533,5 508,6 479,6

502,2 524,0

Depreciación

Renta Gravable

4,1

1,7

1,0

55,6

Capital Riesgo

4,1

1,7

1,0

3,1

Desarrollo

0,0

52,5

Flujo de Caja

-4,1

-1,7

-1,0

Flujo de Caja Acumulado

-4,1

-5,8

-6,8

-62,4 -223,8 -40,7 248,9 561,3 842,9 1.179,9 1.533,3

Flujo de Caja Descontado

-4,1

-1,5

-0,8

-41,8 -110,2 113,7 163,5 160,3 131,4

142,9 136,3

Flujo de Caja Descontado Acumulado

-4,1

-5,7

-6,5

-48,3 -158,5 -44,8 118,7 279,0 410,4

553,3 689,5

Diluente Flujo de Caja Operativo CAPEX

46,9

56,7

70,2

73,1

78,3

197,9 285,0 463,3 435,5 401,3 65,3

78,5

423,7 445,2

94,1 152,9 143,7 132,4

139,8 146,9

179,5 247,6 380,6 364,9 347,2

362,4 377,1

340,9

64,5

91,0

52,5

65,6

25,5

23,7

340,9

64,5

91,0

52,5

65,6

25,5

23,7

55,6 -161,4 183,1 289,6 312,4 281,6

336,9 353,4

Bloque EJ1 (millones US$ corrientes)

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Producción Campo, Kbbl

23,5

14,1

8,5

5,1

3,0

1,8

1,1

0,7

0,4

Producción Neta, Kbbl

7,8

4,7

2,8

1,7

1,0

0,6

0,4

0,2

0,1

Producción a ventas, Kbbl

8,7

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

Precio de venta, US$/bbl

101

105

108

112

115

118

122

126

Ingresos

839,8

531,5

334,6

207,4

128,2

79,2

48,9

30,2

18,6

Costos

416,1

296,8

229,5

177,2

144,8

125,5

114,5

108,6

106,0

EBITDA 423,7 234,7 146 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico 74,4 66,8 Depreciación

105,1

30,1

-16,7

-46,3

-65,5

-78,4

-87,4

62,3

52,2

15,6

8,9

5,2

0,8

0,3

42,8

-22,0

-32,2

-55,2

-70,7

-79,2

-87,7

Renta Gravable

349,3

167,9

78,8

Flujo de Caja Acumulado

-4,1

-5,8

-6,8

-62,4 -223,8 -40,7 248,9 561,3 842,9 1.179,9 1.533,3

Flujo de Caja Descontado

-4,1

-1,5

-0,8

-41,8 -110,2 113,7 163,5 160,3 131,4

142,9 136,3

Flujo de Caja Descontado Acumulado

-4,1

-5,7

-6,5

-48,3 -158,5 -44,8 118,7 279,0 410,4

553,3 689,5

Bloque EJ1 (millones US$ corrientes)

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

Producción Campo, Kbbl

23,5

14,1

8,5

5,1

3,0

1,8

1,1

0,7

0,4

Producción Neta, Kbbl

7,8

4,7

2,8

1,7

1,0

0,6

0,4

0,2

0,1

Producción a ventas, Kbbl

8,7

5,3

3,2

1,9

1,1

0,7

0,4

0,2

0,1

Precio de venta, US$/bbl

101

105

108

112

115

118

122

126

Ingresos

839,8

531,5

334,6

207,4

128,2

79,2

48,9

30,2

18,6

Costos

416,1

296,8

229,5

177,2

144,8

125,5

114,5

108,6

106,0

EBITDA

423,7

234,7

105,1

30,1

-16,7

-46,3

-65,5

-78,4

-87,4

Depreciación

74,4

66,8

62,3

52,2

15,6

8,9

5,2

0,8

0,3

Renta Gravable

349,3

167,9

42,8

-22,0

-32,2

-55,2

-70,7

-79,2

-87,7

115,3

55,4

14,1

0,0

308,4

179,3

91,0

30,1

-16,7

-46,3

-65,5

-78,4

-87,4

12,2

0,0

Desarrollo

12,2

0,0

Flujo de Caja

296,2

179,3

91,0

30,1

-16,7

-46,3

-65,5

-78,4

-87,4

Diluente Flujo de Caja Operativo CAPEX Capital Riesgo

Flujo de Caja Acumulado

1.829,5 2.008,8 2.099,8 2.129,9

Flujo de Caja Descontado

103,8

57,1

26,3

7,8

Flujo de Caja Descontado Acumulado

793,4

850,5

876,8

884,8

Tasa de Descuento

10%

Tpago dinámico, años

VPN12, MM$

885

VP CAPEX

454

TIR

78%

2,0

VP12 Capital a Riesgo, MM$

8,8

Tpago, años

Es conveniente analizar la estructura de costos por barril producido durante el horizonte económico del proyecto en términos constantes para entender las cifras Tabla 78: Estructura de costos por unidad de producción – bloque Ej.1 con el valor actual de la moneda. Para ello, simplemente se divide cada elemento de Estructura de costo en términos reales por la producción 2016 2017 neta. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 costos, US$/bbl Ingresos

Costos

EBITDA

Impuesto sobre la Renta

Utilidad (Pérdida) Neta

Estructura de costos, US$/bbl

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 147 2027 2028 2029 2030 2031

Tabla 78: Estructura de costos por unidad de producción – bloque Ej.1 Estructura de costos, US$/bbl

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Ingresos

Costos

EBITDA

Impuesto sobre la Renta

Utilidad (Pérdida) Neta

Estructura de costos, US$/bbl

2027 2028 2029 2030 2031

Ingresos

Costos

114

168

258

408

EBITDA

-9

-42

-96

-186 -336

Impuesto sobre la Renta

Utilidad (Pérdida) Neta

-9

-42

-96

-186 -336

Por último, es importante recalcar la necesidad de contar con la participación de Tabla 79: Estructura de costos por unidad de producción – bloque EJ1 las diferentes disciplinas de la empresa a los fines de la estimación de recursos o 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 reservas, elaboración de un plan de desarrollo realista, estimación de CAPEX y OPEX, diferenciar los costos fijos2014 y los variables por manejo de2023 agua y 2025 crudo de 2012 2013 2015costos 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2024 2026 manera independiente, por cuanto su comportamiento puede ser muy diferente. Capital a Riesgo, -4,1 -1,7 -1,0 -3,1 MM$ En la medida que cada especialista aporte su experiencia y conocimiento en la Flujo de Caja sujeto -52,5 -161,4 183,1 289,6 312,4 281,6 336,9 353,4 296,2 179,3 91,0 30,1 determinación a POS 12%, MM$ de premisas y proyecciones, en esa misma medida se incrementa la calidad económica. Flujo de de Cajala evaluación -4,1 -1,7 -1,0 -9,4 -19,4 22,0 34,8 37,5 33,8 40,4 42,4 35,5 21,5 10,9 3,6 Riesgado

EVM12, 83,2 se está evaluando un bloque exploratorio y el resultado económico Hay queMM$ recordar que desarrollado corresponde al caso de éxito exploratorio. Si la fase exploratoria no es exitosa, la empresa habrá perdido el capital a riesgo (Ver capítulo 7.5).

A los efectos de comparar los proyectos de exploración, es necesario conocer el VPN ajustado al riesgo, llamado EVM, el POS y el capital a riesgo. Este tema se trata con mayor detalle en el próximo capítulo.

148 Capítulo 7 - Desarrollo del caso práctico

Costos

114

168

258

EBITDA

-9

-42

-96

-186 -336

Impuesto sobre la Renta

Utilidad (Pérdida) Neta

-9

-42

-96

408

-186 -336

A continuación se muestra el flujo de caja con riesgo, “riesgado”, lo cual consiste en aplicar el porcentaje de POS (en este caso 12%) a los flujos de caja que dependen del éxito exploratorio.

Tabla 79: Estructura de costos por unidad de producción – bloque EJ1 0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Capital a Riesgo, MM$ Flujo de Caja sujeto a POS 12%, MM$

-4,1 -1,7 -1,0

Flujo de Caja Riesgado

-4,1 -1,7 -1,0 -9,4 -19,4 22,0 34,8 37,5 33,8 40,4 42,4 35,5 21,5 10,9 3,6

EVM12, MM$

83,2

-3,1 -52,5 -161,4 183,1 289,6 312,4 281,6 336,9 353,4 296,2 179,3 91,0 30,1

Los resultados de esta evaluación se resumen de la siguiente manera: • VPN10 (éxito), MM$: 893 • TIR (éxito): 78% • POS: 12% • VP CAPEX Riesgo, MM$: 8,8 • EVM10, MM$: 250 La evaluación del portafolio exploratorio se trata con mayor detalle en el próximo capítulo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 149

CAPÍTULO 8

ANÁLISIS DEL PORTAFOLIO EXPLORATORIO

En el capítulo anterior se desarrolló un caso de evaluación económica de un bloque exploratorio en caso de éxito. La metodología es la misma para evaluar campos descubiertos con una cierta cantidad de reservas. Como vimos, en caso de descubrir petróleo el resultado económico debería ser positivo. Ahora bien, sabiendo el riesgo que se correría en caso de decidir invertir en ese proyecto, con una probabilidad de éxito exploratorio del 12%, es necesario realizar otro tipo de análisis que ofrezca información útil para la toma de decisiones. La industria petrolera es una actividad que requiere renovar constantemente sus reservas e incorporar nueva producción para que al menos compense la declinación de los pozos activos. Solamente existen dos formas de incorporar reservas a la empresa, adquiriendo reservas descubiertas de otras empresas o explorar y descubrir las propias reservas. Lo último conlleva la necesidad de manejar el riesgo exploratorio de manera racional, utilizando todas las tecnologías que permitan reducir la incertidumbre y metodologías para la toma de decisiones con miras a poder predecir los resultados bajo una mejor base probabilística.

150 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

8.1 Riesgo del Portafolio Exploratorio En este caso nos referimos como portafolio exploratorio o portafolio, al conjunto de bloques exploratorios que se tienen disponibles por contrato firmado, sobre los cuales la empresa tiene la oportunidad de explorar y eventualmente desarrollar en caso de tener éxito y descubrir reservas. Si el portafolio de la empresa estuviera compuesto solamente por el campo exploratorio que se desarrolló en el capítulo anterior, tendría una probabilidad del 12% de recibir un VPN de 115 millones de dólares y un 88% de probabilidad de perder un capital de 9 millones de dólares. Si bien el premio es alto, la probabilidad de éxito del portafolio es muy baja. Si el portafolio estuviera compuesto por 10 proyectos, cada uno con 12% de probabilidad de éxito, entonces la probabilidad de descubrir al menos uno de los campos sería mucho mayor. Lo anterior se asemeja a un juego de dados. La probabilidad de sacar 6 en una tirada es baja, mientras que la probabilidad de sacar 6 en 10 tiradas es mucho mayor. La metodología normalmente utilizada para estimar el valor que agrega un portafolio exploratorio es una aplicación práctica de la teoría de portafolios de inversión o modelo de Markowittz y el Valor Monetario Estimado conocido en el ambiente petrolero como EVM. Para explicar en términos prácticos la aplicación de la teoría, suponga que tiene 10 proyectos exploratorios con un POS del 24%, cada uno con idénticas características, cuyo flujo de caja en caso de éxito es el siguiente:

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 151

Tabla 80: Ejemplo de flujo de caja para cálculo de VPN en caso de éxito de inversión exploratoria 0 Capital a Riesgo = Inversión

-100

Flujo de caja en caso de éxito

-100

VPN10

361

En el caso presentado, si el proyecto es exitoso, para lo cual habría sido necesario invertir US$ 100, obtendría un VPN10 de US$ 361. Pero en caso de no ser exitoso, habrá perdido los US$ 100 de capital que arriesgó y su VPN10 será US$ (100). Podemos representar lo anterior con un árbol de decisiones, de la siguiente forma:

Gráfico 81: Árbol de decisiones para ejemplo de inversión exploratoria

Probabilidad éxito: 24% VPN10: 361

VPN = 361 x 24% + (100) x 74% = 11 R

Probabilidad fracaso: 100% - 26% = 74% VPN10: (100)

El resultado obtenido mediante dicho método es idéntico a aplicar el porcentaje de riesgo a los flujos de caja del proyecto después de haber realizado la inversión inicial, o capital a riesgo, que en el caso petrolero corresponde a la inversión exploratoria.

152 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Tabla 82: Ejemplo de flujo de caja para cálculo de EVM basado los datos de la tabla 8.1

0 Capital a Riesgo = Inversión

-100

Flujo de caja en caso de éxito

-100

VPN10

El resultado del proyecto del ejemplo es positivo, pero es solo una indicación que no ofrece ningún tipo de garantía que el inversionista vaya a obtener US$ 11 del proyecto. Si la cartera de inversión de riesgo tiene un solo proyecto, el inversionista tiene el 24% de probabilidad de ganar y el 76% de perder. El EVM sirve para comparar el “valor de la boleta” respecto al “premio” que se podría ganar. Si la inversión a riesgo es muy alta a cambio de un premio muy bajo o una probabilidad de éxito muy baja, el EVM dará una indicación de ello. Un inversionista desea que los proyectos que componen su cartera a riesgo tengan un EVM igual o mayor que cero para que su riesgo sea equilibrado. Representemos el flujo de caja ‘riesgado’ de cada uno de los 10 proyectos del portafolio de la siguiente forma: Tabla 83: Flujo de caja ‘riesgado’ de portafolio de 10 proyectos exploratorios

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Proyecto 1

-100

Portafolio

-1.000

106

180

EVM10

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 153

En este caso, pese a que cada proyecto individual tiene una probabilidad de éxito del 24% no se puede pronosticar cual proyecto será exitoso, pero podemos afirmar que el portafolio exploratorio tiene una probabilidad mayor del 90% de aportar al menos USD$ 106 en valor (después de recuperar el capital arriesgado). Para ello será necesario arriesgar USD$ 1000 perforando en todos los campos considerados. En relación a la producción, las empresas petroleras acostumbran a no incluir la producción esperada del portafolio exploratorio en sus presupuestos anuales hasta tanto no se haya comprobado un descubrimiento. Sin embargo, en los planes de mediano y largo plazo se considera necesario incorporar la producción esperada, siempre diferenciándola de la producción proveniente de campos activos o reservas. Reconociendo que no es factible conocer a priori cuáles campos resultarán exitosos del portafolio exploratorio, se identifica su producción global asociada y nunca como proveniente de un determinado bloque. La metodología es similar a la utilizada para estimar el valor del portafolio exploratorio, pero aplicando el POS a la producción esperada en cada uno de los bloques en caso de éxito. Suponga un portafolio exploratorio compuesto por diez bloques diferentes. El primer paso será estimar la producción que tendría cada uno de ellos en caso de éxito: Tabla 84: Flujos de caja de portafolio de 10 bloques exploratorios sin aplicar POS (caso éxito)

Bloque 1

1.247

1.603

2.019

4.338

Bloque 2

1.247

1.603

26.052

31.263

Bloque 3

4.274

5.556

7.223

9.390

Bloque 4

440

663

795

Año

9.321

20.030

10.761

37.515

45.018

54.022

12.207

17.718

1.083

1.428

5.781

3.106

1.668

5.623

5.289

3.059

25.717

37.328

44.521

53.425

1.977

2.493

1.499

1.410

816

Bloque 5

846

2.807

6.404

12.677

25.846

32.450

30.952

17.306

10.836

7.439

Bloque 6

40.977

31.167

23.705

18.029

13.713

10.430

7.933

6.033

4.589

3.490

Bloque 7

712

1.375

2.171

3.253

4.682

6.658

9.151

10.651

12.061

12.877

Bloque 8

4.723

20.299

43.621

93.737 201.430 432.851 232.537 124.924

67.112

36.054

Bloque 9

1.802

2.356

9.022

11.518

15.118

21.186

23.248

12.558

13.581

14.742

609

1.022

1.835

2.809

4.871

8.919

6.016

3.361

2.464

2.025

Bloque 10

154 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Posteriormente se le aplica el POS a esa producción estimada:

Tabla 85: Flujos de caja de portafolio de 10 bloques exploratorios aplicando POS (riesgado)

Año

POS

Bloque 1

187

240

303

651

1.398

3.005

1.614

867

466

250

15%

Bloque 2

312

401

6.513

7.816

9.379

11.255

13.506

1.406

1.322

765

25%

Bloque 3

1.068

1.389

1.806

2.347

3.052

4.430

6.429

9.332

11.130

13.356

25%

Bloque 4

154

232

278

379

500

692

873

525

494

285

35%

Bloque 5

127

421

961

1.902

3.877

4.868

4.643

2.596

1.625

1.116

15%

Bloque 6

8.195

6.233

4.741

3.606

2.743

2.086

1.587

1.207

918

698

20%

Bloque 7

171

330

521

781

1.124

1.598

2.196

2.556

2.895

3.090

24%

Bloque 8

331

1.421

3.053

6.562

14.100

30.300

16.278

8.745

4.698

2.524

6.975

3.767

4.074

4.423

30% 19%

Bloque 9 Bloque 10

541

707

2.707

3.455

4.535

6.356

116

194

349

534

925

1.695

1.143

639

468

385

11.569 21.231

28.032

41.632

66.282

55.242

31.639

28.090

26.892

Portafolio 11.201

Como se mencionó anteriormente, a los efectos de los planes de mediano y largo plazo se incorporará la producción del portafolio sin identificar su proveniencia de algún bloque específico, a fin de visualizar si efectivamente es factible cubrir la declinación de la producción de la empresa y tomar decisiones para futuras adquisiciones de áreas exploratorias o descubiertas. Veamos el siguiente ejemplo: Suponga que la producción actual de la empresa es de 70 mil barriles diarios, y a pesar de mantener los planes de desarrollo al día su producción global declina a razón de 15% anual.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 155

Tabla 86: Tabla producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios

Año Portafolio Exploratorio

11.201

11.569

21.231

28.032

Base

70.000

59.500

50.575

42.989

36.540

Total

70.000

70.701

62.144

64.220

64.572

Año

Portafolio Exploratorio 41.633

66.282

55.242

31.639

28.090

26.892

Base

31.059

26.400

22.440

19.074

16.213

13.781

Total

72.692

92.682

77.683

50.714

44.303

40.673

Gráficos 87: Producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios

100 93

90 80

Kbpd

40 30 20 10 0

Base

Portafolio

156 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Total

Se puede decir que con el portafolio actual es posible compensar la declinación hasta el año 7, y deberá iniciar la búsqueda de nuevas áreas con suficiente antelación para llevar a cabo todas las actividades previas a un potencial descubrimiento e inicio del desarrollo de producción. Si la meta de la empresa es crecer en producción al menos 5% anualmente, tendrá que planear actividad adicional que permita llenar los espacios. Gráficos 88: Producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios + actividad adicional a planificar

120 93

00bpd

100 80

73 78

51 44

40 20 0

Base

Portafolio

Total

Meta

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 157

8.2 Jeraquización del Portafolio El EVM es un indicador útil para la jerarquización de los proyectos en el portafolio exploratorio. Un inversionista racional desea invertir su dinero en proyectos con el menor riesgo posible, la mínima exposición de capital y máximo retorno. Veamos un ejemplo de un portafolio hipotético de diez proyectos exploratorios: Tabla 89: Tabla de datos para portafolio de 10 proyectos exploratorios Flujo de caja - Caso Éxito, MM$ Año

Bloque 1

(1.000)

350

450

567

1.218

2.617

Bloque 2

(5.700)

350

450

7.315

8.778

10.533

Bloque 3

(7.800)

1.200

1.560

2.028

2.636

3.427

Bloque 4

(250)

123

186

223

304

401

Bloque 5

(3.020)

237

788

1.798

3.559

7.257

(6.600)

11.505

8.751

6.656

5.062

3.850

200

386

609

913

1-314

Bloque 6 Bloque 7

(750)

Bloque 8

(13.000)

1.326

5,699

12.247

26.318

56.555

Bloque 9

(1.800)

506

662

2.533

3.234

4.245

Bloque 10

(900)

171

287

515

789

1.367

Año

Bloque 1

5.624

3.021

1.623

872

468

Bloque 2

12.640

15.168

1.579

1.485

859

Bloque 3

4.975

7.221

10.481

12.500

15.000

Bloque 4

555

700

421

396

229

Bloque 5

9.111

8.690

4.859

3.042

2.089

Bloque 6

2.928

2.227

1.694

1.288

980

Bloque 7

1.869

2.569

2.990

3.386

3.615

Bloque 8

121.531

65.289

35.075

18.843

10.123

Bloque 9

5.948

6.527

3.526

3.813

4.139

Bloque 10

2.504

1.689

944

692

569

158 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Si graficamos y jerarquizamos en base al VPN de éxito, el resultado sería el siguiente: Gráfico 90: Representación gráfica de portafolio de 10 proyectos exploratorios con base en VPN de éxito

Si graficamos y jerarquizamos con base en al VPN de éxito, el resultado sería el siguiente: 16.000 14.000 Bloque 8

12.000 10.000

Bloque 3

8.000 Bloque 6

6.000 4.000

Bloque 2

Bloque 5 Bloque 9

Bloque 10

2.000 Bloque 1

Bloque 7

0 0%

10%

15%

20%

25%

30%

Bloque 4 35%

40%

45%

(2.000)

Tabla 91: Resumen de información de portafolio de 10 proyectos exploratorios jerarquizados por VPN Año

POS

VPN10

EVM10

Bloque 8

13.000

185.570

Bloque 2

25%

5.700

29.638

Bloque 6

20%

6.600

26.450

Bloque 3

25%

7.800

22.520

Bloque 5

15%

3.020

20.099

Bloque 9

30%

1.800

17.519

Bloque 1

15%

1.000

8.605

Bloque 7

24%

750

8.246

Bloque 10

19%

900

4.501

Bloque 4

35%

250

1.765

Como se puede apreciar, el bloque con mayor interés es el bloque 8 con un 7% de probabilidad de éxito y por ende 93% de probabilidad de fracaso. El bloque 4 queda de último lugar.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 159

Si ahora repetimos la operación utilizando el EVM, el resultado será como sigue: Gráficos 92: Representación gráfica de portafolio de 10 proyectos exploratorios con base en EVM

16.000 14.000

Bloque 8

12.000 10.000 8.000 Bloque 6

Bloque 2

6.000 4.000

Bloque 5

Bloque 1

0 0%

Bloque 9 Bloque 7

2.000

Bloque 10

Bloque 4

5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

40% 45%

(2.000)

Tabla 93: Resumen de información de portafolio de 10 proyectos exploratorios jerarquizados por EVM POS

CAPEX Riesgo

Bloque 9

30%

1.800

3.996

Bloque 2

25%

5.700

3.134

Año

Bloque 7

24%

Bloque 8

EVM

750

1.409

13.000

900

Bloque 4

35%

250

455

Bloque 5

15%

3.020

448

Bloque 1

15%

1.000

441

Bloque10

19%

900

126

Bloque 6

20%

6.600

Bloque 3

25%

7.800

(220)

Vemos como el bloque 8 pasa del primer al cuarto lugar y el bloque 4 de último a quinto lugar. El bloque 3 no se incorporaría en los proyectos a desarrollar, mientras que en el cuadro anterior ocupaba el cuarto lugar de preferencia.

160 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

8.3 Aplicación del árbol de decisiones En el capítulo 7.1 se mostró el caso más simple de árbol de decisiones. En la industria petrolera tiene especial utilidad en la fase exploratoria de los proyectos, cuando el programa exploratorio conlleva a una serie de actividades que pudiera afectar la decisión final. Los árboles de decisión pueden tener dos tipos de nodos, el nodo de probabilidad del cual se derivan dos ramas que dependen de la probabilidad de ocurrencia o no ocurrencia, y el nodo de decisión del cual se derivan dos ramas, pero en este caso para representar una u otra decisión a tomar; por ejemplo, decisión de llevar a cabo o no un pozo. La primera depende de la probabilidad y la segunda de una decisión. Para demostrar su utilidad desarrollaremos el siguiente caso práctico. Suponga que después de realizar los análisis correspondientes se recomienda seguir adelante con un plan exploratorio de tres pozos, cuya perforación del tercer pozo dependerá de los resultados de los dos anteriores y la probabilidad de éxito del segundo pozo dependerá del éxito del primero. Cada pozo exploratorio aportaría el VPN adicional señalado en caso de éxito. La inversión de cada pozo se asume en US$ 105.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 161

Tabla 94: Ejemplo de aplicación de árbol de decisiones - datos

Probabilidad éxito: 50% VPN10 = 1000

Probabilidad éxito: 35% VPN10 = 600

2a Probabilidad éxito: 20% VPN10 = 400

3a Probabilidad fracaso: 100% - 50% = 50% VPN10 = (105)

Probabilidad éxito: 20% VPN10 = 600 Probabilidad éxito: 12% VPN10 = 400

Probabilidad fracaso: 100% - 20% = 80% VPN10 = (105)

2b Probabilidad fracaso: 100% - 12% = 88% VPN10 = (105)

Fin

Probabilidad fracaso: 100% - 35% = 65% VPN10 = (105)

Fin

Probabilidad fracaso: 100% - 20% = 80% VPN10 = (105)

Fin

El nodo 1 representa el primer pozo, los nodos 2ª y 2b representan el segundo pozo, los nodos 3ª y 3b representan el tercer pozo. Si se limita el análisis al cálculo del EVM para el primer pozo, el resultado sería el siguiente:

162 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Gráfico 95: Análisis del primer nodo del árbol de decisiones

Probabilidad éxito: 20% VPN10 = 400

1 (400 x 20%) - (105 x 50%) = (4)

Probabilidad fracaso: 100% - 20% = 80% VPN10 = (105)

Como vemos, posiblemente el proyecto sería rechazado sin antes explorar otras áreas del bloque. Veamos el resultado aplicando el árbol de decisiones al proyecto completo. Para continuar con el análisis completo del árbol, se agrega a cada rama del árbol las posibilidades del proyecto para calcular el resultado que se obtendría al final de cada una de ellas. El VPN que se calcule siempre debe ser descontado al año actual. En el ejemplo que se encuentra a continuación, las cifras azules que se encuentran en el nodo son el VPN de cada uno de los pozos acorde a la probabilidad de ocurrencia, cualquiera sea la moneda. Vemos en el gráfico que el pozo 1 tiene una probabilidad del 20% de generar un VPN de 400 (éxito) y un 80% de probabilidad de generar un VPN de (105). El pozo 2 tiene una probabilidad del 35% de generar un VPN de 600 (éxito) y un 65% de probabilidad de generar un VPN de (105), bajo la condición que el pozo 1 haya sido exitoso. El mismo pozo 2 tiene una probabilidad del 12% de generar un VPN de 400 (éxito) y un 88% de probabilidad de generar un VPN de (105), bajo la condición que el pozo 1 no haya sido exitoso. El pozo 3 tiene una probabilidad del 50% de generar un VPN de 1000 (éxito) y un 50% de probabilidad de generar un VPN de (105), bajo la condición que los pozos 1

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 163

y 2 hayan sido exitosos. El mismo pozo 3 tiene una probabilidad del 20% de generar un VPN de 600 (éxito) y un 80% de probabilidad de generar un VPN de (105), bajo la condición que el pozo 1 no haya sido exitoso y el pozo 2 haya tenido éxito. El resultado esperado del mismo pozo en los escenarios de éxito bajo las diferentes rutas del árbol pueden depender de los análisis geológicos que son función de las perforaciones anteriores y por ello pueden ser diferentes. En todos los casos, se deduce que en este ejemplo la inversión a arriesgar en cada pozo es de 105 pero su costo puede ser diferente en cada uno de ellos.

Gráfico 96: Análisis del completo del árbol de decisiones

(400 + 600 +1000 = 2000) 50%

1000

3 600

35%

50%

(400 + 600 - 105 = 895) (105)

2 20%

400

( 400 - 105 = 295)

65% (105)

20%

1 12% 80%

( -105 + 400 + 600 = 895) 600

3 400 80%

2 (105)

( -105 + 400 - 105 = 190) (105)

88%

( -105 - 105 = -210) (105)

164 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

Progresivamente se resuelven las ramas aplicando el factor de riesgo:

Gráfico 97: Resultados del árbol de decisiones (2000 x 50%) + (895 X 50%) = 1448

35%

600

20%

400

400 - 105 = 295

65% (105)

1 3

80%

(895 x 20%) + (190 x 80%)= 331

400 2

(105)

12% 88%

( -105 - 105 = -210) (105)

(1448 x 38%) + (295 X 65%) = 698

(331 x 12%) + (-210 X 88%) = 145

20%

(698 x 20%) - (105 x 80%)= 56

80%

(105)

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 165

El árbol se resuelve de derecha a izquierda, pasando en un primer paso del árbol mostrado en el gráfico 8.8 al árbol que se muestra a la izquierda del gráfico 8.9 y finalmente al resultado final mostrado en el árbol a la derecha del gráfico 8.9 En este caso, vemos en el árbol de la derecha del gráfico 8.9 como en caso de fracaso en el primer pozo, seguir adelante con el programa incrementaría la pérdida de valor, pasaría de (105) que es el capital a riesgo del pozo 1, a (145) que es el EVM resultante de perforar el segundo pozo (árbol de la derecha). El análisis indica que de no ser exitoso el primer pozo no se debe continuar perforando y el valor de dicha rama retoma el VPN negativo por la inversión a riesgo del primer pozo. Finalmente el resultado arroja un EVM positivo de 56, mostrando la conveniencia económica de llevar a cabo la perforación del primer pozo y quedando a la expectativa de los resultados para continuar adelante con el programa de perforación.

8.4 Consideraciones finales Cada uno de los análisis explicados, tanto la jerarquización por VPN como EVM y árboles de decisión, aportan información importante y dependerá del criterio de los directivos de la empresa la conformación del portafolio. El proceso de selección del portafolio va más allá de realizar operaciones matemáticas y financieras, existen otra serie de variables que deben ser consideradas, incluyendo los riesgos que la empresa esté dispuesta a tomar. Entre las variables pueden encontrarse la necesidad de mantener niveles de producción o de incrementar la cantidad de reservas, diversificar la presencia de la empresa, abrir oportunidades de nuevos negocios, entre otros. Con relación a los riesgos, es posible que una empresa tenga la disposición de aceptar correr cierto riesgo; por ejemplo, ante la expectativa de descubrir un yacimiento “gigante” aunque su probabilidad de éxito sea baja pues la expectativa de desarrollar un nuevo negocio o desarrollar alguna nueva tecnología que aporten valor a futuro.

166 Capítulo 8 - Análisis del portafolio exploratorio

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 167

CAPÍTULO 9

ANÁLISIS RIESGOS

En los capítulos anteriores se han incorporado una serie de conceptos de riesgo en las evaluaciones que cubren la incertidumbre geológica propia del negocio petrolero de exploración. Adicional a los riesgos geológicos, existen otros riesgos de carácter operacional y económico que deben ser incorporados en las evaluaciones, tales como potenciales variaciones en los precios del mercado de hidrocarburos, variaciones en los costos ya sea por incertidumbre, posibles imprecisiones de los estimados, factores macroeconómicos o una combinación de todas las anteriores. El futuro siempre tendrá un grado de incertidumbre que podrá reducirse en la medida que se obtenga mejor información, pero no desaparecerá. Por tal razón, un inversionista racional requerirá conocer los efectos que tendrán las variaciones que sucedan respecto a los mejores estimados de ingresos, inversiones, costos y gastos, variables macroeconómicas, entre otras. Las metodologías utilizadas en la industria petrolera son: el Análisis de Sensibilidades y la Simulación de Monte Carlo.

9.1 Análisis de Sensibilidades El análisis de sensibilidades es un método determinístico que provee información de las variables que afectan con mayor peso a un proyecto. Su aplicación consiste en afectar cada uno de los elementos que componen la proyección del flujo de caja y determinar su efecto sobre el VPN o la TIR.

168 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

El primer paso será elegir los elementos a incluir en el análisis. Normalmente en la industria petrolera se eligen: producción, precio del crudo, CAPEX y OPEX. Un análisis más preciso podría incorporar en forma separada el OPEX Fijo, OPEX Variable, inflación, producción de agua, declinación, entre otros. El segundo paso será determinar los rangos de variación para cada uno de los elementos seleccionados.

Precios de crudo: se pueden elegir un escenario alto y un escenario bajo emitidos por empresas especializadas (opción recomendada) o simplemente aplicar un rango de variación al escenario base utilizado en la evaluación. Producción: es normalmente la variable crítica de los proyectos petroleros y su variación dependerá de la cantidad y calidad de información, así como de la madurez del proyecto. En la medida que el proyecto se encuentra en sus fases más tempranas la posible variación en la productividad de los pozos supuestos en el plan de desarrollo será mayor. La recomendación es solicitar a los expertos en yacimientos que incluyan la variación esperada junto a la emisión del plan de desarrollo. CAPEX: la variación dependerá de la etapa en la cual se encuentra el proyecto y en consecuencia de la cantidad de información disponible. Se puede utilizar como referencia el sistema de clasificación para costos estimados de la Asociación Americana de Ingeniería de Costos, AACE (Association for the Advancement of Cost Engineeering), que clasifica las estimaciones desde Clase V hasta Clase I.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 169

OPEX: al igual que para el CAPEX, la estimación varía en función de la fase del proyecto. Puede utilizarse una variación en función de la opinión de los operadores de la empresa e insumo del departamento de Finanzas quienes seguramente manejan índices para otros campos basados en datos reales. Finalmente se aplican las variaciones a los elementos elegidos y se calcula el resultado financiero que se desea medir. Veamos un ejemplo sencillo, que se sugiere al lector tratar de replicar en su hoja de cálculo. Ejemplo 9.1: Suponga el flujo del proyecto que será la base para realizar las sensibilidades:

Tabla 98: Aplicación de sensibilizadores en los elementos del flujo de caja

Participación en CAPEX Participación en Producción y OPEXl Inflación Producción Inicial, bpd Declinación Anuall CAPEX, KUS$ OPEX Fijo, KUS$ OPEX Variable, US$/bbl Depreciación, US$/bbl

Precio Crudo, US$/bbl (Corriente)$/bbl

100

105

110

112

115

Año

Sensibilizador 1

Producción, bpd Producción, bls Producción acumulada, Kbls

6.000 5.400 4.860 4.374 3.937 2.190.000 1.971.000 1.773.900 1.596.510 1.436.859 2.190 4.161 5.935 7.531 8.968

Producción Neta, bls

1.314.000 1.182.600 1.064.340

Precio Crudo, US$/bbl

100% 60% 3% 6.000 10% 100.000 8.000 12 7,01

957.906

862.115

100

Ingresos, KUS$ OPEX Fijo, KUS$ OPEX Variable, KUS$

78.840 4.944 16.241

68.118 5.092 15.055

60.029 5.245 13.956

52.876 5.402 12.938

49.141 5.565 11.993

Depreciación, KUS$ ISLR (33%), KUS$ CAPEX, KUS$ Flujo de Caja, KUS$

15.353 13.960

13.818 11.270

12.436 9.369

11.193 7.703

10.073 7.098

43.695

36.700

31.458

26.833

24.485

100.000 -100.000

VPN10, MM$

Año

Sensibilizador

Producción, bpd 3.543 3.189 2.870 Producción, bls 1.293.173 1.163.856 1.047.470 170 Capítulo 9 - Análisis de riesgos Producción acumulada, Kbls 10.261 11.425 12.473 Producción Neta, bls

775.904

698.313

628.482

2.583 942.723 13.415

2.325 848.451 14.264

565.634

509.071

ISLR (33%), KUS$ CAPEX, KUS$ Flujo de Caja, KUS$

-100.000

VPN10, MM$

11.270

9.369

7.703

7.098

43.695

36.700

31.458

26.833

24.485

Año

Sensibilizador

13.960 100.000

Producción, bpd 3.543 3.189 2.870 Producción, bls 1.293.173 1.163.856 1.047.470 10.261 11.425 12.473 Producción acumulada, Kbls

10 2.325 848.451 14.264

775.904

698.313

628.482

565.634

509.071

105

110

112

115

Ingresos, KUS$ OPEX Fijo, KUS$ OPEX Variable, KUS$

46.089 5.731 11.118

43.994 5.903 10.306

41.480 6.080 9.554

38.011 6.263 8.856

35.126 6.451 8.210

Depreciación, KUS$ ISLR (33%), KUS$ CAPEX, KUS$ Flujo de Caja, KUS$

9.066 6.657

8.159 6.476

7.343 6.106

6.609 5.373

5.948 4.791

22.582

21.308

19.740

17.518

15.675

Producción Neta, bls 1

Precio Crudo, US$/bbl

9 2.583 942.723 13.415

VPN10, MM$

Las variaciones consideradas posibles después de consultar a los respectivos expertos de cada área son los siguientes:

Tabla 99: Ejemplo de variaciones sugeridas a aplicar en análisis de sensibilidades

Min

Max

Precio

-50%

20%

Producción

-30%

10%

CAPEX

-10%

50%

OPEX

-10%

50%

Se aplica una variable a la vez, la variación porcentual anterior y los resultados se pueden mostrar en forma de tabla o mediante el gráfico conocido como Diagrama Araña.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 171

Tabla 100: Resultados de análisis de sensibilidades

VPN10, MMUS$

-50% -40% -30%

-20% -10%

Base

10%

20% 119

30%

40%

50%

CAPEX

OPEX

Precio

-39

-17

Producción

Gráfico 101: Diagrama Araña Diagrama Araña 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60

-50 -40 -30 -20 -10 Base 10 Precio

Producción

CAPEX

50 OPEX

Como se puede apreciar, para el caso del ejemplo mostrado las variables más sensibles del proyecto son el precio del crudo y el volumen de producción, mientras que los costos no afectan mayormente. El análisis de sensibilidades puede ser complementado con el cálculo de la variación de cada elemento seleccionado que produce un VPN igual a cero, o break even point. Para el caso hipotético presentado los break even points serían los siguientes.

172 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

Tabla 102: Tabla resumen de variaciones break even por elemento del flujo de caja VPN10, MMUS$ Break Even Precio -33% -42% Producción 94% CAPEX 99% OPEX

De acuerdo a lo anterior, se infiere que el proyecto tendría muy bajo riesgo de producir resultados negativos. El análisis de sensibilidades ofrece información valiosa para la toma de decisiones, sin embargo tiene las siguientes debilidades: • Mantiene la variación durante todo el horizonte económico, lo cual no es realista. Por ejemplo, los precios del crudo han estado temporalmente en niveles muy bajos o muy altos, pero no se han mantenido en el tiempo. • Solo considera la variación de un elemento a la vez. La realidad indica que todos los elementos considerados en el flujo de caja pueden variar en un mismo período.

9.2 Simulación de Monte Carlo La simulación Monte Carlo es una metodología probabilística que permite variar aleatoria y simultáneamente todos los elementos que componen el flujo de caja. Existe el software comercial disponible para la aplicación de esta metodología, por ejemplo Cristall Ball®, mediante el cual el analista expresa el rango de posibles valores o variación de cada elemento eligiendo una determinada distribución de probabilidad, o función matemática. La simulación elije aleatoriamente el valor de cada elemento de acuerdo a la distribución de probabilidad y calcula el resultado una y otra vez hasta alcanzar la cantidad de ciclos requeridos para completar la simulación, que pueden ser miles o decenas de miles de recálculos. Los resultados son graficados o tabulados para visualizar claramente la distribución de probabilidad de los resultados posibles.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 173

9.2.1 Distribución de Probabilidad Las distribuciones de probabilidad son una forma de describir la incertidumbre en las variables de un análisis de riesgo, incorporando información más realista que una simple desviación porcentual. Mediante el uso de distribuciones de probabilidad, las variables pueden generar diferentes resultados. Las distribuciones de probabilidad más comunes son: 9.2.2 Distribución Normal – es una distribución simétrica en la cual el analista define la media o valor esperado y su desviación estándar. Los valores intermedios cercanos a la media tienen mayor probabilidad de producirse.

Gráfico 103: Distribución normal 9.2.3 Distribución Uniforme – es una distribución en la cual todos los valores tienen la misma probabilidad de producirse; el usuario define el mínimo y el máximo. Es una distribución que se utiliza cuando existe alta incertidumbre o muy poca información.

174 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

Gráfico 104: Distribución uniforme

9.2.4 Distribución Triangular – es una distribución donde el usuario puede definir claramente el valor más probable y los valores mínimo y máximo. Esta función expresa un mayor grado de certidumbre respecto a la distribución uniforme, pero permite una mayor variabilidad en relación a la distribución normal.

Gráfico 105: Distribución triangular

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 175

9.2.5 Distribución Discreta – en esta distribución el usuario define los valores específicos que pueden ocurrir y la probabilidad de cada uno.

Gráfico 106: Distribución discreta Una vez definidas las distribuciones de probabilidad, el software hará una corrida con los valores que elegirá aleatoriamente para cada parámetro dentro del área definida. Cada corrida que se hace con un grupo de valores aleatorios se denomina iteración, y el resultado de esa iteración queda registrado. El software de Monte Carlo realiza la operación descrita cientos o miles de veces y los resultados son agrupados en un gráfico de distribución de probabilidad. De esta forma, la simulación Monte Carlo proporciona una visión de los posibles resultados y su probabilidad. 9.2.6 Resultados o pronósticos El analista elige el resultado que desea visualizar, por ejemplo el VPN o la TIR y el software producirá las siguientes gráficas a elección. 9.2.7 Gráfica de frecuencia acumulada – permite visualizar la probabilidad de obtener hasta un determinado valor graficado. En el ejemplo existe un 12% de probabilidad de obtener un VPN cero o menor. También, se muestra la certidumbre de obtener un resultado igual o mayor a un determinado valor, el ejemplo muestra una certidumbre del 88% para obtener un VPN positivo. Además, ofrece información de la media del VPN para el proyecto.

176 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

Gráfico 107: Resultado del VPN expresado con curva de frecuencia acumulada

9.2.8 Gráfica de frecuencia normal – muestra los resultados de las iteraciones en una curva normal, básicamente se puede encontrar la misma información, pero se puede apreciar la desviación estándar mirando la amplitud de la curva. Así mismo, se puede combinar el gráfico con la tabla de información probabilística del resultado.

Gráfico 108: Resultado del VPN expresado con curva de frecuencia normal

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 177

9.2.9 Tabla de percentiles – muestra los resultados del VPN o indicador elegido para cada percentil. Este caso se interpreta, por ejemplo, de la siguiente forma: existe una probabilidad del 100% de obtener un VPN de -96 o mayor, existe una probabilidad del 80% de obtener un VPN de 15 o mayor, y así sucesivamente. Tabla 109: Resultado del VPN mostrado como tabla de percentiles

Pronóstico: VPN12 Percentil Valores pronosticados P100 P90 P80 P70 P60 P50 P40 P30 P20 P10 P0

-96 -5 15 33 49 62 76 91 106 129 149

9.2.10 Gráfico de sensibilidades – grafica la variabilidad con la cual contribuye cada una de las celdas donde se estableció una distribución de probabilidad (es posible asignar nombres a cada celda).

178 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

Gráfico 110: Gráfico de sensibilidades de Cristall Ball ®

9.2.11 Gráficos de Tendencia – muestra las bandas de confiabilidad en la obtención del resultado.

Gráfico 111: Gráfico de tendencias de Cristal Ball ®

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 179

9.2.12 Ventajas La simulación Monte Carlo proporciona una serie de ventajas respecto al análisis determinístico: • Se muestran los posibles resultados con su probabilidad de ocurrencia. • Genera gráficos que permiten visualizar fácilmente los resultados y posibilidades que los mismos ocurran. • Realiza el análisis de sensibilidad considerando la variabilidad de cada parámetro durante el horizonte económico bajo la distribución de probabilidad establecida, mostrando cuáles variables tienen mayor influencia sobre los resultados finales. El análisis de sensibilidad explicado en el capítulo 8.1 mantiene la misma variación durante el horizonte económico. • Es posible modelar relaciones interdependientes entre diferentes variables de entrada, o correlaciones entre las variables. Esto es importante para averiguar con precisión la razón real por la que, cuando algunos factores suben, otros suben o bajan paralelamente.

9.3 Ejemplo Veamos nuevamente el ejemplo 9.1, pero ahora utilizando Monte Carlo.

Tabla 112: Flujo de caja del ejemplo 9.1

100%

NRI

60%

Inflación

Producción Inicial

6.000

Declinación Anual

10%

Precio Crudo CAPEX, KUS$

100

105

110

112

12 Todo UDP

180 Producción, Capítulo 9bpd - Análisis de riesgos Producción, bbl

8.000

OPEX Variable, US$/bbl

Año

100.000

OPEX Fijo, KUS$/año

Depreciación

4.734 6.000 4.860 5.400 3.937 2.190.000 1.971.000 1.773.900 1.596.510 1.436.859

115

OPEX Variable, US$/bbl Depreciación

Año

12 Todo UDP

Producción, bpd

Producción, bbl

4.734 6.000 5.400 4.860 3.937 1.596.510 2.190.000 1.971.000 1.773.900 1.436.859

Producción Neta, bbl

1.314.000 1.182.600 1.064.340

957.906

862.115

100

131.400

113.530

100.048

88.127

81.901

8.240

8.487

8.742

9.004

9.274

OPEX Variable, KUS$

27.068

25.092

23.261

21.563

19.989

Depreciación, KUS$

15.353

13.818

12.436

11.193

10.073

ISLR (33%), KUS$

26.644

21.824

18.351

15.301

14.046

68.448

58.126

49.694

42.259

38.592

Precio Crudo, US$/bbl Ingresos, KUS$ CAPEX, KUS$

100.000

OPEX Fijo, KUS$

Flujo de Caja, KUS$ VPN10, MMUS$ Año Producción, bpd Producción, bbl Producción Neta, bbl Precio Crudo, US$/bbl Ingresos, KUS$

(100.000) 175 6

3.543 3.189 2.870 1.293.173 1.163.856 1.047.470

2.583 942.723

2.325 848.451 509.071

775.904

698.313

628.482

565.634

105

110

112

115

76.814

73.323

69.133

63.351

58.543

9.552

9.839

10.134

10.438

10.751

18.529

17.177

15.923

14.760

13.683 5.948

CAPEX, KUS$ OPEX Fijo, KUS$ OPEX Variable, KUS$

9.066

8.159

7.343

6.609

ISLR (33%), KUS$

13.090

12.589

11.792

10.409

9.293

Flujo de Caja, KUS$

35.643

33.718

31.284

27.743

24.816

Depreciación, KUS$

En cada una de las celdas resaltadas en azul, que contienen los datos de entrada o parámetros del proyecto, se definió una distribución de probabilidad de la siguiente forma: • Precios del crudo: distribución triangular con valor mínimo 50% menor al base y máximo 20% mayor al base. • Inflación: distribución normal con desviación estándar del 10%. • Producción: distribución triangular con valor mínimo 30% menor al base y máximo 10% mayor al base. • Declinación: distribución triangular con un valor mínimo igual al más probable de 10% y un máximo de 15%. • CAPEX, OPEX fijo y variable: distribución triangular con un valor mínimo del 10% inferior al valor más esperado y valor máximo 50% mayor al más esperado.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 181

El resultado a medir es el VPN descontado al 10%

Gráfico 113: Resultado de ejemplo, probabilidad acumulada

Gráfico 114: Resultado de ejemplo, gráfico de tendencias

182 Capítulo 9 - Análisis de riesgos

Nota: Las celdas desde E6 hasta N6 corresponden a los precios proyectados de crudo

Gráfico 115: Resultado de ejemplo, gráfico de sensibilidades El lector puede apreciar la cantidad de información que ofrece esta simulación, entre la más relevante: • VPN Medio: 15 MM$, respecto 74 MM$ que arrojó el análisis determinístico. • Certidumbre de VPN mayor a cero: 76.84%, lo cual indica que se trata de un proyecto de riesgo medio. • La variable de mayor sensibilidad es la producción inicial. • Existe una influencia importante en los precio del crudo durante los 2 primeros años.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 183

CAPÍTULO 10

OTRAS APLICACIONES DE LA METODOLOGÍA DE FLUJO DE CAJA DESCONTADO

Durante el continuo proceso de optimización operacional, las empresas deben tomar decisiones entre distintas opciones tecnológicas, operativas o de corte financiero. Por ejemplo, comparación entre el transporte por terrestre y oleoducto, entre alquilar o comprar, entre distintas tecnologías de separación de agua y crudo, oportunidad de reducción de costos respecto a la situación actual, etc. La metodología es también útil a los efectos de negociación, toda vez que es posible estimar el rendimiento financiero que obtiene un tercero por ofrecer un servicio a la empresa. En procesos de adquisición de activos petroleros o empresas, ofrece información clave sobre el valor de los bloques o campos a adquirir. Sobre este aspecto, son muchas las consideraciones que deben ser tomadas en cuenta, entre ellas podemos mencionar los pasivos de la empresa, potencialidad de sus activos, valor de mercado en caso de ser pública, comparación respecto a índices de mercado tal como el valor por barril de reserva u otros, intereses estratégicos, entre otros. El uso de la metodología de flujo de caja descontado es una herramienta que ofrece al gerente la posibilidad de conocer el impacto económico de las distintas opciones que se está analizando.

184 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

10.1 Metodología La metodología consiste simplemente en elaborar un flujo de caja para cada opción y comparar los resultados tomando en cuenta los efectos impositivos y preferiblemente sobre el capital de trabajo. En muchas ocasiones la comparación no tendrá un componente de ingresos y el resultado será una comparación de costos para elegir el de menor costo para la empresa. Al igual que en la evaluación de proyectos, este balance puede incorporar un análisis de riesgo completo a fin de entregar información completa a los responsables de la toma de decisión. Gráfico 116: Comparación de la situación actual versus propuesta

Flujo de Caja situación actual u opción 1

Flujo de Caja alternativa propuesta u opción 2

Comparación Resultados y Flujo de Caja PreferencialCPF

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 185

Veamos algunos ejemplos de casos típicos. Ejemplo 10.1: Compra versus alquiler Su empresa utiliza unos equipos bajo un contrato de alquiler, operación y mantenimiento a un costo de USD$ 3.000.000 mensuales, el cual se actualiza todos los meses de enero aplicando el índice de inflación. Personal de su empresa ha estado conversando con el contratista y se ha abierto una oportunidad de comprarle los equipos manteniendo un contrato de operación y mantenimiento que tendría un costo d eUSD$ 1.000.000mensuales. Los equipos se utilizarán por 19 meses a partir de hoy en el proyecto, pero por tratarse de equipos de uso general pueden ser utilizados en otro campo posteriormente. Tabla 117: Flujo de caja análisis compra vs alquiler

CAPEX, KUS$

12.000

Depreciación, años

Meses

ISLR

33%

OPEX con compra, KUS$/mes

1.000

OPEX Alquiler, KUS$/mes

3.000

Tasa Descuento

12%

Anual

0,95% Mensual Inflaciín Anual

Opción Compra Meses Meses

CAPEX

Jul

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

(12.000)

Tarifa

(1.000) (1.000) (1.000) (1.000) (1.050) (1.050)

Depreciación Escudo Fiscal

(1.050) (1.050) (1.050)

200

396

413

(604)

(638)

Valor de Rescate Flujo de caja VPN, MM$

(12.000) (16,1)

Opción Compra Meses Meses

CAPEX Tarifa Depreciación

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

(1.050) (1.050) 200 200 413 413

(1.050) (1.050) (1.050) (1.050) (1.050) 200 200 200 200 200 413 413 413 413 413

(1.103) 200 430

Escudo Fiscal de Rescate 186 Valor Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado Flujo de caja (638) (638) (638) (638) (638) (638) (638) (673)

(1.103) (1.103) 200 200 430 430 8.200 (673)

7.527

Escudo Fiscal

396

413

(604)

(638)

Valor de Rescate Flujo de caja VPN, MM$

(12.000) (16,1)

Opción Compra Meses Meses

CAPEX Tarifa Depreciación Escudo Fiscal Valor de Rescate Flujo de caja

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

(1.050) (1.050) 200 200 413 413 (638)

(638)

(1.050) (1.050) (1.050) (1.050) (1.050) 200 200 200 200 200 413 413 413 413 413 (638)

(638)

(1.103) 200 430 (673)

(1.103) (1.103) 200 200 430 430 8.200 (673)

7.527

Opción Alquiler Meses Meses

0 Jul

Tarifa Escudo Fiscal Flujo de caja VPN, MM$

1 2 Sep Oct (3.000) (3.000) 990 990 (2.010) (2.010)

3 4 5 Nov Dic Ene (3.000) (3.000) (3.150) 990 990 1.040 (2.010) (2.010) (2.111)

6 7 8 9 Mar Abr May Feb (3.150) (3.150) (3.150) (3.150) 1.040 1.040 1.040 1.040 (2.111) (2.111) (2.111) (2.111)

(36,4)

Opción Alquiler Meses Tarifa Escudo Fiscal Flujo de caja

Jun

Jul

Ago

(3.150) (3.150) (3.150) 1.040

1.040

(2.111) (2.111) (2.111)

Sep

Oct

Nov

(3.150) (3.150) (3.150) 1.040

1.040

(2.111) (2.111) (2.111)

Dic

Ene

Feb

Mar

(3.150) (3.308) (3.308) (3.308) 1.040

1.091

(2.111) (2.216) (2.216) (2.216)

F. C. Diferencial Meses Meses

CAPEX

Jul

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

(12.000)

2.000

2.100

(594) 0 1.406

(594) 0

(627) 0

1.406

1.473

Ago

Mar

Tarifa Escudo Fiscal Valor de Rescate Flujo de caja VPN, MM$

(12.000) 20,3

F. C. Diferencial Meses Meses

Jun

Jul

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

CAPEX

Tarifa

2.100

2.205

Escudo Fiscal Valor de Rescate

(627) 0

(662) 0

(662) 8.200

Flujo de caja

1.473

1.543

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 187

Los resultados indican que mantener la modalidad actual tiene un costo, en valor presente, de 36,4 millones de dólares; mientras que haciendo la inversión el valor presente del costo sería de 16,1 millones de dólares. Claramente, es conveniente comprar los equipos dado que la reducción de costo genera un valor de 20,4 millones de dólares a la empresa. Ejemplo 10.2: Negociación de tarifa Suponga el mismo caso anterior, usted considera que la tarifa de alquiler que le ofrecen es muy alta y desea renegociarla. El primer paso deberá ser el conocer el rendimiento económico que está obteniendo el contratista para comparar con rendimientos del mercado. Tabla 118: Flujo de caja para estimación de tarifa de alquiler Contratista Meses CAPEX

Jul

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

(12.000)

Tarifa

2.000 2.000 2.000 2.000

2.100 2.100 2.100 2.100 2.100

Depreciación

200 (594)

200 (627)

ISRL

200 (594)

200 (627)

200 200 200 (627) (627) (627)

Valor de Rescate Flujo de caja

(12.000) 1.406 1.406 1.406 1.406

VPN, MM$

24,1

TIR

12%

1.473 1.473 1.473 1.473 1.473

Contratista Meses

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

2.100

2.100 2.100

CAPEX Tarifa Depreciación ISRL

2.100 2.100 2.100 2.100

2.205 2.205 2.205

200

(627)

200

(662) (662)

200

(662)

1.473 1.473 1.473 1.473

1.473

1.473 1.473 1.543 1.543 9.743

Valor de Rescate Flujo de caja VPN, MM$ TIR

188 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

De acuerdo al resultado obtenido el contratista estará recibiendo una ganancia del 12% anual, lo cual luce bastante razonable. De haber realizado una cuenta simplificada, podría haber pensado que en 6 meses recupera la inversión y al final del período habría ganado casi 40 millones de dólares, lo cual luce exagerado. Pero al considerar el valor de dinero en el tiempo, podemos ver que su ganancia resulta razonable y por lo tanto la tarifa está dentro de parámetros aceptables. Ejemplo 10.3: Estimación de tarifa de oleoducto Su empresa tiene la oportunidad de construir un oleoducto para dar servicio a varias empresas petroleras de la zona. Las regulaciones del país le permiten una rentabilidad máxima del 12% anual. Se desea estimar la tarifa de transporte. Suponga que el costo de inversión es de 40 millones de dólares, el costo de operación y mantenimiento es de un 3% del CAPEX y la tarifa puede ser actualizada anualmente por el índice de inflación. Se asume depreciación lineal a 10 años.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 189

Tabla 119: flujo de caja para estimación de tarifa de oleoducto Costo O&M Oleoducto Inflación anual Tarifa, US$/bbl

Opción Oleoducto

3% 4% Sobre CAPEX

0,30

26.487 8.239

36.689 11.869

32.348 10.883

29.867 10.450

28.465 10.358

1.248 4.000

1.298 4.000

1.350 4.000

1.404 4.000

1.460 4.000

987 6.004

2.168 8.402

1.826 7.707

1.665 7.381

1.616 7.282

28.183 10.666

27.806 10.944

27.579 11.289

18.904 8.047

12.887 5.705

Depreciación, KUS$

1.518 4.000

1.579 4.000

1.642 4.000

1.708 4.000

1.776 4.000

Impuesto Sobre la Renta (33%), KUS$ Flujo de Caja, US$

1.699 7.449

1.770 7.594

1.863 7.783

772 5.567

-23 3.952

Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl Ingresos, KUS$

0 40.000

Costo O&M, KUS$ Depreciación, KUS$ Impuesto Sobre la Renta (33%), KUS$ Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

Opción Oleoducto Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl Ingresos, KUS$ Costo O&M, KUS$

-40.000 0

En este caso hay que realizar iteraciones para encontrar la tarifa que hace el VPN descontado al 12% sea cero. En Excel® está la función “buscar objetivo” que resulta especialmente útil para encontrar este tipo de soluciones iterativas.

Ejemplo 10.4: Oleoducto vs. Transporte terrestre Actualmente su empresa está pagando 1,50 US$ por barril por el transporte de su crudo producido hasta el punto de venta. Tiene la oportunidad de construir el oleoducto del ejemplo anterior y quiere saber si es económico y la mínima producción que justifica esa inversión.

190 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

Tabla 120: Opción de menor costo entre oleoducto y transporte terrestre 1,50

Transporte terrestre, US$/bbl Costo O&M Oleoducto Inflación anual

Opción Oleoducto

Inversión, KUS$

3% 4%

Sobre CAPEX

40.000

Volumen crudo estimado, Kbbl

26.487 36.689 32.348 29.867 28.465 28.183 27.806 27.579 18.904 12.887

Costo O&M, KUS$

1.248

1.298

1.350

1.404

1.460

1.518

1.579

1.642 1.708

1.776

Depreciación, KUS$

4.000

4.000 4.000

4.000

Escudo Fiscal (33%), KUS$ Flujo de Caja, US$ -40.000

1.732

1.748

1.765

1.783

1.802

1.821

1.841

1.862 1.884

1.906

484

450

416

379

342

303

262

VPN12, MM$ Opción Transporte Terrestre

Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl Costo Transporte, KUS$ Depreciación Escudo Fiscal (33%) Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

220

176

130

-38

0 26.487 36.689 32.348 29.867 28.465 28.183 27.806 27.579 18.904 12.887 41.320 59.524 54.581 52.410 51.948 53.491 54.886 56.616 40.359 28.614 13.636 19.643 18.012 17.295 17.143 17.652 18.112 18.683 13.319 0

9.443

-27.684 -39.881 -36.569 -35.115 -34.805 -35.839 -36.774 -37.932 -27.041 -19.171

-191

F.C. Diferencial

Inversión, KUS$

40.000

Costo, KUS$

-40.072 -58.226 -53.231 -51.006 -50.488 -51.972 -53.307 -54.973 -38.651 -26.838

Escudo Fiscal (33%), KUS$

-11.904 -17.895 -16.246 -15.512 -15.341 -15.831 -16.271 -16.821 -11.435 -7.536

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

-40.000 28.168 40.332 36.985 35.494 35.147 36.141 37.036 38.152 27.216 19.301 153

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 191

La opción del oleoducto genera un valor presente de los costos de (38) millones de dólares, mientras que la opción de transporte terrestre genera un valor presente de (191) millones de dólares. La opción de menor costo corresponde al oleoducto, con una diferencia a su favor de 153 millones de dólares. Para estimar la máxima reducción de la producción que haría injustificable el proyecto, se puede incluir una celda que sensibilice la producción e iterar el valor porcentual hasta que el VPN diferencial sea igual a cero. De igual forma la función “buscar objetivo” es muy útil en este tipo de análisis. Tabla 121: Estimación de punto de indiferencia entre oleoducto y transporte terrestre Transporte terrestre, US$/bbl

1,50

Costo O&M Oleoducto

Inflación anual

Variación producción

Sobre CAPEX

-80%

Opción Oleoducto

40.000 26.487 5.281

36.689 7.315

32.348 6.450

29.867 5.955

28.465 5.676

Volumen crudo break even, Kbbl

1.248

1.298

1.350

1.404

1.460

Costo O&M, KUS$

4.000

Depreciación, KUS$

1.732

1.748

1.765

1.783

1.802

484

450

416

379

342

Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl

Escudo Fiscal (33%), KUS$

-40.000

-38

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$ Opción Oleoducto Inversión, KUS$

10 10

12.887 2.570

28.183 5.619

27.806 5.544

27.579 5.499

18.904 3.769

Volumen crudo break even, Kbbl

1.518

1.579

1.642

1.708

1.776

Costo O&M, KUS$

4.000

Depreciación, KUS$

1.821

1.841

1.862

1.884

1.906

303

262

220

176

130

26.487 5.281

36.689 7.315

32.348 6.450

29.867 5.955

28.465 5.676

Costo Transporte, KUS$

8.239

11.869

10.883

10.450

10.358

Depreciación

2.719

3.917

3.591

3.449

3.418

-5.520

-7.952

-7.292

-7.002

-6.940

Volumen crudo estimado, Kbbl

Escudo Fiscal (33%), KUS$ Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$ Opción Transporte Terrestre Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl Volumen crudo, Kbbl

Escudo Fiscal (33%)

0 Flujo de Caja, US$ 192 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de VPN12, MM$ -38la metodología del flujo de caja descontado

Depreciación, KUS$

1.821

1.841

1.862

1.884

1.906

303

262

220

176

130

26.487 5.281

36.689 7.315

32.348 6.450

29.867 5.955

28.465 5.676

Costo Transporte, KUS$

8.239

11.869

10.883

10.450

10.358

Depreciación

2.719

3.917

3.591

3.449

3.418

-5.520

-7.952

-7.292

-7.002

-6.940

Escudo Fiscal (33%), KUS$ Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$ Opción Transporte Terrestre

Inversión, KUS$ Volumen crudo estimado, Kbbl Volumen crudo, Kbbl

Escudo Fiscal (33%) 0

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

-38

Opción Transporte Terrestre

Inversión, KUS$ Volumen crudo, Kbbl

28.183 27.806 5.619 5.544

27.579 5.499

Costo Transporte, KUS$

10.666 10.944

Volumen crudo estimado, Kbbl

Depreciación Escudo Fiscal (33%)

18.904 12.887 3.769 102.570

11.289

8.047

3.520

3.611

3.725

2.656

5.705 1.883

-7.146

-7.332

-7.563

-5.392

-3.823

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

F.C. Diferencial

40.000

Inversión, KUS$ Costo, KUS$

-6.991 -10.571

Escudo Fiscal (33%), KUS$ -40.000

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$ F.C. Diferencial

-987 6.004

-9.533

-9.046

-2.168 8.402

-1.826 7.707

-1.665 7.381

0 0

Costo, KUS$

-8.898

-9.147

-9.365

-9.646

-6.339

-3.929

Escudo Fiscal (33%), KUS$

-1.616 7.282

-1.699 7.449

-1.770 7.594

-1.863 7.783

-772 5.567

23 3.952

Inversión, KUS$

Flujo de Caja, US$ VPN12, MM$

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 193

En este caso se aplica el sensibilizado a la tercera fila del cuadro, y vemos como la producción tendría que reducirse en 80% para llegar al punto de indiferencia de invertir o continuar transportando por camiones. Ejemplo 10.5: Evaluación de workover En el capítulo 5.2.3 se mencionó la necesidad de efectuar una evaluación económica previa a la ejecución de un workover a pozo. Se espera que mediante el trabajo a ejecutar, la producción del pozo se incremente a un nivel tal que cubra el desembolso inicial y los costos operativos. Una evaluación completa deberá mostrar el VP de los flujos de caja bajo la situación actual, el VPN de la situación propuesta, y el VPN incremental o valor agregado, que surge de la diferencia entre los dos flujos de caja anteriores. En estas evaluaciones se debe incluir en el flujo de caja solamente los costos variables que genera la producción del fluido del pozo a trabajar y posteriormente revisar si los pozos del clúster generan suficientes ganancias para cubrir los costos directos que se generan de él si ese fuera el caso. No es recomendable incorporar costos distribuidos del campo al pozo, por cuanto se corre el riesgo de rechazar un pozo que aporta ganancias, sin que ello genere una reducción de los pozos del campo. En próximo subcapítulo se trata en detalle este tema. Dependiendo del tipo de workover, puede considerarse como capitalizable (CAPEX) en cuyo caso se calcula la depreciación para efectos del impuesto sobre la renta, o como un gasto (OPEX) y se deduce el costo completo el primer año para el cálculo del impuesto sobre la renta. A efectos didácticos, se supone que el workover no es capitalizable, tiene un horizonte económico de 12 meses, mostrando una supuesta situación actual, estimado de la propuesta y diferencial:

194 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

Tabla 122: estimación flujo de caja incremental para workover

Net Price, US$/bbl

72,0 33%

ISRL Inflación anual

3% 0,25%

Inflación mensual Tasa descuento anual Tasa descuento mensual

12,00% 0,95%

Tratamiento Químico, US$/bl

ene-14

May-14

Jun-14

Fluido Agua

0,550

0,551

0,553

0,554

0,555

0,557

0,013

Transporte Interno (cluster 6), US$/bf

1,340

1,343

1,347

1,350

1,353

1,357

Diesel Generación, US$/b

0,478

0,479

0,480

0,482

0,483

0,484

Tratamiento Químico, US$/bl

Jul-14

Ago-14

Sep-14

Oct-14

feb-14

mar-14

abr-14

Nov-14

Dic-14

0,558

0,560 0,561

0,562

0,564

0,565

0,013

0,013 0,013

0,013

Transporte Interno (cluster 6), US$/bf

1,360

1,363 1,367

1,370

1,373

1,377

Diesel Generación, US$/b

0,485

0,486 0,488

0,489

0,490

0,491

ene-14

feb-14

mar-14

abr-14

May-14

Jun-14

Jul-14

150

145

140

135

130

125

120

1.395

1.204

1.271

1.170

1.147

1.050

1.023

100.449

86.695

91.520

84.247

82.591

75.607

73.662

OPEX Variable

6.275

5.478

5.853

5.459

5.428

5.045

4.997

Tratamiento Químico

3.385

2.955

3.158

2.945

2.928

2.722

2.697

3.325

2.902

3.101

2.892

2.876

2.673

2.647

2.890

2.522

2.695

2.514

2.499

2.323

2.301

ISLR

31.077

26.802

28.270

26.000

25.454

23.285

22.689

Flujo Caja

63.097

54.416

57.397

52.788

51.700

47.276

46.005

VPN, MM$

0,54

SAB-4HZ1 Agua Actual, bwpd

Actual

Oil Actual, bopd Oil Actual, bbl Costo del Workover Ingresos

Evaluación Económica US$

Fluido

Agua

Diesel Generación

31 SAB-4HZ1 Agua Actual, bwpd Actual

Oil Actual, bopd Oil Actual, bbl

Ago-14 Sep-14

Oct-14

Nov-14

Dic-14 95

115

110

105

100

961

900

868

810

806

Costo del Workover 69.198

64.806

62.501

58.325

58.037

OPEX Variable

4.781

4.447

4.377

4.054

4.001

Tratamiento Químico

2.580

2.400

2.362

2.188

2.159

2.533

2.356

2.318

2.148

2.120

2.201

2.048

2.015

1.867

1.842

ISLR

21.258

19.918

19.181

17.909

17.832

Flujo Caja

EVALUACIÓN ECONÓMICA PROYECTOS PETROLEROS 195 43.160 40.440 38.944 36.361 de 36.204

Ingresos Evaluación Económica US$

Fluido Agua

Diesel Generación

Fluido

2.533

2.356

2.318

2.148

2.201

2.048

2.015

1.867

1.842

ISLR

21.258

19.918

19.181

17.909

17.832

Flujo Caja

43.160

40.440

38.944

36.361

36.204

Agua

Diesel Generación

Agua Esperado, bwpd Esperado

170

238

295

105

340

320

307

295

284

3.255

9.520

9.905

9.215

9.155

8.520

234.380

685.499

713.229

663.524

659.223

613.493

3.830

11.464

15.761

17.026

19.108

19.490

2.052

6.197

8.465

9.153

10.279

10.489

2.046

6.175

8.396

9.059

10.159

10.357

6 1.778

22 5.367

69 7.297

93 7.873

120 8.829

133 9.001

ISLR

-414.958

222.399

230.164

213.344

211.238

196.021

Flujo Caja

-842.491

451.537

467.303

433.154

428.877

397.982

473

Oil Esperado, bopd Oil Esperado, bbl Costo del Workover Ingresos

Evaluación Económica US$

OPEX Variable Tratamiento Químico Fluido Agua Diesel Generación

VPN, MM$

Esperado

2.120

336

1.488.000

3,23

Agua Esperado, bwpd

369

397

420

442

456

Oil Esperado, bopd

273

263

253

243

234

225

8.467

8.145

7.583

7.539

7.021

6.893

609.682

586.458

546.004

542.876

505.579

502.830

20.915

21.562

21.336

22.501

21.993

23.051

11.260

11.612

11.493

12.123

11.851

12.424

11.109

11.449

11.325

11.941

11.669

12.228

151 9.655

163

167

182

196

9.843

10.141 159.583

10.627

173.141

10.378 171.724

158.327

351.528

348.651

324.003

321.452

Oil Esperado, bbl Costo del Workover Ingresos Evaluación Económica US$

OPEX Variable Tratamiento Químico Fluido Agua Diesel Generación ISLR

194.293

9.950 186.416

Flujo Caja

394.474

378.481

Agua Diferencial, bwpd Diferencial

Oil Diferencial, bopd Oil Diferencial, bbl Costo del Workover Ingresos OPEX Variable

Evaluación Económica US$

Tratamiento Químico Fluido Agua

-85

130

165

297

279

268

258

211 249

1.860

8.316

8.634

8.045

8.008

7.470

133.932

598.804

621.709

579.277

576.632

537.886

-2.445

6.086

9.908

11.567

13.681

14.446

-1.333

3.242

5.307

6.207

7.351

7.767

-1.279

3.273

5.294

6.167

7.284

7.684

1.488.000

-54

-31

-1.111

2.844

4.601

5.360

6.330

6.678

ISLR

-446.036

195.597

201.894

187.344

185.774

172.736

Flujo Caja

-905.588

397.121

409.907

380.366

377.177

350.705

282

310

337

356

378

Diesel Generación

Diferencial

-135

VPN, MM$

2,69

Agua Diferencial, bwpd

249

Oil Diferencial, bopd Oil Diferencial, bbl

240

232

223

215

207

199

7.444

7.184

6.683

6.671

6.211

6.177

536.019

517.260

481.199

480.375

447.254

444.793

15.917

16.781

16.888

18.124

17.938

19.049

Costo del Workover Ingresos OPEX Variable Evaluación Económica US$

8.563

9.032

9.093

9.761

9.663

10.264

Fluido

8.462

8.916

8.970

9.623

9.521

10.108

Agua

102

116

123

139

142

156

Tratamiento Químico

7.749del flujo 7.795 de caja 8.363 8.275 196 Capítulo 10 - Diesel OtrasGeneración aplicaciones de la 7.354 metodología descontado ISLR

171.634

165.158

153.322

152.543

141.674

8.785 140.495

Diesel Generación

Diferencial

-1.111

2.844

4.601

5.360

6.330

6.678

ISLR

-446.036

195.597

201.894

187.344

185.774

172.736

Flujo Caja

-905.588

397.121

409.907

380.366

377.177

350.705

378

VPN, MM$

2,69

Agua Diferencial, bwpd

249

282

310

337

356

Oil Diferencial, bopd

240

232

223

215

207

199

7.444

7.184

6.683

6.671

6.211

6.177

536.019

517.260

481.199

480.375

447.254

444.793

15.917

16.781

16.888

18.124

17.938

19.049

8.563

9.032

9.093

9.761

9.663

10.264

8.462

8.916

8.970

9.623

9.521

10.108

Oil Diferencial, bbl Costo del Workover Ingresos OPEX Variable Evaluación Económica US$

Tratamiento Químico Fluido

102

116

123

139

142

156

7.354

7.749

7.795

8.363

8.275

8.785

ISLR

171.634

165.158

153.322

152.543

141.674

140.495

Flujo Caja

348.468

335.321

311.088

309.708

287.641

285.248

Agua Diesel Generación

El resultado del ejemplo muestra la conveniencia de llevar a cabo el workover propuesto al pozo. Sin embargo, aún no se ha comprobado si el desembolso es conveniente cuando lo vemos a nivel del clúster, este tema se desarrolla en mayor detalle en el subcapítulo 10.3.

10.6 Evaluación económica por pozo Se dijo en el capítulo anterior que la evaluación económica individual de un pozo, ya sea una nueva perforación o un workover, solamente debe considerar sus costos directos, lo cual incluye el desembolso inicial y el OPEX variable. Esto debido a que la consideración de costos distribuidos del campo, tales como protección física, HSEQ, ayudas a las comunidades, y demás OPEX fijos, podrían provocar el rechazo de algún pozo que deje una ganancia que colabore en cubrir los costos fijos del campo, sin que su rechazo disminuya los costos de campo. Un campo no debe ser evaluado mediante la suma de evaluaciones económicas de pozos individuales. La evaluación económica de un campo debe ser realizada como un sistema integral considerando su plan de desarrollo, el cual contempla el plan de perforación, infraestructura necesaria para el manejo de los fluidos y los costos operativos relacionados, bajo condiciones contractuales y fiscales específicas.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 197

Al realizar la evaluación económica del campo, los ingresos que genera la suma de la producción de todos los pozos debe ser capaz de cubrir los costos de operarlo, pagar la inversión realizada y dejar un margen de ganancia que genere al menos un retorno igual al porcentaje de la tasa de descuento. Ahora bien, la evaluación a nivel de cada pozo individual, considerando solamente sus costos directos, es necesaria para garantizar su aporte en ganancias. Dicho con un ejemplo cotidiano, el precio de venta de una pizza (el pozo) debe al menos pagar sus ingredientes (sus costos directos); pero ello no significa que la pizzería (el campo) sea rentable.

10.7 Análisis de ganancias y pérdidas por pozo El análisis de ganancias y pérdidas por pozo es un ejercicio que se realiza con un objetivo netamente operacional con miras a optimizar los resultados financieros de un campo y consiste simplemente en determinar para cada uno los ingresos que genera su producción, así como sus costos directos, para determinar con una simple resta si deja ganancias o pérdidas bajo las condiciones contractuales y fiscales del campo. Este análisis considera los costos directos del pozo (variables) y los costos directos del clúster donde se encuentra (fijo) Los Costos Variables son función directa del fluido. En caso que un pozo aumente o disminuya su producción, los costos subirán o bajarán en igual proporción.

198 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

Los costos variables del pozo son:

IPP

• Consumo de energía por levantamiento de fluido (bombas), por manejo de los fluidos (crudo, gas, agua) que produce, normalmente en un CPF y por inyección de agua (disposición).

CPF PAD

• Tratamiento químico de cada fluido para llevar a especificaciones, incluyendo tratamiento de agua previo a inyección. Cluster

• Transporte interno cuando no se dispone de líneas de flujo. Los Costos Fijos no son función de la cantidad de fluido producido. Los costos directos del clúster son fijos y pueden ser los siguientes: • Alquiler de generador, contenedores, tanques, bombas o equipos para la operación del clúster. • Personal exclusivo del clúster.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 199

CASO 1

IPP

Veamos algunas combinaciones que pudieran suceder en la operación de un campo hipotético para ilustrar los beneficios del análisis:

CPF PAD

• Todos los pozos producen ganancias. • La suma de las ganancias por pozo es superior a los costos fijos directos del clúster.

Cluster

• Resultado: el clúster produce ganancias. • La perforación de un nuevo pozo en el clúster, o la ejecución de un workover con economías positivas generaría valor al campo. CASO 2 • Todos los pozos producen ganancias. IPP

CPF PAD

• La suma de las ganancias de los pozos no cubre los costos fijos directos del clúster. • Resultado: el clúster produce pérdidas.

Cluster

• La situación del clúster debe ser modificada mediante la perforación de pozos adicionales en caso que sea factible, la ejecución de uno o más workovers o una combinación. También se puede analizar la factibilidad de reducir los costos directos del clúster. De no poder ejecutar ninguna de las anteriores, es necesario el cierre de los pozos y el clúster.

200 Capítulo 10 - Otras aplicaciones de la metodología del flujo de caja descontado

CASO 3 • Un pozo produce pérdidas. IPP

CPF PAD

• La suma de las ganancias por pozo cubre los costos fijos directos del clúster. • En caso de cerrar el pozo que produce pérdidas mejoraría las economías del clúster.

Cluster

• Resultado: el clúster produce ganancias y de cerrar el pozo, serían mayores. • Un workover con economías positivas podría generar una mayor ganancia que haga el clúster más positivo. CASO 4

• Un pozo produce pérdidas. IPP

CPF PAD

Cluster

• La suma de las ganancias por pozo NO cubren los costos fijos directos del clúster. • En caso de cerrar el clúster, mejoran las economías del campo. • Resultado: el pozo con ganancias no cubre los costos fijos directos del clúster. El clúster produce pérdidas. • Un workover con economías positivas podría generar una mayor ganancia que haga el clúster positivo. En caso de considerar un pozo adicional con el mismo efecto, igualmente habría que analizar el workover o cerrar el pozo que produce pérdidas.

Al aplicar este análisis a todos los pozos del campo podemos identificar oportunidades para incrementar la ganancia y optimizar los resultados del negocio.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 201

GLOSARIO

AACE: sigla en inglés de Association for the Advancement of Cost Engineeering, en español Asociación Americana de Ingeniería de Costos. ANH: Asociación Nacional de Hidrocarburos. Análisis de riesgo determinístico: se utilizan índices subjetivos de riesgo a las variables de entrada (producción, precio, CAPEX, OPEX, etc). Análisis de riesgo estocástico: caracteriza la probabilidad de las variables mediante distribuciones continuas o discretas. Cuantifica el riesgo y la incertidumbre. Análisis de riesgo probabilístico: es un análisis de riesgo por escenarios. Utiliza los árboles de decisión. Estima el riesgo e incertidumbre. API: sigla referida a American Petroleum Institute. AyS: porcentaje de agua y sedimentos respecto al fluido total. bbl: barril. beo: barril equivalente de petróleo. boepd: barril equivalente de petróleo por día. bpd: barriles por día.

202 Glosario

CAPM: Capital Asset Pricing Mode, en español se referencia como el Modelo de Equilibrio de Activos Financiero. CAPEX: las inversiones y otros desembolsos capitalizables pasan a formar parte de los activos de la empresa. CPF: centro de procesamiento de fluidos. Crudo Brent: tipo de petróleo que se extrae principalmente del Mar del Norte. Marca la referencia en los mercados europeos. Crudo WTI: crudo producido en Texas y el sur de Oklahoma que sirve como referencia para fijar el precio de otras corrientes de crudo. EBITDA: ganancia antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. E&P: exploración y producción. EVM: Valor Monetario Estimado. Gas libre: gas no asociado al crudo. No requiere proceso de separación del crudo. GLP: gas licuado de petróleo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 203

Gravedad API: es la gravedad específica de un crudo expresada en términos de grados. GOES: para el caso de posible existencia de gas, la estimación se denomina GOES o gas original en sitio. IVA: Impuesto al Valor Agregado. Kboepd: miles de barriles de petróleo equivalente por día. Kbwpd: miles de barriles de agua por día. Manifold: lugar donde se agrupan varias líneas de flujo. MMbbl: millones de barriles. Nafta: gasolina natural. NRI: sigla en inglés de Net Revenue Interest, en español entiéndase como la participación en las ganancias. NOL: en inglés, Net Operating Loss; en español significa Pérdida Neta Operativa lo cual se refiere cuando la renta gravable es menor o igual a cero. OPEX: Operating Expenses. Puede traducirse como gasto de funcionamiento, gastos operativos, o gastos; es cuando el egreso no es capitalizable, pero está directamente relacionado con la operación. Overhead: costos generales y administrativos. PAP: derecho por precios altos. Es una cláusula que se introduce en algunos contratos y tiene como finalidad compartir entre las partes la ganancia producida por altos precios del crudo. Pmean: probabilidad media.

204 Glosario

POS: probabilidad de éxito geológico, en inglés probability of geological success. Precio Net-back: es un esquema de valoración de crudos para valorar un crudo en cualquier lugar, descontando los costos desde el punto de venta hasta el punto donde se desea obtener el precio Net Back. Status Quo: proyección del flujo de caja del campo bajo la situación actual. Sunk Cost: entiéndase en español como los Costos Hundidos. Su objetivo es estimar el resultado económico de un campo dejando de perforar o invertir a fin de generar un valor referencial. TIR: Tasa interna de retorno. VPN: Valor presente neto. Value Drivers: son los elementos que propician la creación de valor. Estos Value Drivers varían en función del sector. WACC: Costo de Capital Ponderado o, Weighted Average Cost of Capital. WI: sigla en inglés de working interest; participación en el contrato Workover (RA/RC): reparaciones, mantenimiento o recompletaciones de pozos existentes que se realizan para mantener su nivel de producción de los pozos. Páginas referencia para definir y comprender terminología: eia. (s.f.). Recuperado el 14 de 09 de 2014, de U.S Energy Information administration: http://www.eia.gov/tools/glossary/index.cfm Enciclopedia Financiera. (s.f.). Recuperado el 14 de 09 de 2014, de http:// www.enciclopediafinanciera.com/analisisfundamental/valuedrivers.htm

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 205

BIBLIOGRAFÍA

Principios de Finanzas Corporativas Richard A. Brealey y Steward C. Myers McGraw Hill España 2013 Valuation Measuring and Managing the Value of Companies Tim Koller, Marc Goedhart and David Wessels McKinsey & Co 2010 Fundamentos de Finanzas Urbi Garay y Maximilano González Econoinvest Ediciones IESA 2006 The Capital Budgeting Decision: Economic Analysis of Investment Projects H. Bierman and S. Smith Ediciones MacMillan Publishing Co New York, USA 2012 Creating Shareholder Value Alfred Rappaport The Free Press New York, USA 1986

206 Bibliografía

Advanced Decision Nalaysis with Project and Portfolio Modeling Petroskills, LLC By John Schuyler and Timothy Nuieman Tulsa, OklahomA, USA 2013

Decision Analysis Collection Petroskills, LLC John Schuyler Tulsa, OklahomA, USA 2007 Risk and Decision Analysis in Projects Second Edition Project Management institute John Schuyler 2001 Riesgo y Decisiones Jose L. Urquijo Ediciones Deusto Bilbao, España 1992 Matemáticas Financieras Jose Luis Villalobos Pearson Education México 2007

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 207

Listado de tablas y figuras Tabla 1. Ejemplo de cálculo de interés simple: 20 Tabla 2. Ejemplo de cálculo de interés compuesto: 21 Tabla 3. Valor presente de valores futuros: 22 Tabla 4. Flujo de caja del ejemplo 3.1. sin costo de oportunidad: 30 Tabla 5. Flujo de caja del ejemplo 3.1. con costo de oportunidad: 30 Gráfico 6 y 7. Retorno teórico de una o dos acciones: 33 Gráfico 8. Comportamiento teórico de múltiples acciones:34 Gráfico 9. Riesgo sistémico: 35 Gráfico 10, 11 y 12. Correlación entre el rendimiento de un sector de actividad versus la tasa de mercado, ‘Factor beta’:36 Tabla 13. Ejemplo de cálculo de VPN: 42 Tabla 14. Ejemplo de cálculo VPN en Excel: 44 Tabla 15. Ejemplo de cálculo de TIR: 45 Tabla 16. Ejemplo de múltiples resultados de TIR: 45 Gráfico 17. Ejemplo de curva polinómica con múltiples raíces: 46 Tabla 18. Ejemplo de cálculo de TIR modificada: 47 Tabla 19. Ejemplo de cálculo de TIR modificando flujos de caja: 48 Tabla 20. Ejemplo de uso práctico de la fórmula TIR en Excel: 49 Tabla 21. Flujo de caja para ejemplo de cálculo del tiempo de pago: 51 Tabla 22. Flujo de caja para ejemplo de cálculo del tiempo de pago dinámico:51 Tabla 23. Comparación entre flujos de caja en términos constantes y términos corrientes: 55 Gráfico 24 y 25. Diagrama del sistema petrolero: 59 Tabla 26. Ejemplo de resultado típico de estimación de recursos exploratorios: 60 Gráfico 27. Ejemplos de curvas de declinación: 63 Gráfico 28. Ejemplo de proyección de crudo y agua en un campo: 64 Gráfico 29. Ejemplo de proyección de producción gross y neta de un campo: 65 Gráfico 30. Curva de pago de regalías según ANH: 66 Tabla 31. Condiciones de cálculo de cláusula actual de precios altos según ANH: 69 Tabla 32. Ejemplo de cálculo de producción neta: 71 Gráfico 33. Diagrama simple de logística de disposición de crudo a exportación: 74

208 Contenido

Tabla 34. Ejemplo de proyección de perforación de pozos: 80 Gráfico 35 y 36. Ejemplo de escenarios de producción: 82 Tabla 37. Ejemplo de proyección de CAPEX de infraestructura en términos constantes: 83 Tabla 38. Ejemplo de proyección de CAPEX de infraestructura en términos corrientes: 84 Gráfico 39. Ejemplo de proyección producción crudo y agua para cálculo de OPEX variable: 86 Tabla 40. Ejemplo de proyección de OPEX fijo: 88 Tabla 41. Tabla 5.4. convertida a términos corrientes: 88 Tabla 42. Ejemplo de depreciación en línea recta: 91 Tabla 43. Ejemplo de depreciación por unidades de producción: 92 Gráfico 44. Proyección de producción Status Quo Vs. Propuesta: 100 Tabla 45. Cálculo de Valor Incremental de Propuesta de Inversión: 101 Gráfico 46. Fases de un proyecto: 105 Gráfico 47. Diagrama de ubicación del bloque Ej.1 : 111 Tabla 48. Estimado de recursos exploratorios del bloque Ej.1: 112 Grafico 49. Plan de actividades de desarrollo del bloque Ej.1: 113 Tabla 50. Plan de explotación del bloque Ej.1: 114 Gráfico 51. Curvas de proyección de producción de bloque Ej.1: 115 Gráfico 52. Premisa de proyección de precios de crudo WTI – bloque Ej.1:116 Gráfico 53. Regalías bloque Ej.1: 117 Tabla 54 y 55. Cláusula precios altos bloque Ej. 1: 119 Tabla 56 y 57. Estimado de ingresos bloque Ej.1: 121 Tabla 58. Estimado de la inversión exploratoria bloque Ej.1: 124 Tabla 59. Estimado de la inversión en infraestructura bloque Ej.1: 125 Tabla 60. Perfil de inversiones en bloque Ej.1: 125 Gráfico 61. Diagrama de operación de bloque Ej.1: 127 Tabla 62. Estimación de OPEX variable de bloque Ej.1 en términos constantes: 128 Tabla 63. Continuación de la tabla 7.10. : 129 Tabla 64. Estimación de OPEX variable en términos corrientes: 129 Tabla 65. Costo de diluente bloque Ej.1: 130 Tabla 66. Estimación de OPEX fijo en términos corrientes – bloque Ej.1: 132 Tabla 67. Ejemplo de depreciación en línea directa – bloque Ej.1: 133 Tabla 68. Estimado de costo de transporte a punto de venta - bloque Ej.1: 133 Tabla 69. Estimación de gastos administrativos y generales – bloque Ej.1: 134 Tabla 70. CLasificación del CAPEX según tipo de depreciación – bloque EJ1: 135

EVALUACIÓN ECONÓMICA de PROYECTOS PETROLEROS 209

Tabla 71. Producción para el cálculo de depreciación por unidades de producción – bloque Ej.1: 136 Tabla 72. Cálculo de depreciación por unidades de producción – bloque Ej.1: 137 Tabla 73. Cálculo de depreciación por línea recta – bloque Ej.1: 138 Tabla 74. Depreciación anual total – bloque Ej.1: 139 Tabla 75. Cálculo de participación adicional por precios altos – bloque Ej.1: 140 Tabla 76. Cálculo de impuesto sobre la renta – bloque Ej.1: 141 Tabla 77. Resumen del flujo de caja e indicadores económicos – bloque Ej.1: 144 Tabla 78. Estructura de costos por unidad de producción – bloque Ej.1: 146 Tabla 79. Estructura de costos por unidad de producción – bloque Ej.1: 147 Tabla 80. Ejemplo de flujo de caja para cálculo de VPN en caso de éxito de inversión exploratoria: 150 Gráfico 81. Árbol de decisiones para ejemplo de inversión exploratoria: 150 Tabla 82. Ejemplo de flujo de caja para cálculo de EVM basado los datos de la tabla 8.1.: 151 Tabla 83. Flujo de caja riesgado de portafolio de 10 proyectos exploratorios: 151 Tabla 84. Flujos de caja de portafolio de 10 bloques exploratorios sin aplicar POS (caso éxito): 152 Tabla 85. Flujos de caja de portafolio de 10 bloques exploratorios aplicando POS (riesgado): 153 Tabla 86. Tabla producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios: 154 Gráfico 87. Producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios:154 Gráfico 88. Producción estimada de campos productores + esperada de campos exploratorios + actividad adicional a planificar: 155 Tabla 89. Tabla de datos para portafolio de 10 proyectos exploratorios: 156 Gráfico 90. Representación gráfica de portafolio de 10 proyectos exploratorios con base a VPN de éxito: 157 Tabla 91. Resumen de información de portafolio de 10 proyectos exploratorios jerarquizados por VPN: 157 Gráfico 92. Representación gráfica de portafolio de 10 proyectos exploratorios con base a EVM: 158 Tabla 93. Resumen de información de portafolio de 10 proyectos exploratorios jerarquizados por EVM:158 Gráfico 94. Ejemplo de aplicación de árbol de decisiones – datos: 160 Gráfico 95. Análisis del primer nodo del árbol de decisiones: 161 Gráfico 96. Análisis completo del árbol de decisiones: 162

210 Contenido

Gráfico 97. Resultados del árbol de decisiones: 163 Tabla 98. Aplicación de sensibilizadores en los elementos del flujo de caja: 168 Tabla 99. Ejemplo de variaciones sugeridas a aplicar en análisis de sensibilidades:169 Tabla 100. Resultados de análisis de sensibilidades: 170 Gráfico 101. Diagrama araña: 170 Tabla 102. Tabla resumen de variaciones break even por elemento del flujo de caja: 171 Gráfico 103. Distribución normal: 172 Gráfico 104. Distribución uniforme: 173 Gráfico 105. Distribución triangular: 173 Gráfico 106. Distribución discreta: 174 Gráfico 107. Resultado del VPN expresado con curva de frecuencia acumulada: 175 Gráfico 108. Resultado del VPN expresado con curva de frecuencia normal: 175 Tabla 109. Resultado del VPN mostrado como tabla de percentiles: 176 Gráfico 110. Gráfico de sensibilidades de Cristall Ball ®: 177 Gráfico 111. Gráfico de tendencias de Cristal Ball ®: 177 Tabla 112. Flujo de caja del ejemplo 9.1.: 178 Gráfico 113. Resultado de ejemplo: Probabilidad acumulada: 180 Gráfico 114. Resultado de ejemplo: Gráfico de tendencias: 180 Gráfico 115. Resultado de ejemplo: Gráfico de sensibilidades: 181 Gráfico 116. Comparación de la situación actual versus propuesta: 183 Tabla 117. Flujo de caja análisis compra frente a alquiler: 184 Tabla 118. Flujo de caja para estimación de tarifa de alquiler: 186 Tabla 119. Flujo de caja para estimación de tarifa de oleoducto: 188 Tabla 120. Opción de menor costo entre oleoducto y transporte terrestre: 189 Tabla 121. Estimación de punto de indiferencia entre oleoducto y transporte terrestre: 190 Tabla 122. Estimación del flujo de caja incremental para workover: 193

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