SEPTIEMBRE 2010 SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS PETROLERAS 2011 ANDREAS FAUST∗ afaust@bancomercantil.com
CONTENIDO SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS PETROLERAS 2011 1. Introducción 2. Situación reciente en el Mercado Petrolero Mundial 3. Situación del Mercado Petrolero Venezolano 4. Perspectivas Petroleras Globales para el año 2011 5. Perspectivas Petroleras de Venezuela NORMATIVA LEGAL INDICADORES ECONÓMICOS
1. INTRODUCCIÓN En el año 2010, el mercado petrolero ha mostrado una elevada estabilidad en sus precios y, además, estos se han mantenido en un nivel relativamente elevado. Lo anterior ha sido el reflejo de una fuerte recuperación económica global, sobre todo en regiones con una elevada intensidad en el uso de petróleo. Es así como, la mayor demanda petrolera de los países en desarrollo se observó en un entorno de abundantes inventarios petroleros, una oferta creciente en los países No OPEP y un exceso de capacidad de producción en los países OPEP. A pesar de la discrepancia entre las regiones en la recuperación económica y la incertidumbre a corto plazo sobre el nivel adecuado de inversiones en el sector petrolero, el mercado mostró una elevada estabilidad que llevó al mínimo la volatilidad relativa anual de los precios del petróleo mensuales. En este sentido, se espera para el año 2011 un mercado petrolero menos holgado en donde, nuevamente, los fundamentos dominarían el desarrollo de los precios. De ∗
Economista Senior de la Gerencia de Investigación Económica de Mercantil Banco Universal.
esta forma, una creciente demanda de petróleo originada principalmente en los países en desarrollo se enfrentaría con un nivel de inventarios cada vez menor, con un menor dinamismo en la oferta No OPEP y a una política de determinación de un precio apropiado por parte de la OPEP. Estos factores determinarían una suficiente oferta petrolera.
2. SITUACIÓN RECIENTE EN EL MERCADO PETROLERO MUNDIAL En esta sección se describen los principales fundamentos observados en el mercado petrolero mundial hasta octubre de este año, tanto por el lado de la demanda como de la oferta petrolera, así como también en el movimiento de los inventarios. El aspecto especulativo se examina en conjunto con el mercado financiero, para finalmente como resultado, analizar el comportamiento reciente de los precios petroleros. Por último, se vislumbran las perspectivas a corto plazo para el año 2011. Con respecto a la situación del mercado petrolero venezolano se describe este con la información disponible en los diferentes ámbitos de la oferta y de la demanda, tanto interna como externa, así como, el desenvolvimiento de los precios de la cesta venezolana. 2.1 La Demanda Global La demanda petrolera mundial mostró una significativa recuperación luego de alcanzar, a mediados de 2009, su mínimo por el efecto de la crisis económica global de los años 2008 – 2009. Según cifras de la administración de información energética (EIA) del Departamento de Energía de los EEUU, el actual nivel del consumo correspondiente al mes de octubre se ubicó todavía casi un millón de barriles diarios por debajo de su máximo registro observado en el año 2007, sin embargo, representó una
Gráfico 1
Variaciones del consumo petrolero hasta octubre de cada año (mmbd) 3 2
contracción o poca expansión. Al comparar el mes de octubre de este año con el mismo período del año 2009, se observó un incremento en la oferta de productos de 743 mbd, lo que permitió además la formación de 3,6 mbd de inventarios adicionales3.
1 0 2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Resto No OCDE Medio Oriente China Resto OCDE América del Norte Global
-2 -3
Fuente: EIA, STEO varios años y Cálculos Propios
recuperación de 1,36 mmbd en comparación con el registro de igual mes del año pasado. El incremento promedio del año 2010 ha sido el mayor observado desde el año 2004 como se puede observar en el Gráfico 1. De acuerdo con la composición de esta expansión del consumo, destaca que, los países OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico)1 expandieron por primera vez su consumo después de cuatro años consecutivos de contracción. En este sentido, el motor principal de este crecimiento fue América del Norte con una mayor recuperación económica aunado a una mayor intensidad en el uso del petróleo. En tanto, el resto de los países OCDE redujeron su consumo nuevamente. La demanda petrolera de los EEUU2, como puede apreciarse en el Gráfico 2, registró un significativo incremento luego de cinco años de Gráfico 2
Variación anual de la demanda petrolera total de los EEUU y crecimiento económico. (media movil anual)
Dos años después del inicio de la crisis económica global en agosto del año 2008, se puede observar que la economía global ha retornado, durante este año, a la senda de crecimiento económico previa de la crisis (Ver Gráfico 3) al mostrar según estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) una tasa de crecimiento económico global de 4,8%, 60 pb por encima del promedio 2000 – 2007 de 4,2%. Se espera para el consumo petrolero un crecimiento de 2,8% en el año Gráfico 3
10%
Variación % del PIB y de la Demanda Petrolera Mundial
8% 6
4%
5
2%
4
0%
3
-2%
II79 III80 IV81 I83 II84 III85 IV86 I88 II89 III90 IV91 I93 II94 III95 IV96 I98 II99 III00 IV01 I03 II04 III05 IV06 I08 II09 III10
6%
2
-4% -6% -8%
PIB Mundial Demanda Petrolera
1 0
Demanda Petrolera PIB
-1
-10%
-2
Fuente: EIA, BEA y Cálculos Propios
-3
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (p) 2011 (p)
-1
Por otro lado, en los países No OCDE destaca nuevamente que la demanda petrolera de China se incrementó en promedio 772 mbd, lo que significó la mayor expansión observada para este lapso (enero – octubre) de los últimos cinco años. Además, resalta que los propios países exportadores de petróleo incrementaron de forma significativa su consumo al alcanzar una participación de 8,6% del consumo global. De esta forma, la expansión del consumo petrolero global de 2 mmbd se explicó en casi 90% por el incremento del consumo en los países No OCDE. Como resultado de lo anterior se ha observado que la participación en el consumo global de los países OCDE bajó casi 1.000 puntos básicos (pb) en la última década, al pasar de 62,4% en el año 2000 a 52,9% en 2010.
Coeficiente de correlación 1980-2008: 65,3%
-4 Fuente: EIA; EIA STEO, septiembre 2010, IMF - WEO 2010 y Cálculos Propios
1
Esta agrupación en países OCDE y No OCDE es una forma común en el análisis del mercado petrolero debido en parte a que los países OCDE tienen su vocería a través de la Agencia Internacional de Energía. En este sentido, esta institución suministra una gran cantidad detallada de información sobre el mercado petrolero global. 2 El gráfico muestra el promedio anual de la tasa de variación trimestral.
2
3
Los inventarios de productos de petróleo se incrementaron desde agosto 2009 hasta agosto 2010 en 1,3 millones de barriles lo que equivale a un promedio diario de 3,6 mbd.
2010 lo que resultaría en que la correlación entre consumo petrolero y crecimiento económico terminaría en 70,7% indicando un elevado co-movimiento entre ambas series. En adición, destaca que, la reducción que venía experimentándose desde el año 2002 en la intensidad del uso del petróleo para la generación de productos y servicios a nivel global4 pareciera detenerse. (Ver Gráfico 4). China, el país con los mayores incrementos de consumo petrolero, mostró por mucho tiempo una mejora en la eficiencia por encima del nivel global, no obstante, en los últimos años ésta se ha ido acercando al nivel promedio global y pareciera detenerse allí.
Gráfico 5
Variaciones de la oferta petrolera hasta octubre de cada año. (mmbd)
Gráfico 4
4,5
Intensidad del Uso de Petróleo para la Generación de Actividad Económica. (b / (1000 US$ corrientes))
3,5
3,9 3,4
en igual lapso del año pasado. Los incrementos de Arabia Saudita y Nigeria explican casi 50% de los aumentos (Ver Gráfico 5). En relación con los recortes acordados a finales del año 2008 resulta que la producción de crudos durante el mes de octubre se ubicó en 2 mmbd por debajo del nivel de septiembre del año 2008, lo que implicó un cumplimiento de 50% en los recortes acordados. De esta forma, la capacidad ociosa mantenida por la OPEP se incrementó para ubicarse entre 5 – 6 mmbd, representando casi 6% del consumo global y significó el mayor nivel desde el año 2002 (Ver Cuadro 1).
No OPEP OPEP Crudo + Otros líquidos Total
2,5 Mundo China
2,9
1,5 0,5
2,4 1,9
-0,5
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
1,4 -1,5
0,9 -2,5
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (p) 2011 (p)
0,4
Nota: Demanda de petróleo con respecto al PIB en US$ a precios corrientes. Fuente: EIA, IMF - WEO Database 2010 y Cálculos Propios
2.2 La Oferta Global Ante la incertidumbre sobre el desarrollo económico global y la fortaleza en el crecimiento económico, la OPEP mantuvo, durante este año, cierta cautela al incrementar su oferta, explicado también, en parte, por los elevados niveles reportados de inventarios comerciales, tanto de productos como de crudos, en los países OCDE. Además, voceros de la OPEP mostraron en varias ocasiones su satisfacción con el rango de los precios de la cesta petrolera OPEP ubicado entre US$/b 70 y US$/b 80 con el argumento de que éste sería un nivel adecuado para mantener cierto nivel de inversiones para impedir una mayor declinación natural y, además, permitir conservar una costosa capacidad ociosa. En este sentido, la oferta de crudos de OPEP se incrementó en promedio hasta octubre en sólo 344 mbd en relación con similar lapso del año 2009, luego de haber recortado su oferta en 2,4 mmbd 4
Medido en barriles por miles de US$ corrientes. En este sentido el FMI prevé una expansión de 7,1% para el PIB global debido a incrementos en los niveles de los precios.
3
Nota: La oferta OPEP incluye la producción de otros líquidos por parte de la OPEP. Fuente: EIA, STEO y Cálculos Propios
Por otro lado, la oferta de petróleo no convencional por parte de la OPEP, que no se contabiliza en las cuotas acordadas (por ejemplo, los condensados de petróleo) se incrementó durante este año de manera significativa (en promedio 640 mbd). Es así como, la oferta petrolera de la OPEP se incrementó en casi un millón de barriles por día. Por otra parte, la No OPEP incrementó su oferta de manera importante durante los primeros diez meses de este año al mostrar un aumento de casi 1,2 mmbd (Ver Gráfico 6). Este aumento ha sido el más elevado desde el año 2000 cuando Rusia estuvo en una senda de importantes incrementos año tras año. Este incremento se explicó en 41% por los esfuerzos de los EE.UU en aumentar tanto la producción de crudos como de productos líquidos, como etanol y líquidos de gas natural. Cabe destacar que el accidente en la plataforma de Deepwater Horizont podría tener efectos en la producción de costa afuera en el mediano plazo debido a una mayor regulación. Sin embargo, no se esperan mayores efectos
Cuadro 1
Producción de crudos de la OPEP (mb/d) Capacidad ociosa 3/
Arabia Saudita Irán Venezuela EAU Kuwait Nigeria Libia Argelia Qatar Angola Ecuador OPEP (sin Irak) Irak OPEP 4/
2008
2009
9.214 3.927 2.353 2.567 2.550 1.937 1.723 1.396 843 1.871 500 28.879 2.356 31.235
8.047 3.756 2.181 2.238 2.184 1.835 1.531 1.263 719 1.779 454 25.987 2.388 28.375
Ago-10 Sep-10 8.290 3.725 2.200 2.320 2.300 2.000 1.560 1.260 830 1.880 465 26.830 2.345 29.175
8.250 3.715 2.190 2.305 2.285 2.015 1.550 1.245 830 1.690 465 26.540 2.395 28.935
2010 1/
Oct-10 8.230 3.715 2.200 2.315 2.305 2.050 1.565 1.235 830 1.750 465 26.660 2.350 29.010
8.251 3.761 2.188 2.307 2.299 2.019 1.544 1.269 815 1.855 471 26.776 2.380 29.156
Cuota actual 2/ 8.010 3.330 2.010 2.230 2.220 1.700 1.470 1.200 730 1.510 430 24.840 nd 24.840
EIA 4.050 100 0 300 300 0 150 0 310 200 0 5.410 0 5.410
IEA 3.820 280 230 410 280 100 150 130 200 320 30 5.950 0 5.950
Notas: nd: No disponible, 1/ Promedio hasta octubre. 2/ Cuota vigente desde enero 2009. 3/ Máxima capaciad definida como el máximo de la producción que: a) puede ser ofrecido en un período de 30 días y b) mantenido para un período de por lo menos 90 días. Las cifras se refieren a la producción de octubre 2010 según EIA y septiembre 2010 según IEA . 4/ Angola entró en enero 2007 como miembro pleno a la OPEP, Ecuador reanudó su membresía en noviembre 2007. Indonesia se retiró como miembro activo en septiembre 2008 y quedó sin cuota de producción asignada.
durante el año 2010, se observó que el mayor incremento ocurrió en el mes de mayo cuando la oferta petrolera subió interanualmente en 1,62 mmbd, Sin embargo, este aumento se redujo a solo +600 mbd entre los meses de septiembre y octubre y no se espera que entren nuevos proyectos de producción grandes a corto plazo.
Fuente: Bloomberg, IEA, EIA y OPEP
negativos en el corto plazo luego de levantar el memorando de nuevas exploraciones costa afuera. Gráfico 6
Variación de la oferta petrolera de algunos productores No OPEP. (promedio hasta octubre, mmbd) 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 -0,2 -0,4 -0,6 -0,8
2000
2001 2002 2003 EEUU Resto No OPEP Rusia Colombia Brasil Total No OPEP
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: EIA, STEO y Cálculos Propios
Entre los productores No OPEP que destacaron en el año 2010 con un incremento importante en su producción se encuentran países como Rusia que elevó su oferta en 200 mbd en promedio para este año, China que incrementó su producción en 190 mbd, Brasil que aportó 16% al incremento total, equivalente a 180 mbd y Colombia cuyo aumento en la producción fue de 18% durante el año 2010, explicando 11% del crecimiento total de la No OPEP. En resumen, la No OPEP mostró este año el mayor incremento en su oferta para la última década. Al analizar la trayectoria mensual de este aumento en la producción 4
2.3 Inventarios Hasta octubre de este año, se estima que el consumo y la oferta de petróleo en los diferentes países fueron relativamente equilibrados, lo anterior se tradujo en que no hubo mayores formaciones de inventarios. Más bien, se observó que los llamados inventarios flotantes, que se formaron durante el año 2009 debido tanto a la sobre oferta como a una elevada capacidad ociosa en la parte de transporte, desaparecieron durante el año 2010. En relación con el nivel de inventarios petroleros comerciales de los países OCDE,5 se observó que estos se mantuvieron relativamente elevados y similares a los niveles registrados durante el año 2009. Esto implicó que al compararlos con los niveles históricos se encuentran por encima del rango quinquenal (Ver Gráficos 7a – 7d). Cuando se analiza la situación de manera regional se observó que los inventarios en los EEUU se encuentran en casi 100 mmb por encima del promedio quinquenal. En Europa lo inventarios se aceraron nuevamente a su rango histórico y en la región del Pacífico se ubicaron por debajo de su rango histórico. En términos relativos, el excedente del total de los inventarios comerciales de los países de la
5
De los países No OCDE no hay información disponible de los inventarios petroleros.
Gráfico 7a
Gráfico 7b
Inventarios Comerciales de Petróleo de los países OCDE
Inventarios Comerciales de Petróleo de América del Norte (mmb)
(mmb) 2.800
2.800
2.750
2.750
2.700
2.700
2.650
2.650
2.600 2.550 2.500
1.450
1.400
1.400
1.350
1.350
2.600
1.300
1.300
2.550
1.250
1.250
2.500
Rango Histórico Quinquenal Promedio quinquenal 2009 2010
2.450 2.400 2.350 2.300 Ene
1.450
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
2.350
2.300 Dic
Rango Histórico Quinquenal Promedio quinquenal 2009 2010
1.150 1.100 1.050 Ene
los
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Fuente: IEA, Oil Market Report y Cálculos Propios
Jul
Ago
Sep
Oct
que el incremento en el consumo de la OCDE aunado
1.100
inventarios conllevó a una reducción de 2 días
Fuente: IEA, Oil Market Report y Cálculos Propios
en Gráfico 7c
Gráfico 7d
Inventarios Comerciales de Petróleo de los países Europeos (mmb)
Inventarios Comerciales de Petróleo de los países del Pacífico (mmb)
1.020
1.020
1.000
1.000
980
980
960
960
940
940 Rango Histórico Quinquenal Promedio quinquenal 2009 2010
920 900 Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago Sep
Oct
Nov
920
470
470
460
460
450
450
440
440
430
430
420
420
410
410
400
Dic
370 Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
del
futuro,
para
así
un
promedio de 60 días, lo que
refleja
un
relativamente para
390
nivel
elevado
esta
última
década.
380
Cifras más recientes –
Dic
Fuente: IEA, Oil Market Report y Cálculos Propios
OCDE se redujo de 4,9% en 2009 a 3,2% en los primeros ocho meses de este año. Con respecto a la composición se observó que 37% de los inventarios estuvo conformado por crudo, lo que reflejó una composición relativamente estable en el último quinquenio.
cobertura
alcanzar
370
Fuente: IEA, Oil Market Report y Cálculos Propios
la
consumo
400
Rango Histórico Quinquenal Promedio quinquenal 2009 2010
390 380
900
al
mantenimiento de los
1.150
1.050 Dic
Nov
inventarios
comerciales se observó
1.200
1.200
2.450 2.400
futuro. Con respecto a
las
cuales
son
reportadas semanalmente por la EIA – muestran una fuerte reducción en los inventarios de gasolina, debido, en parte, al fin de la estación de las vacaciones, no obstante, aún por debajo de los niveles del año pasado. Por otro lado, la reducción en los inventarios de los destilados
La demanda para inventarios comerciales que tienen como
indica el inicio de la época del uso de calefacción en los
objetivo garantizar la continuidad del proceso de refinación
EE.UU.
y la oferta de productos, varía durante el año según las
Gráfico 8
Inventarios Totales de los países OCDE
estaciones climáticas. Estos inventarios reflejan, en
(días de cobertura de la demanda futura)
promedio, 64% del total de los inventarios de la OCDE,
100
mientras que, los mantenidos por el sector público
80
representan
últimos,
70
identificados como reserva estratégica, se mantienen en
50
los países OCDE por razones de seguridad para el
40
60 Público Comercial
30
suministro energético y, hasta agosto de este año,
20 10
acumulaban un total de 1.560 mmbd, lo que representó
II10
II09
IV09
II08
IV08
II07
IV07
II06
IV06
II05
IV05
II04
IV04
II03
II00
IV03
0
una cobertura de consumo futuro de 34 días6. Similar al
II02
Estos
IV02
8).
II01
Gráfico
IV01
(Ver
IV00
46%
90
Fuente: IEA, varios años del Oil Market Report
registrado en igual período del año previo e implicó una reducción de apenas 1 día en la cobertura del consumo 6
5
Los EE.UU mantienen principalmente una reserva de crudos, mientras que, en Europa 56% corresponden a reservas de productos. En la región pacífica 95% de los inventarios públicos son crudos.
En este sentido, sólo lo inventarios de crudos muestran 7
todavía cierta holgura por encima del rango histórico .
que en el año 2008 parte de la fuerte alza en los precios de los recursos naturales se atribuyó a la participación financiera en estos mercados.
2.4 Mercado de Futuros
Gráfico 9
propósito de éstos es asegurarse la compra o la venta del
Desarrollo de los precios de petróleo y otros commodities
crudo de una determinada calidad en una fecha y precio
comerciales (especuladores y actores financieros, en el
110
330
90
280
70
sentido económico de ambos términos) cuya función es
230
sacar rendimientos de la especulación y el arbitraje y con
180
baja. En este sentido, los contratos de futuros no comerciales no tienen la obligación de entrega del producto físico sino la posibilidad de liquidación antes del vencimiento del contrato. Durante el año 2010, el mercado de futuros de petróleo, así como otros mercados de futuros de recursos naturales, recibió mucho menos atención que en años previos. Es así como, los precios de los recursos naturales incluyendo el precio de petróleo han mostrado una relativa estabilidad durante todo el año 20109 (Ver Gráfico 9). Vale recordar 7
Ver para más detalle This Week in Petroleum del 16 de novtiembre de 2010, publicado por la EIA (http://tonto.eia.doe.gov/oog/info/twip/twip.asp) 8 La especificación del contrato es la siguiente: cada contrato contempla la entrega de 1.000 barriles de crudo liviano en Cushing Oklahoma. Por crudo liviano se entiende una densidad entre 37° y 42° API con un contenido de azufre de 0,42%, o aquellos marcadores norteamericanos, como el West Texas Intermediate. Entre los crudos foráneos, se encuentra el Brent con un descuento de US$ 0,3. Para más detalle ver la página web de NYMEX (www.nymex.com/CL_spec.aspx). 9 Al comparar el coeficiente de variación (desviación estándar entre promedio) en el caso del índice de precios de los recursos naturales se observó que éste disminuyó
6
30 16/01/07
ello afectan los precios a futuro tanto al alza como a la
50 CRB Commodity Price Index WTI
03/11/10
embargo, también participan en este mercado actores no
380
USD/b
el crudo liviano, productos refinados, entre otros). Sin
130
11/08/10
asegurándose la entrega o venta del producto físico (como
430
19/05/10
comerciales,
23/02/10
netamente
27/11/09
fines
03/09/09
tienen
150
10/06/09
mercado
CRB: Commodity Price Index
determinados. Un segmento de los participantes de este
480
16/03/09
el cierre de la operación hasta la entrega del crudo. El
15/12/08
(llamado mercado spot) hasta diez años, contados desde
18/09/08
pactan con plazos que van desde un mes de anticipación
24/06/08
la industria petrolera. Estos contratos usualmente se
31/03/08
a sustituir, parcialmente, a los contratos de largo plazo en
28/12/07
precio determinado hoy8. Los contratos a futuro han venido
03/10/07
entrega futura de una cantidad pactada de petróleo a un
10/07/07
petróleo funciona como un mecanismo que asegura la
El año 2010 ha estado marcado, por el lado de los fundamentos del mercado, por una oferta poco restringida, aunque lo suficiente para que los inventarios no crezcan aún más, en un entorno de incremento sostenido de la demando petrolera y de precios que se han mantenido estables durante el año. La posibilidad de pactar contratos de compra y venta sin que se transe el producto físico refuerza la percepción de los actores financieros sobre si el mercado de petróleo estaría o no en equilibrio con respecto a sus fundamentos (Ver Gráfico 9).
12/04/07
Desde hace más de veinte años el mercado de futuros de
Fuente: Reuters
En el NYMEX (New York Mercantile Exchange) se transan gran parte de estos contratos, entre ellos los contratos de crudo liviano, los cuales se reportan ante la CFTC (US Commodity Futures Trading Commission). Dada la discusión de que si los contratos negociados con fines no comerciales agregan una prima de especulación a los precios de petróleo y, en este sentido, sobre cuál sería el rol del sector financiero en estas transacciones, el CFTC decidió publicar más información sobre los participantes no comerciales. De esta forma, el CFTC, a partir del primero de septiembre de 2009, separa en sus reportes semanales los contratos con fines comerciales de los no comerciales. Durante el año 2010 alrededor de 53% de lo contratos fueron negociados con fines no comerciales, lo que representó 27% de los contratos negociados de crudo en el año 2010, 62% desde el año 2008 y 48% con respecto al año 2009. En el caso de petróleo este coeficiente se redujo desde el año 2009 en 75%.
liviano en el NYMEX. Como puede observarse en el Gráfico 10, la participación no comercial en el mercado de futuros se ha incrementado desde 16% en el año 2000 a 45% en el año 2010. Gráfico 10
Posición neta de los Contratos de Futuros (No Comerciales, Contratos de mb) 1.600.000 1.400.000 1.200.000 1.000.000 800.000 0
-50.000
400.000
(media móvil de un mes) 60% 50%
Contango (observado en 40,5% de los días desde 2000)
40% 30%
200.000
Posición Neta de Contratos de Futuros Contratos abiertos
-100.000
600.000
Gráfico 12
Diferencial entre el precio a futuro de 24 meses y el spot: Situación de Contango y Backwardation
20%
0
10%
Fuente: CFTC y Cálculos Propios
La posición neta de contratos de futuros no comerciales y la situación de los inventarios comerciales muestran la percepción del mercado sobre el balance de los fundamentos, es decir, si hay un déficit o un excedente en la oferta global. Como puede apreciarse en el Gráfico 11, la posición larga neta de los contratos futuros indica que la percepción de los participantes no comerciales es que el mercado estaría en desequilibrio por falta de oferta de manera casi continua desde finales del año 2003. Además, se puede apreciar a través de la totalidad de las posiciones abiertas, que la actividad en este mercado se incrementó durante este año, nuevamente, en términos de volumen en promedio 11%, en contraste con la caída observada en el mismo lapso del año 2009. Gráfico 11
Participación no comercial en el mercado de futuros
0% -10% -20%
12/01/00 21/06/00 29/11/00 09/05/01 17/10/01 27/03/02 04/09/02 12/02/03 23/07/03 31/12/03 09/06/04 17/11/04 27/04/05 05/10/05 16/03/06 28/08/06 12/02/07 27/07/07 10/01/08 25/06/08 08/12/08 26/05/09 04/11/09 20/04/10 29/09/10
50.000
04/01/00 05/07/00 02/01/01 03/07/01 08/01/02 09/07/02 07/01/03 08/07/03 06/01/04 06/07/04 04/01/05 05/07/05 03/01/06 03/07/06 03/01/07 03/07/07 31/12/07 01/07/08 30/12/08 30/06/09 05/01/10 06/07/10
Posición Neta
100.000
Miles de Contratos Abiertos
150.000
estructura de la curva de los contratos. El Gráfico 12 muestra el diferencial relativo entre el precio del crudo liviano para la entrega en 24 meses y el precio spot10 y se presenta una situación llamada contango debido a la pendiente de la curva de futuros11. Esta diferencia indica si el mercado se encuentra en una situación de “backwardation”12 o “contango”, lo que pudiera reflejar la percepción sobre el futuro desarrollo de los fundamentos.
-30% -40%
Backwardation Nota: Data de frecuencia diaria aplicando una media móvil de 30 días. Fuente: NYMEX y Cálculos Propios
Durante el año 2010, todos los precios de los contratos hasta las entregas a 24 meses estuvieron continuamente por encima de los precios con entrega inmediata, situación observada, igualmente, durante el año 2009. Es así como, resultó una situación de contango durante todo el año 2009 y en lo que va del año 2010, en contraste con la situación de backwardation que comúnmente se observa en este mercado13. Lo anterior se explica, entre otros factores, por la elevada existencia de inventarios comerciales aunado a los llamados inventarios flotantes (inventarios que se formaron luego de la caída de la demanda a finales del año 2008) y por la reducción del
(% no comercial en los contratos largos) 50% 40% 10
30% 20% 10%
04/09/10
04/01/10
04/05/09
04/09/08
04/01/08
04/05/07
04/09/06
04/01/06
04/05/05
04/09/04
04/01/04
04/05/03
04/09/02
04/01/02
04/05/01
04/09/00
04/01/00
0%
Fuente: CFTC y Cálculos Propios
En cuanto a los precios de los futuros de petróleo, se ha observado desde agosto del año 2008 un cambio en la 7
El precio CL1 del NYMEX refleja un precio del mercado spot con una entrega al mes siguiente. La fecha de vencimiento de este contrato difiere ligeramente con el precio spot del marcador WTI. 11 En este sentido, el 15 de enero 2009 se observó la pendiente más fuerte cuando el precio de la entrega a 24 meses estuvo 85% por encima de la entrega inmediata. Durante el año 2010 la pendiente se ubicó en 9,4%. 12 El precio a futuro es menor que el spot. En el mercado petrolero esta situación es normal. Si el precio de futuro fuese más elevado que el spot y los costos de producción crecen igual que la tasa de interés sería más rentable mantener el petróleo en el subsuelo en vez de efectuar su extracción inmediata. Esto resultaría en que el precio spot aumentaría por lo cual resulta una situación de backwardation que es la normal en este mercado. Una situación de contango significa que el precio del futuro es mayor al spot y podría reflejar la expectativa de poca holgura en la oferta así como mayores aumentos en la demanda. Históricamente, se observa que cuando los inventarios son elevados se produce una situación de contango, mientras que cuando son bajos la situación evoluciona a una de backwardation. 13 La situación de contango del contrato CL24 de este año explica 22% de esta situación. En la última década esta relación se ubicó en 33,7% de los días totales.
comercio petrolero que se mantuvo en los barcos petroleros. El Gráfico 13 muestra el desarrollo de los precios spot y la curva de los precios del mercado a futuro hasta 24 meses en diferentes momentos de la última década (período 1995 – 2010). Allí se destaca que, hasta el año 2004, los precios a futuro tendían a un precio de “equilibrio” entre US$/b 20 y US$/b 25, mientras que, a partir del año 2004 esta tendencia se elevó a un precio de alrededor de US$/b 40, y posteriormente a niveles cercanos a los US$/b 80. Gráfico 13
Precio Spot con precios de futuros NYMEX en diferentes momentos*/ 140 120 100 80 60 40 20 Ene-12
Ene-11
Ene-10
Ene-09
Ene-08
Ene-07
Ene-06
Ene-05
Ene-04
Ene-03
Ene-02
Ene-01
Ene-00
Ene-99
Ene-98
Ene-97
Ene-96
Ene-95
0
Nota: */ Precio futuros a 24 meses como promedio de cada septiembre Fuente: NYMEX y Cálculos Propios
En el Gráfico 14 se observa la estructura de la curva de los futuros hasta cinco años combinado con los contratos abiertos en cada punto de la curva. Resulta que hasta una entrega de dos años se acumulan 86,5% de los contratos abiertos. El mayor volumen se registró en los contratos de entrega a dos meses (33,2%) al cierre del 15 de noviembre de este año. Gráfico 14
Precios de futuro y Open Interest en el mercado de futuros 91
350.000
90
300.000
89
250.000
88
200.000
87 150.000
86
100.000
Open Interest Precios
85 84
50.000 Dic-15
Ago-15
Abr-15
Dic-14
Ago-14
Abr-14
Dic-13
Ago-13
Abr-13
Dic-12
Ago-12
Abr-12
Dic-11
Abr-11
Ago-11
0 Dic-10
83
Fuente: Bloomberg
2.5 Precios de Petróleo Como resultado de los hechos descritos en las secciones anteriores, se registró una relativa estabilidad en los precios de petróleo, luego de dos años con una elevada volatilidad en los mismos. En este sentido, el coeficiente de variación, definido como la desviación estándar entre el promedio de una variable, se redujo este año en 80% en casi todos los marcadores de precios de petróleo. Es así como, el promedio mensual del marcador del WTI de US$/b 78 fluctuó, durante el año 2010, en un rango entre US$/b 75 y 85, así como, el Brent con un promedio de US$/b 78,5 varió entre US$/b 74,5 y 85,5. Para la cesta OPEP se observó un promedio de US$/b 78 en un rango que va desde US$/b 75 hasta US$/b 84,5. Estos precios en relación con los registros del año anterior alcanzaron incrementos que van desde 30,6% (Cesta OPEP) hasta 32,9% en el caso del WTI. Como resultado el diferencial relativo entre los crudos livianos con respecto a los crudos más pesados, como en la cesta OPEP – o en específico el crudos Mexicano Maya – se incrementó nuevamente durante este año. De esta forma, el diferencial relativo entre el crudo Maya y el WTI aumentó, al pasar de 10% en promedio para el año 2009 a 14% en 2010. En relación con la cesta OPEP, el diferencial pasó de 1,9% a 2,4% en 2010. Esta situación se debió en parte a la recuperación de la demanda petrolera en los EE.UU, a los inventarios que sirvieron como colchón para suplir crudos más livianos y al hecho que no requirieron crudos más pesados. Adicionalmente, hay que considerar que sólo 25% del consumo mundial se destina a la economía estadounidense, mientras que, 75% se dirige a regiones que utilizan monedas diferentes al dólar. Como es sabido la moneda de la cotización petrolera en todo el mundo es el dólar, entonces, al relacionar un índice de esta moneda14 con el precio de petróleo, se observó una elevada correlación (88%) desde el año 2001 (Ver Gráfico 15). Sin embargo, al calcular esta correlación para el período previo (desde 1986 hasta finales de 2000), ésta alcanzó apenas 8,9%. Hasta junio de este año se ha observado cierta debilidad del dólar frente otras monedas importantes para luego recuperarse nuevamente. Destaca que, esta debilidad no se trasladó a los precios de petróleo 14
8
Se relaciona el dólar con respecto a una cesta de las monedas más importantes.
debido en parte al sostenido incremento de la demanda petrolera en los EE.UU. En síntesis, vale recordar que en el comportamiento de los precios de petróleo, confluyen varios factores, tanto los vinculados con los mercados financieros como aquellos que están estrechamente relacionados con los fundamentos del mercado petrolero. Gráfico 15
Relación entre el precio de petróleo y el desarrollo de la moneda del US$ 150
150 Mayor Currency Index (Ene - 73=100)
140
130
WTI (USD/b)
110
120
90
110
70
100
50
90
30
80
10
Como se aprecia en el Gráfico 17, el precio de petróleo de la cesta venezolana, medido a precios constantes del año 2009, se ubicó en promedio para el año 2010 sólo US$ 5,5 por debajo uno de sus máximos valores históricos de los últimos cuarenta años (excluyendo el pico reciente del año 2008) alcanzado durante el año 1981. Resalta que, el promedio de las últimas cuatro décadas se ubica en US$/b 38,5.
Ene-86 Ene-87 Ene-88 Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10
130
de los crudos más pesados, lo que podría indicar que se exportan cada vez menos productos refinados con valores mayores que el crudo o que la calidad de los crudos venezolanos es cada vez menor y, por consiguiente, se exportan crudos más pesados. En este sentido, el crudo Maya tiene 23° Api lo que refleja la gravedad media de los crudos exportados en Venezuela en el año 2006.
Gráfico 17
Precio Petrolero de la Cesta Venezolana
Fuente: FED, Bloomberg y Cálculos Propios
US$/b
Gráfico 16
Diferencial relativo entre WTI y Cesta Venezolana 30% 2010
25%
2009 Promedio quinquenal
20% 15% 10% 5% 0% Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
-5% Fuente: Menpet y Cálculos Propios
La cesta de precios de petróleo venezolana mostró un diferencial de apenas 2% con respecto al crudo Mexicano Maya. Es decir, el valor de la cesta de exportaciones petroleras de Venezuela se acerca cada vez más al valor 9
100 Precio Nominal Precio real (US$ 2009)
90 80 70 60 50
Promedio 1970 - 2010: US$/b 38,5
40 30 20 10
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
0 1970
Con respecto al precio de la cesta petrolera venezolana, resulta importante destacar que, durante este año se ha registrado un menor incremento que el alcanzado por los demás de los marcadores (por ejemplo, el de la OPEP). En efecto, la cesta venezolana aumentó en promedio en 29,5% durante el año 2010 lo que incrementó nuevamente el diferencial relativo con otros marcadores. Como se puede observar en el Gráfico 16, este diferencial se ubicó casi todo el año por debajo del promedio histórico del último quinquenio.
Fuente: Menpet, Bureau of Labor Statistics y Cálculos Propios
3. SITUACIÓN DEL MERCADO PETROLERO NACIONAL Hay diferentes fuentes internacionales que compilan información sobre la producción total de hidrocarburos líquidos para Venezuela, la cual incluye el crudo de petróleo, los condensados de petróleo, el gas natural líquido, la Orimulsión y otros hidrocarburos. En el Gráfico 18 se muestran los niveles de producción petrolera totales reportadas por diferentes fuentes (BP, EIA y OPEP (ASB))15 las cuales coincidieron hasta el año 2005. Sin embargo, a partir del año 2006, las cifras de la OPEP en su ASB difieren de manera significativa en relación con los registros publicados por el resto de las agencias
15
La OPEP publica de manera mensual informes sobre el mercado petrolero utilizando fuentes de terceros para reportar la producción de crudos. En su informe estadístico anual utiliza la información suministrada por los gobiernos nacionales.
internacionales16. Debido a un ajuste reportado en las cifras oficiales para el año 2009 de 250 mbd, por encima de los recortes que muestran las demás fuentes, la diferencia entre estas cifras por primera vez durante el último quinquenio no creció. De esta manera, la diferencia entre lo que reportó la EIA y PDVSA se redujo 540 mbd. Gráfico 18
encontraban 9% de los taladros a nivel global activos17, permitiendo alcanzar un crecimiento en la participación de 2 puntos porcentuales. Los taladros utilizados en el área del gas se duplicaron en un año para alcanzar 8 (Ver Gráfico 19). En promedio hasta octubre, la cantidad de taladros alcanzó 60, es decir 3 taladros más que el registro de igual lapso del año 2009.
Producción petrolera en Venezuela
Gráfico 19
(mbd)
Taladros de petróleo y gas activos en Venezuela
3.600 120
3.400
Cifras oficiales BP OPEP ASB IEA EIA
3.200 3.000 2.800
100
Gas Petróleo
80 60
2.600 2.400
40
2.200 20 2009
0 Feb-95 Ago-95 Feb-96 Ago-96 Feb-97 Ago-97 Feb-98 Ago-98 Feb-99 Ago-99 Feb-00 Ago-00 Feb-01 Ago-01 Feb-02 Ago-02 Feb-03 Ago-03 Feb-04 Ago-04 Feb-05 Ago-05 Feb-06 Ago-06 Feb-07 Ago-07 Feb-08 Ago-08 Feb-09 Ago-09 Feb-10 Ago-10
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
2.000
Fuente: BP Annual Report 2009, OPEP ASB 2009, EIA, IEA Statistical Supplement for 2009, PODE y Informes Financieros de PDVSA
Según la información suministrada por la Agencia Internacional de Energía (IEA), la producción de crudos de petróleo de Venezuela alcanzó 2,21 mmbd en octubre de 2010, lo que resultó en 10 mbd por debajo del registro del año 2009. Esta reducción se podría explicar por los recortes acordados en el seno de la OPEP a finales de 2008, sin embargo, resalta que, el cumplimiento de los recortes llegó a sólo 50%. De este monto, 30 mbd se recortó en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). En promedio de lo que va de año la producción de crudos se incrementó en 76 mbd, de los cuales 45 mbd fueron de la FPO. Por su parte, la EIA reportó un nivel de producción de crudos de 2.100 mbd para octubre, la OPEP en su informe mensual la ubicó en 2.284 mbd y para Energy Intelligence Group alcanzó 2.500 mbd. De acuerdo con Hughes and Baker, durante este año la cantidad de taladros activos de petróleo se incrementó en 21, alcanzando un nivel de 74 taladros en octubre de este año, lo que significó un incremento de 40%. A nivel global la cantidad de taladros se incrementó en 11%, lo que resultó que en Venezuela durante el mes de octubre se
Fuente: Hughes y Baker
De acuerdo con las cifras publicadas por la EIA hasta el mes de julio, las exportaciones venezolanas tanto de crudos como productos refinados hacia los EE.UU. se redujeron por cuarto año consecutivo. En efecto, durante el año 2010 se enviaron en promedio 144 mbd menos, de los cuales 92 mbd fueron crudos y 52 mbd productos refinados. Por su parte, la participación de las importaciones de EE.UU. provenientes de Venezuela con respecto al total, bajó en los primeros siete meses del año en 100 puntos básicos, para alcanzar 8,4% (9,9% en la parte de crudos y 3,2% en productos refinados). Esto ocurrió en un entorno en donde los EEUU redujeron en promedio sus importaciones en 263 mbd. Resalta que, el máximo nivel histórico de las importaciones americanas provenientes desde Venezuela se registró en el año 1996 cuando alcanzó 17,6% (17% de crudos y 19,2% de productos). Por otro lado, al analizar la información suministrada por PDVSA en su informe financiero correspondiente al año 2009, se señala que a pesar que la importancia de la relación comercial de los EE.UU. para Venezuela sigue disminuyendo, este país continúa representando una parte significativa de las exportaciones 17
16
La diferencia entre las informaciones de la IEA con las demás fuentes de información se mantiene constante en el tiempo, al no reportar la producción de líquidos de gas natural. La correlación con las informaciones de BP es de 98%.
10
Según Hughes and Baker, la máxima cantidad de taladros activos en Venezuela se observó en mayo de 1997 con 119 (18,9%), mientras que el mínimo se alcanzó en abril del año 2002 con sólo 29 (5,3%) taladros activos, sin tomar en consideración los meses del paro petrolero del año 2002-2003.
petroleras, ya que se 49,5% de las exportaciones se dirigieron hacia los EEUU18. Es así como, durante el año 2009, se enviaron 1.328 mbd de petróleo hacia ese país, compuesto por 124 mbd de productos y 1.204 mbd de crudos.
Energética, los cuales tiene una larga tradición en Venezuela iniciada con el Acuerdo de San José de 1980. Este convenio, en conjunto con México, buscó garantizar el suministro de hidrocarburos a países de Centroamérica por parte de los países exportadores de hidrocarburos. Este tipo de financiamiento llegó a un valor máximo de 25% de la factura petrolera. Los acuerdos iniciados desde el año 2000, tratan de cambiar la ayuda a los países
La política del gobierno nacional de diversificar las exportaciones se reflejó en los convenios de Cooperación
Cuadro 2
Ventas a países con acuerdos de cooperación Años 2008 - 2009 (mb/d) Año 2009 Cuota PETROCARIBE
162 4 4 1 1 20 5 14 20 24 27 30 1 1 10
Antigua y Barbuda Belice Dominica Granada Guatemala Guyana 1/ Haití Honduras Jamaica 1/ Nicaragua República Dominicana San Cristobal y Nievis San Vicente y las Granadinas Surinam
Año 2008
Suministro Cumplimiento Cuota Suministro Cumplimiento 106 66% 162 85,5 53% 0,4 9% 4 0,5 11% 0,3 8% 4 0,5 13% 30% 1 40% 0,3 0,4 70% 1 80% 0,7 0,8 0% 20 0% 0 0,0 58% 5 75% 3 3,9 101% 14 61% 14,2 8,5 30% 20 17% 5,9 3,4 119% 24 103% 27,9 24,2 93% 27 57% 25,1 15,3 92% 30 91% 27,6 27,2 86% 1 86% 0,6 0,6 20% 1 20% 0,2 0,2 0 0% 10 0 0%
Año 2009 Cuota ACUERDO DE COOPERACION ENERGETICA DE CARACAS (A.C.E.C) 1/ Bolivia Paraguay Uruguay
Año 2008 Cuota
74 12 19 44
Suministro 35 4,2 8,8 22,0
Año 2009 Cuota CONVENIO INTEGRAL DE COOPERACIÓN (C.I.C) Argentina Cuba
127 35 92
Cuota
74 12 19 44
Suministro Cumplimiento Cuota 101 79% 127 8 23% 35 101% 92 93
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Cumplimiento Cuota Suministro Cumplimiento 0% 80 11 14% 0% 2 0 0% 0% 11 8 69% 0% 0% 1 0 0% 2% 12 0 0% 11% 7 1 0% 5 1 18% 0% 7 0 0% 0% 0% 7 0 0% 45% 4 2 0% 0% 25 0
Fuente: Información Financiera y Operacional PDVSA, Diciembre 2009
Estas exportaciones incluyen los envíos de 247 mbd a la refinería propiedad de
11
9 -1 0 9,9
Variación Suministro Suministro Cumplimiento 2009 117 92% -16 24 68% -16 101% 93 -0,3
Nota: 1/ Países Con codiciones de suministro y financiamiento del ALBA.
18
35% 46% 47% 28%
Año 2008
Suministro 80 2 11 1 12 7 5 7 7 4 25
26 5 9 12
Cumplimiento
Variación Suministro 2009
Año 2008
Año 2009 ACUERDO DE SAN JOSE (A.S.J) Barabados Costa Rica El Salvador Guatemala Haití Honduras Jamaica Nicaragua Panamá República Dominicana
47% 37% 47% 50%
Cuota Suministro
Variación Suministro 2009 20,7 -0,1 -0,2 -0,1 -0,1 0,0 -0,9 5,7 2,5 3,7 9,8 0,4 0,0 0,0 0,0
Venezuela en la isla de St. Croix en los EEUU.
Variación Suministro 2009 -11,2 0,0 -7,6 0,0 -0,2 -0,7 -0,9 0,0 0,0 -1,8 0,0
Cuadro 3
Comercio Petrolero (mb/d)
Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Promedio Febrero Septiembre 2009 Promedio Febrero Septiembre 2010 Variación 2010 - 2009
Exportaciones Petróleo Petróleo Crudo Crudo mejorado Productos Condensados 1.599 401 466 1.705 265 446 1.700 273 394 30 1.657 235 389 32 1.720 297 452 27 1.568 327 306 31 1.442 455 449 35 1.512 396 422 29 1.562 446 411 31 1.559 429 315 29 ND ND ND ND 1.530 404 362 ND 1.400 440 318 ND 1.618
450
442
1.510 -107
414 -36
369 -73
Fuente: Reuters
miembros de los diferentes convenios, lo cual ha hecho que el financiamiento alcance hasta un 50% de la factura petrolera en condiciones ventajosas con respecto a plazos y tasas de interés (Ver Cuadro 2). Cabe destacar que en el año 2009 no hubo suministro bajo el antiguo acuerdo de San José, mientras que, bajo el acuerdo de Petro-Caribe el suministro se incrementó en 21 mbd, lo que representó un cumplimento de las cuotas acordadas de 66%. Por su parte, los envíos bajo el Convenio Integral de Cooperación se redujeron en el caso Argentina, mientras que en el caso de Cuba sobrepasaron la cuota acordada (Ver Cuadro 2). Desde febrero del año 2009, el MPP de Energía y Petróleo difunde esporádicamente a través de Reuters la información sobre el volumen de exportaciones e importaciones según puerto. Se observó que, en promedio Venezuela exportó 1.510 mbd de crudos, más 414 mbd de crudo mejorado proveniente de la Faja del Orinoco así como 369 mbd de productos. En relación con el año pasado se apreció una reducción de 193 mbd compuesto por un
Importaciones NGL 30 1 4 3 3 15 1 3 3 ND ND ND
Volumen Total 2.495 2.417 2.398 2.317 2.499 2.235 2.397 2.360 2.453 2.335 ND 2.296 2.158
158 79 87 102 105 100 61 118 91 84 ND 93 ND
Con respecto al interno 2.512 91 consumo de productos 2.319 91 refinados en -193 0 Venezuela, de acuerdo con la información de los informes financieros de PDVSA, este se ubicó durante el año 2009 en 599 mbd, lo que significó un incremento de 3,3% con respecto al año 2008. Por tipo de productos, el consumo de gasolina de automotriz representó 48% del consumo total, el consumo de los gasóleos y destilados tuvo una participación de 25%, gas natural licuado de 14%, la de residuales 9% y el resto 4%. Resalta que, esta composición del consumo interno no varió significativamente con respecto al promedio histórico de la última década. En el Cuadro 4 se puede observar las Cuadro 4
Ventas en el mercado interno (mb/d) 2009 Productos Refinados Gasolina para automóviles Gasóleos y destilados Residual Resto productos refinados
2008
2007
2006
2005
518 290 152 54 22
499 287 148 34 30
482 274 137 41 30
465 257 133 45 30
428 240 121 40 27
81
81
82
83
78
Líquidos de Hidrocarburos
599
580
564
548
506
Gas Natural Mbpe
307
307
512
431
392
Total Liquidos y Gas Natural
906
887
1.076
979
898
631 607 570
583 576 521
Gas Natural Licuado
Fuente: Estado Financiero PDVSA 2009
Fuentes de Información Externas sobre el consumo de Hidrocarburos Líquidos EIA 750 740 691 BP 609 607 597 OPEP ASB 668 638 604 Fuentes: EIA, BP Annual Report 2009, OPEP Annual Statictical Bulletin 2009.
12
Productos
recorte de 143 mbd en los envíos de crudos y 73 mbd de productos. En adición, Venezuela importó en promedio 91 mbd de productos refinados para atender el mercado interno (Ver Cuadro 3).
cifras publicadas por otras instituciones y resultó que la diferencia en los últimos tres años se ubicó hasta en un máximo de 150 mbd.
con distintas velocidades según las regiones y su grado de desarrollo económico, pero a un ritmo de crecimiento, probablemente, por encima del promedio histórico de la última década (Ver Cuadro 6). Cuadro 5 Resumen de la generación eléctrica Por un lado, los países desarrollados mostraron Acumulado Agosto durante el año dificultades para 2010 2009 2009 2008 2007 2006 2005 2004 mantener la expectativa de un Energía generada bruta 76.892 81.918 124.823 119.353 114.538 111.478 105.171 97.490 crecimiento económico Térmica 27.123 26.028 38.860 32.512 31.375 29.879 27.939 27.416 estimulado Fuel Oil 7.194 6.305 10.179 6.383 7.241 8.258 7.715 7.007 sostenido, Gasoil 7.925 6.361 9.579 8.634 6.578 6.558 6.803 5.926 previamente por amplios Gas 12.004 13.361 19.102 17.495 17.556 15.063 13.421 14.483 fiscales y una Hidráulica 49.769 55.891 85.962 86.841 83.163 81.599 77.231 70.075 programas % Térmica 35% 32% 31% 27% 27% 27% 27% 28% política monetaria expansiva, % Gas sobre la Térmica 44% 51% 49% 54% 56% 50% 48% 53% debido a que comenzaron a Consumo (mbped) Fueloil 89,7 53,2 56,6 35,2 40,8 45,7 41,9 38,9 surgir los primeros problemas Gasoil 65,2 51,9 53,0 46,2 40,4 40,1 37,5 33,6 un elevado nivel de Hidrocarburos líquidos 154,9 105,1 109,6 81,5 81,1 85,8 79,5 72,5 de Gas 99,2 110,3 105,9 97,7 97,3 86,4 76,7 81,5 endeudamiento en algunos Notas: Energía: GWh; Consumo: mbped. países de la Zona del Euro. Fuente: OPSIS y Cálculos Propios Por otro lado, los países en desarrollo mostraron una recuperación económica mayor a La crisis en la generación de electricidad registrada, la esperada debido a un gran estímulo fiscal consecuencia especialmente, en el primer semestre del año resultó en de la crisis económica financiera global del año 2009. En un mayor uso de fuentes térmicas para la generación de este sentido, China mostró tasas de crecimiento por electricidad. Como se puede apreciar en el Cuadro 5 la encima de 10% durante el año 2010, estimulando a su vez participación térmica en la generación eléctrica fue la demanda petrolera global. relativamente estable hasta el año 2008 ubicándose en alrededor de 27%. Entre 48% y 56% de esta electricidad entre 2004 y 2009 fue generada a base de gas. Sin embargo, entre enero y agosto de este año, la participación térmica en la generación de electricidad se incrementó a 35% y, además, destacó el menor uso del gas. En consecuencia, el consumo de gasoil y fueloil se incrementó en los primeros ocho meses del año en casi 50 mbd, lo que representó un crecimiento de 47,4%.
4. PERSPECTIVAS PETROLERAS GLOBALES PARA EL AÑO 2011 El año 2010 ha sido un año de recuperación económica global,
Cuadro 6
Crecimiento Económico (Variación porcentual del PIB Real)
País / Región
1991-2000 2001-2010
Mundo Economías Avanzadas EEUU Japón Zona Euro Mayores Economías Avanzadas (G7) 1/ Otras Economías Avanzadas
3,2 2,8 3,4 1,2 2,2 2,6 4,4
3,6 1,6 1,7 0,7 1,1 1,3 3,3
Economias Emergentes y en Desarrollo Europa Central y Este África de la Sub-Sahara Países de Asia en Desarrollo China India Medio Oriente y África del Norte Amércia Latina y el Caribe Argentina Brasil Colombia Venezuela
3,9 2,3 2,3 7,4 10,5 5,6 3,8 3,3 4,3 2,6 2,8 2,2
6,2 3,8 5,7 8,5 10,5 7,4 4,8 3,4 4,4 3,7 4,0 3,4
Nota: (p): Proyecciones; 1/ Excluye países miembros del G7 y la Zona Euro Fuente: FMI: World Economic Outlook, Octubre 2010 y Cálculos Propios
13
Proyecciones 2011(p)2015(p) 2009 2010 (p) 2011 (p) 4,5 -0,6 4,8 4,2 2,5 -3,2 2,7 2,2 2,7 -2,6 2,6 2,3 1,8 -5,2 2,8 1,5 1,7 -4,1 1,7 1,5 2,3 -3,5 2,5 2,0 3,7 -1,2 5,4 3,7 6,6 3,8 5,6 8,5 9,5 8,2 4,9 4,1 3,2 4,1 4,5 1,1
2,5 -3,6 2,6 6,9 9,1 5,7 2,0 -1,7 0,9 -0,2 0,8 -3,3
7,1 3,7 5,0 9,4 10,5 9,7 4,1 5,7 7,5 7,5 4,7 -1,3
6,4 3,1 5,5 8,4 9,6 8,4 5,1 4,0 4,0 4,1 4,6 0,5
Cuadro 7
Balances de Petróleo - EIA, IEA y OPEP (mmb/d) 2007 2008 2009 2010 (p) 2011 (p) 2008
Variaciones 2009 2010 (p) 2011 (p)
Fuente EIA Demanda Demanda OCDE Estados Unidos Demanda No-OCDE China Oferta 1/ No OPEP No OPEP sin Antigua Union Soviética (FSU) FSU OPEP Condensados/GNL Crudo OPEP 3/ 3/ OPEP Participación OPEP (%) Cambio en los Inventarios Demanda de crudo OPEP e Inventarios
85,8 49,1 20,7 36,7 7,6 84,4 49,0 36,4 12,6 4,5 30,9 35,4 42,0 -1,4 32,3
85,5 47,6 19,5 37,9 7,9 85,4 49,7 37,1 12,5 4,5 31,3 35,7 41,8 -0,1 31,3
84,3 45,4 18,8 38,9 8,3 84,3 50,5 37,6 12,9 4,8 29,1 33,9 40,2 0,0 29,1
86,3 45,7 19,0 40,7 9,1 86,3 51,5 38,3 13,2 5,4 29,4 34,9 40,4 0,0 29,4
87,8 45,7 19,2 42,1 9,6 87,3 51,2 38,0 13,2 6,1 29,9 36,1 41,3 -0,5 30,4
-0,4 -1,6 -1,2 1,2 0,3 1,0 0,7 0,8 -0,1 -0,1 0,4 0,3 -0,1
-1,1 -2,1 -0,7 1,0 0,5 -1,0 0,8 0,4 0,4 0,3 -2,2 -1,9 -1,7
2,0 0,3 0,3 1,7 0,7 2,0 1,0 0,8 0,3 0,7 0,3 1,0 0,2
1,4 0,0 0,1 1,4 0,5 1,0 -0,3 -0,3 0,0 0,7 0,5 1,2 0,9
-1,0
-2,3
0,3
1,0
Fuente IEA Demanda Demanda OCDE América del Norte Demanda No-OCDE China Oferta 1/ No OPEP No OPEP sin Antigua Union Soviética (FSU) /2 FSU OPEP Condensados/GNL Crudo OPEP 3/ 3/ OPEP Participación OPEP (%) Cambio en Inventarios Demanda de crudo OPEP e Inventarios
86,5 49,2 25,5 37,3 7,6 86,5 50,9 38,1 12,8 4,3 30,3 34,6 40,0 -0,2 31,3
86,3 47,6 24,2 38,7 7,9 86,3 50,8 38,0 12,8 4,4 31,2 35,6 41,3 0,3 31,1
84,9 45,4 23,3 39,5 8,4 84,9 51,7 38,4 13,3 4,6 28,6 33,2 39,1 0,0 28,6
87,3 45,9 23,8 41,4 9,2 87,3 52,6 39,0 13,6 5,1 29,6 34,7 39,7
88,5 45,6 23,8 42,9 9,6 88,5 53,4 39,6 13,8 5,8 29,3 35,1 39,7
-0,2 -1,6 -1,3 1,4 0,3 -0,2 -0,1 -0,1 0,0 0,1 0,9 1,0 1,3
-1,4 -2,2 -0,9 0,8 0,5 -1,4 0,9 0,4 0,5 0,2 -2,6 -2,4 -2,1
2,4 0,5 0,5 1,9 0,8 2,4 0,9 0,6 0,3 0,5 1,0 1,5 0,6
1,2 -0,3 0,0 1,5 0,4 1,2 0,8 0,6 0,2 0,7 -0,3 0,4 -0,1
29,6
29,3
-0,2
-2,5
1,0
-0,3
Fuente OPEP Demanda Demanda OCDE America del Norte Demanda No-OCDE China Oferta 1/ No OPEP No OPEP sin Antigua Union Soviética (FSU) FSU OPEP Condensados/GNL Crudo OPEP OPEP Participación OPEP (%) Cambio en Inventarios Demanda de crudo OPEP e Inventarios
86,4 49,3 25,5 37,1 7,6 86,3 50,4 37,9 12,5 3,9 32,0 35,9 41,6 -1,8 32,1
85,9 47,6 24,2 38,3 8,0 85,8 50,3 37,7 12,6 4,1 31,4 35,5 41,4 -0,2 31,5
84,5 45,5 23,3 39,0 8,3 84,4 51,1 38,1 13,0 4,3 29,0 33,3 39,5 -0,3 29,1
85,8 45,7 23,7 40,1 8,8 85,8 52,2 39,0 13,2 4,8 28,8 33,6 39,2
86,9 45,8 23,9 41,1 9,2 86,9 52,5 39,1 13,4 5,2 29,2 34,4 39,6
-0,5 -1,7 -1,3 1,2 0,4 -0,5 -0,1 -0,2 0,1 0,2 -0,6 -0,4 -0,2
-1,4 -2,1 -0,9 0,7 0,3 -1,4 0,8 0,4 0,4 0,2 -2,4 -2,2 -1,9
1,3 0,2 0,4 1,1 0,5 1,4 1,1 0,9 0,2 0,5 -0,2 0,3 -0,3
1,1 0,1 0,2 1,0 0,4 1,1 0,3 0,1 0,2 0,4 0,4 0,8 0,4
28,8
29,2
-0,6
-2,4
-0,3
0,4
Notas: 1/ Incluye en promedio 1,7 mmb/d de ganacias de procesamiento así como bio combustibles.
año 2011 de 4,2%, nuevamente por encima del promedio de la última década y ligeramente por debajo de las previsiones para el próximo quinquenio (Ver Cuadro 6). Para el desarrollo del mercado petrolero sería importante destacar las regiones con el mayor crecimiento en la demanda petrolera. En este sentido, los países en desarrollo mostrarán tasas de crecimiento económico casi tres veces por encima de las economías avanzadas. En este grupo destacan, nuevamente, los países asiáticos liderados por China (+9,6%) e India (+8,4) y, además, resaltan los países del Medio Oriente y África del Norte al mostrar tasas de crecimiento de 5,1% (Promedio 2001 – 2010: 4,8%). Entre los países de América Latina destacan Brasil (+4,1) y Colombia (+4,6), ambos países con planes de expansión en su producción petrolera a corto plazo.
El efecto del desarrollo económico previsto para el año 2011 en este mercado (p): Proyectado se traduciría en un nuevo Fuentes: EIA's Short Term Energy Outlook, septiembre 2010, IEA's Oil Market Report, septiembre 2010, OPEP's Monthly Oil Market Report de septiembre 2010 y Cálculos Propios incremento de la demanda Según las previsiones del Fondo Monetario Internacional petrolera global. Como se puede ver en el Cuadro 7, (FMI) en su informe de octubre, la economía global según informaciones de tres instituciones que suministran mostrará una expansión en su actividad económica en el información petrolera, el incremento previsto podría 2/ FSU: Armenia, Azerbaijan, Belarus, Stonia, Georgia, Kazakhstan, Kyrgystan, Latvia; Lithuania, Moldovia; Russia, Takjikistan, Turkmenistan, Ukraine, y Uzbekistan. 3/ IEA y OPEP no proyectan la producción de crudo de la OPEP.
14
ubicarse entre 1,1 mmbd según las previsiones de la OPEP hasta 1,4 mmbd según la EIA. Este crecimiento se concentrará de nuevo en los países No OCDE que explicarán la totalidad del mismo y en el caso de la IEA se prevé, además, una nueva contracción en el consumo de los países OCDE, lo que significaría que la demanda de los países en desarrollo crecería en 1,5 mmbd. China incrementará su consumo de petróleo entre 400 mbd y 500 mbd, lo que representaría un tercio del aumento total. Para el Medio Oriente, la IEA prevé un incremento de su consumo de 400 mbd (EIA: 320 mbd), lo que podría afectar su capacidad de exportación si la OPEP no permite incrementos de la oferta en esta región. En el hemisferio oeste destacan Brasil con un aumento en su consumo de 130 mbd según la EIA y la expansión de 120 mbd en los EE.UU. para alcanzar nuevamente un nivel de casi 20 mmbd o 22% del consumo global.
como una reducción de los inventarios en 500 mbd. En todos los casos resultaría que se mantiene una capacidad ociosa holgada para el año 2012. En materia de precios, la EIA reporta en su informe del mes de noviembre la proyección de corto plazo del precio promedio del crudo marcador WTI, ubicándolo en US$/b 82,6 para el último trimestre del año 2010 (promedio hasta el 24 de noviembre: US$/b 82,9), lo que resultaría en un promedio para el año de US$/b 78,9, esto es un aumento de 28% con respecto al año 2009. Para el año 2011, se prevé un aumento promedio en la cotización del crudo marcador WTI de 8% ó US$/b 6,3 en relación con el nivel registrado en el año 2010. En cuanto a las perspectivas recientemente publicadas (Ver Cuadro 8), se aprecia un rango relativamente estrecho entre US$/b 80 y US$/b 90, con un promedio de US$/b 84,4. Cuadro 8
En cuanto a la oferta petrolera global, las Fecha de la proyección perspectivas para el año Morgan Stanley 15/11/2010 2011 varían en esta Barclays PLC 12/11/2010 Commerzbank 12/11/2010 ocasión solo levemente Deutsche Bank 12/11/2010 entre las tres EIA 09/11/2010 JP Morgan Chase & Co 08/11/2010 instituciones aquí UniCredit Market & Invest 04/11/2010 reportadas (EIA, IEA, Danske Bank A/S 27/10/2010 Prestige Economics LLC 24/10/2010 OPEP) al prever que se National Australia Bank Ltd. 19/10/2010 incremente en alrededor Wells Fargo Secirities LLC 18/10/2010 BNP Paribas 08/10/2010 de 1 mmbd. Con respecto Macquarie Capital USA Inc 07/10/2010 al proveedor de la oferta Promedio hay una amplia diferencia Mediana Mínimo entre las instituciones Máximo que va desde una Fuente: Bloomberg, EIA STEO Noviembre 2010 contracción de 300 mbd en el caso de la No OPEP (EIA) hasta una nueva expansión significativa de 800 mbd según la IEA. Por su parte, la oferta de la OPEP de otros líquidos de hidrocarburos, que no forman parte del sistema de cuotas, se incrementará entre 400 mbd (OPEP) y 700 mbd (EIA, IEA). Como resultado la nueva oferta de crudos de la OPEP se mantendrá nuevamente restringida. En este sentido, la demanda de crudos de OPEP y/o las variaciones de inventarios según la IEA, se reducirán en 300 mbd. En el caso de la OPEP se requeriría un incremento de 400 mbd, mientras que, la EIA prevé tanto un aumento en la oferta de crudos OPEP de 500 mbd 15
Proyecciones de los Precios de Petróleo NYMEX IV Trim 2010 I Trim 2011 II Trim 2011 III Trim 2011 IV Trim 2011 2011 77,9 81,8 81,8 81,8 81,8 81,8 78,0 81,0 83,0 86,0 91,0 85,3 86,0 84,0 79,0 81,0 84,0 82,0 80,0 80,0 75,0 80,0 85,0 80,0 82,6 83,0 84,7 86,0 87,0 85,2 86,0 88,0 88,0 90,0 93,0 89,8 83,0 82,0 85,0 85,0 88,0 85,0 81,0 83,0 86,0 89,0 91,0 87,3 83,0 87,0 85,0 86,0 78,0 81,0 82,0 83,0 85,0 82,8 77,5 80,0 82,0 81,0 85,0 82,0 85,0 81,0 83,0 87,0 93,0 86,0 82,0 79,0 80,0 85,0 86,0 82,5 81,5 82,0 77,5 86,0
82,4 81,8 79,0 88,0
82,7 83,0 75,0 88,0
84,6 85,0 80,0 90,0
87,5 86,5 81,8 93,0
84,3 85,0 80,0 89,8
5. PERSPECTIVAS PETROLERAS DE VENEZUELA En lo que va del año 2010, se constituyeron varias empresas mixtas en la FPO luego de las asignaciones de bloques durante el año 2009. Se espera que a partir de los años 2012 – 2013 comience la primera producción de estos proyectos con la llamada producción temprana. Esta producción sería de crudos extra pesados que se pueden diluir con crudos más livianos a residuales para obtener crudo pesado, el cual podría ser procesado en refinerías existentes fuera de Venezuela. Con respecto a los nuevos proyectos se prevé que se cumpla con el plan de
inversión, ya que Venezuela obtuvo un préstamo importante por China que será, en parte, destinado a obras de infraestructura en el área de la FPO. Por su parte, Eni anunció recientemente un proyecto de ampliación en las instalaciones de la refinería del mejorador de Jose, Estado Anzoátegui. En este sentido, no se espera una expansión significativa en la producción de crudos para el año 2011 debido a que la actual producción de la FPO se encuentra en 180 mbd por debajo de su máximo alcanzado en el primer semestre del año 2006, por lo que se podría esperar cierto incremento de esta oferta más no uno muy significativo. En adición, se espera que las inversiones sean suficientes para mantener el nivel de producción actual y se evite una mayor declinación de los pozos existentes. Mientras que, por el lado de la OPEP, no se prevé una restricción por nuevos acuerdos en el sistema de cuotas. Con respecto al precio de la cesta venezolana se estima que se mantendrá el diferencial relativo19 con respecto al precio WTI en alrededor de 12% para el año 2011. Con base en las últimas proyecciones de la EIA (para el mes de noviembre) se prevé un precio promedio para la cesta venezolana 24% por encima del nivel del año 2009, para ubicarse en US$/b 70,7 en 2010. Para el año 2011, se espera que los precios se incrementen paulatinamente con respecto al nivel actual para alcanzar un promedio de US$/b 76,9, equivalente a un aumento de 8,8%. (Ver Gráfico 20). Gráfico 20
Producción de Crudos de Petróleo (mbd) 3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
Producción Cuota OPEP
IV11
IV10
IV09
IV08
IV07
IV06
IV05
IV04
IV03
IV02
IV01
IV00
IV99
IV98
IV97
IV96
IV95
IV94
IV93
IV92
IV91
IV90
1.000
Fuente: Bloomberg, OPEP y Cálculos Propios
19
En los últimos 12 meses este diferencial varió entre 41% y -1%.
16
NORMATIVA LEGAL APROBADA EN EL AMBITO ECONOMICO Y SECTORIAL MES DE SEPTIEMBRE 2010 GACETA OFICIAL N°
FECHA
39.506
09/09/2010
SUMARIO Resolución mediante la cual se fija en todo el territorio nacional el precio de venta de los rubros que en ella se especifican.
39.508
13/09/2010
Resolución por la cual se dictan las «Normas Relativas a la Protección de los Usuarios de los Servicios Financieros».
39.514
21/09/2010
Resolución mediante la cual se fija en todo el territorio nacional el Precio Mínimo del Algodón en Rama pagado al Productor
39.520
29/09/2010
Resolución por la cual se dictan las "Normas relativas a la atención y adecuación de las instalaciones para las personas con discapacidad, de la tercera edad y mujeres embarazadas".
Fuente: Gacetas Oficiales de la República Bolivariana de Venezuela
Este boletín ha sido elaborado en la Gerencia de Investigación Económica del Mercantil C.A., (Banco Universal), coordinada por: Francisco Vivancos Cabello. Equipo de Investigadores: Inés Fasanaro, Andreas Faust, Gema Murillo, Carmen J. Noguera, Leonardo Vera. Las opiniones aquí expresadas son responsabilidad de los autores y no reflejan necesariamente los puntos de vista de la institución. Edificio Mercantil, Av. Andrés Bello, N° 1-Apartado Postal N°789 - Caracas 1010A. Venezuela. Deposito Legal: 79-0092. Vol 32. N° 09.
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INDICADORES ECONOMICOS SECTOR EXTERNO Volumen Promedio de Producción de Crudos (miles de barriles) Precio West Texas Intermediate (WTI) (US$/b) Precio Cesta Venezolana (US$/b) Precio OPEP (US$/b) Exportaciones No Tradicionales (MM de US$) Importaciones 1/ (MM de US$) Reservas Internacionales Brutas (MM de US$) Tipo de Cambio Preferencial de Cierre (Bs./US$) Tipo de Cambio Petrolero de Cierre (Bs./US$) SECTOR REAL Indice de Volumen de Ventas Al por Mayor Al por Menor Venta de Vehículos Automotores Partes, Piezas y Accesorios de Vehículos Automotores Combustibles para Vehículos Automotores Almacenes no Especializados con Surtido Compuesto, principalmente de Alimentos, Bebidas y Tabaco Otros Productos en Almacenes no Especializados Alimentos, Bebidas y Tabaco en Almacenes Especializados Productos Farmacéuticos y Medicinales,Cosméticos y Artículos de Tocador Productos Textiles, Prendas de Vestir,Calzado y Artículos de Cuero Aparatos, Artículos y Equipos de uso Doméstico Artículos de Ferretería, Pinturas y Productos de Vidrio Otros Productos en Almacenes Especializados Indice de Volumen de la Industria Manufacturera Privada AGREGADOS MONETARIOS Liquidez Monetaria (M2) Circulante (M1) Base Monetaria Reservas Internacionales Netas Agencia de Tesorería Nacional Neta PDVSA Otros Sector Público Neto Sector Financiero Instrumentos de Crédito Emitidos por el BCV Capital y Otras Cuentas Netas OPERACIONES DE MERCADO ABIERTO Colocaciones de Repos Colocaciones de CD Colocaciones Repos+CD (Prom. Semanal) Compra de DPN con Pacto Reventa (Prom. Semanal) Saldos en Circulación Repos Saldos en Circulación CD Rendimiento Efect. Prom. Repos (%) Rendimiento Efect. Prom. CD (%) BANCOS COMERCIALES Y UNIVERSALES Cartera de Crédito Inversiones Depósitos Totales Depósitos a la Vista Depósitos de Ahorro Depósitos a Plazo TASAS DE INTERES Overnight (Min - Max) Overnight (Promedio) Activa Promedio (6 principales Bancos) Plazo 90 Días Promedio (6 principales Bancos) Libor Promedio 90 Días GOBIERNO CENTRAL2/ Ingresos Ordinarios Ingresos Ordinarios Petroleros Impuesto sobre la Renta Regalía Dividendos Ingresos Ordinarios No Petroleros Seniat Neto Gasolina y Derivados Otros Egresos Ordinarios Superávit y/o Déficit Financiero Colocación Efectiva Bonos DPN+Letras Endeudamiento Neto Bonos DPN Endeudamiento Neto Letras del Tesoro Rendimiento Efectivo Promedio Ponderado Bonos DPN 60-360 Días 361-1080 Días 1081-1800 Días 1801-2520 Días 2521-3240 Días 3241-5760 Días Rendimiento Promedio Ponderado Letras del Tesoro 60-80 Días 81-110 Días 111-150 Días 151-180 Días 181-269 Días INDICE DE PRECIOS (CARACAS) Consumidor Alimentos y Bebidas no Alcohólicas Bebidas Alcohólicas y Tabacos Vestido y Calzado Alquiler de Vivienda Servicios de la Vivienda excepto Teléfono Equipamiento del Hogar Salud Transporte Comunicaciones Esparcimiento y Cultura Servicio de Educación Restaurantes y Hoteles Bienes y Servicios Diversos Núcleo Inflacionario 3/ Producción Manufacturera Privada Al Mayor Nacional Importado Insumos Construcción al Mayor MERCADO LABORAL Tasa de Desempleo Tasa de Actividad Ocupación Formal Ocupación Sector Público
18
2007
2008
2009
Jun-10
Jul-10
Ago-10
Sep-10
Oct-10
2.195 76,1 67,3 72,4 200 2.942 27.389 2,60 4,30
2.200 77,0 68,9 74,3 150 2.998 28.234 2,60 4,30
2.190 75,2 68,0 74,4 221 3.075 28.618 2,60 4,30
2.200 81,9 74,3 79,8
171,6 131,9 198,3 75,4 144,6 167,4
174,1 136,6 199,2 80,1 163,7 169,5
238,1 260,6 174,8 176,8 183,4 201,9 279,5 303,7 309,6 316,6 379,3 379,6 77,3 82,3 99,3 100,0 111,7 109,7 Millones de Bolívares 247.467 257.084 174.680 180.929 98.761 */ 107.264 **/
2.413 72,2 64,6 69,1 16.964 41.911 33.477
2.353 99,9 86,4 94,4 5.426 45.128 42.299
2.181 61,7 56,9 60,7 2.380 36.908 35.000 2,15 2,15
2,15
2,15
196,0 140,5 233,2 245,3 142,1 116,3
216,6 143,3 265,7 189,8 171,7 128,9
2.180 75,4 66,7 72,9 189 2.602 27.970 2,60 4,30 Indice 1997 = 100 192,6 160,4 122,1 121,0 239,8 186,9 127,4 79,0 149,5 132,6 180,7 159,4
312,4 105,6 229,6 302,4 327,2 433,5 97,7 83,5 123,9
337,0 159,1 248,7 401,7 490,8 608,1 107,2 85,8 125,6
324,2 247,7 217,4 409,3 394,4 490,7 99,8 90,0 110,7
153.225 98.069 64.177 70.524 (13.879) (1.181) (10.132) 2 (12.663) 13.989
194.275 124.036 83.787 89.048 (9.474) (351) 2.624 161 (23.041) 17.477
235.401 155.269 98.903 74.544 (3.488) (6.091) 919 3 (7.563) 38.354
27.531 281.332 5.940 101 12.613 7,70 9,79
795 179.520 3.468 586 22.715 6,50 12,34
12.190 168.813 3.481 461 2.653 7.584 6,27 8,97
102.542 47.192 141.969 88.210 35.289 18.469
101.171 59.049 175.984 106.763 45.777 23.444 Porcentaje Anual 0,01-56,0 10,15 22,77 16,55 2,79
139.067 59.445 184.977 115.498 47.996 21.483
0,1-121,0 7,74 16,77 10,89 5,26 141.333 71.569 19.945 46.093 5.532 69.764 60.451 704 8.609 126.462,1 14.871 10.548 2.365 (1.245)
11,86 7,55 7,45
8,98
166.098 82.432 17.834 60.298 4.300 83.666 73.168 1.174 9.324 174.132,8 (8.034) 4.053 (5.790) (90)
15,52 16,58
11,52
0,01-38,0 9,30 20,61 15,57 0,65 151.525 53.231 12.944 35.987 4.300 98.295 80.011 756 17.527 187.134,6 (35.609) 28.301 14.557 2.314 9,84 12,59 12,62 11,87 8,48
10,39 9,69 11,12
Variación % Dic-Dic 22,5 31,9 30,9 46,7 78,1 28,3 19,1 18,8 5,7 7,0 1,8 5,5 22,2 34,7 28,3 26,9 17,7 29,9 (5,8) 7,3 16,9 25,1 7,3 28,5 42,8 49,6 24,7 37,8 28,3 33,8 14,9 25,2 17,2 32,4 18,0 36,7 14,6 17,1 15,2 23,3 Porcentaje Segundo Semestre 7,5 6,9 65,0 65,2 56,0 56,6 17,1 18,1
Millones de Bolívares 2.798 3.600 7.998 6.433 2.841 2.389 665 872 2.764 3.204 9.552 9.318 6,0 6,1 6,4 6,3 Millones de Bolívares 140.039 150.307 60.189 81.855 191.394 218.575 130.689 151.607 47.641 53.755 13.064 13.213 0,2-8,3 0,2-3,5 1,69 2,16 17,65 17,73 14,55 14,95 0,53 0,45 Millones de Bolívares 12.818 10.410 4.377 2.524 727 574 3.522 1.107 8.441 7.886 8.441 7.886
Var % Acumulada (0,9)% 9,9 % 7,7 % 7,8 % (3,5)% 18,1% (17,0)% 20,9%
Var % 12 Meses (0,9)% 8,5 % 7,4 % 10,5 % (3,5)% (6,2)% (10,9)% 20,9%
174,6 143,0 195,8 79,9 150,2 167,0
(30,3)% 18,7 % (42,0)% (30,5)% (0,5)% (42,1)%
(5,3)% 13,4 % (12,3)% (14,8)% 2,6 % 10,1 %
246,7 175,6 208,0 307,6 332,8 408,9 82,8 102,1 117,0
237,0 164,6 195,6 294,1 360,3 308,2 92,6 110,6 118,1
(43,5)% (54,2)% (3,6)% (23,1)% (55,9)% (60,6)% 2,3 % (31,6)% 28,5 %
(19,8)% (24,2)% (9,5)% (30,2)% (4,6)% (30,8)% (13,4)% 20,0 % 3,2 %
258.811 183.150 104.679 ***/
261.116 184.583 107.505 ****/
11,4% 20,4% 1,7%
19,6% 36,5% 18,7%
134,1 % (62,5)% (35,8)% 52,6 % 6,6 % (13,3)% 32,2 13,8
63,2 % 61,0 % 112,9 % 13,3 % 89,8 % (24,3)% 14,9 (17,5)
15,2 % 41,7 % 21,8 % 37,6 % 13,3 % (43,5)%
8,0 % 3,7 % 11,1 % 33,0 % 18,0 % (67,5)%
70 (124) 5 4
625 (265) 16 1 (5,3)% (70,0)% 17,9 % (87,4)%
3.118 6.525 2.192 998 3.284 7.887 6,3 6,4 155.058 80.291 221.043 154.109 53.399 13.534 Porcentaje 0,1-10,0 2,59 17,97 14,58 0,30
2.481 6.669 2.080 798 2.829 8.876 6,0 6,2 156.211 ****/ 85.500 ****/ 222.576 ****/ 154.748 ****/ 54.081 ****/ 13.747 ****/
29.033 2,60 4,30
262.338 186.885 100.567 *****/
2.910 4.887 2.052 839 2.725 6.572 6,4 6,3 160.167 ******/ 84.209 ******/ 225.376 ******/ 158.876 ******/ 54.359 ******/ 12.140 ******/
0,5-20,0 10,09 17,43 14,77 0,29
0,1-18,0 12,83 17,70 15,05 0,29
12.923 6.103 783 4.501 182 6.819 6.819
17.243 7.376 856 3.585 1.508 9.867 9.867
11.973 1.697 1.059 522 10.276 10.276
2,3 % (16,8)% (23,8)% 0,6 % (60,7)% 14,3 % 54,5 %
47,1 % 48,5 %
14.040 (1.222) 6.370 4.300 220
20.259 (9.850) 5.356 4.096 (338)
18.520 (5.597) 3.329 1.943 (714)
14.379 2.864 4.505 2.309 (910)
14.091 (2.118) 3.061 1.981 (135)
(18,4)% (38,9)% 63,2% 89,1% (26,2)%
(26,2)% (67,2)% 81,2% 176,2% (228,7)%
14,49 15,77 18,01 16,04 16,81
14,19 16,11 18,98
15,95 18,47
16,32 18,40
16,99 18,46
(1.388) 1.699 1.846
(1.289) 743 956
7,95
8,43
8,58
8,88
8,30
(144)
(141)
8,49
8,53
8,55
8,61
26,9 20,4 47,7 22,1 16,1 3,9 39,2 34,3 30,5 9,4 26,9 29,4 33,6 50,7 34,6 26,5 24,8 22,2 35,7 18,7
2,0 2,3 4,4 1,8 1,6 (0,3) 5,0 1,2 1,3 0,2 1,6 0,7 1,8 2,0 2,6 1,3 2,4 2,4 2,1 2,7
1,6 0,9 3,1 1,2 0,9 (0,1) 0,7 2,5 1,1 0,3 3,0 2,8 3,2 3,0 2,1 0,8 1,3 1,2 2,0 1,0
1,3 (0,1) 1,7 2,3 0,8 1,0 1,0 1,2 0,9 1,0 2,4 11,9 1,7 1,7 1,7 0,9 0,7 0,7 0,8 0,6
7,5 65,0 56,0 19,7
8,4 64,8 56,0 18,9
8,7 64,5 55,0 18,9
1,4 0,9 4,5 0,1 0,0 1,6 1,4 1,7 2,0 0,7 1,6 0,0 1,8 2,7 1,7 0,7 0,9 1,0 0,6 0,6 Porcentaje 9,6 65,1 56,6 19,4
8,4 65,5 56,4 19,5
(1.018) (1.067) 1,5 1,9 2,4 1,8 1,0 (0,2) 0,9 1,6 1,4 0,1 0,4 0,8 1,3 2,1 1,6 0,8 0,7 0,8 0,4 0,3
23,7% 30,1 % 39,3 % 14,7 % 9,7 % 4,7 % 26,2 % 22,3 % 24,1 % 6,0 % 24,3 % 23,9 % 25,5 % 25,3 % 24,2 % 19,3 % 21,9 % 23,3 % 16,6 % 17,4% 177 (76) 123 4
(984) 27,6 34,4 45,1 19,8 13,7 4,9 30,2 25,5 26,8 7,9 27,4 23,9 30,6 32,2 29,0 22,3 24,0 25,5 18,2 19,1
% % % % % % % % % % % % % % % % % % % %
(7) 14 1 26
Nota: */ Cifras al 25/06/10, **/ Cifras al 30/07/10, ***/ Cifras al 27/08/10, ****/ Cifras al 24/09/10, *****/ Cifras al 29/10/10, ******/ Cifras al 15/10/10 1/ Las cifras de Comercio Exterior son del Instituto Nacional de Estadística. Las importaciones no incluyen las del sector petrolero. 2/ Cifras suministradas por Oficina Nacional del Tesoro y Banco Central de Venezuela. 3/ Nucleo Inflacionario: Excluye del cálculo del IPC aquellos bienes sujetos a factores estacionales y de control de precios. Fuente: Ministerio de Finanzas, Banco Central de Venezuela, Reuters, Instituto Nacional de Estadística, Bloomberg y Cálculos Propios
Indicadores Económicos Precio Petrolero (US$/bl)
Tasas de Interés. Seis Principales Bancos %
147
147
27
Activa Depósitos a 90 días
Venezuela WTI
126
27
126
24
24
105
21
21
84
84
18
18
63
63
15
15
42
42
12
12
21
21
9
Millones de US$ ENT
48.000
FEM Reservas Internacionales
Importaciones
2.500
4.900 Importaciones ENT
3.300
24.000
1.300
2.500
16.000
16.000
900
1.700
8.000
500
900
0
100
100
Spread Soberanos. Diferenciales EMBI+
Var. % t/t-12
0
300
300
-4
0
-8
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
Oct-05
0
Mar-10
600
Sep-10
0 600
Sep-09
4
900 Mar-09
4
1.200
Sep-08
8
Mar-08
8
Sep-07
1.500
900
12
Mar-07
12
Sep-06
1.800
Mar-06
Venezuela México Colombia Brasil
Sep-05
1.800
1.200
Sep-10
Energía Consumida Sist. Interconectado Nac.
Puntos Básicos
1.500
Mar-10
Sep-09
Mar-09
Sep-08
4.100
Mar-08
Sep-05
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
Oct-05
0
Sep-07
1.700
24.000
Mar-07
2.100
32.000
Sep-06
40.000
32.000
Mar-06
40.000
8.000
-4 -8
-12
-12
Agregados Monetarios
Venta de Vehículos
Var. % t/t-12
Unidades
108
108
M2 BM
54.000
54.000 Nacional
90
45.000
72
72
36.000
36.000
54
54
27.000
27.000
36
36
18.000
18.000
18
18
9.000
9.000
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
0 Oct-06
0 Abr-06
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
0 Oct-05
0
45.000
Importados
Oct-05
90
19
Oct-10
Exportaciones No Tradicionales (ENT) e Importaciones (MMUS$)
Reservas Internacionales y FEM 48.000
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
Oct-05
9
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
Oct-05
105
Notas: t/t-12: Variación del mes con respecto al mismo mes del año anterior. EMBI+: Emerging Market Bond Index, registra el retorno total de ganancias en precio y flujos por intereses, producto de la negociación de instrumentos de deuda externa de mercados emergentes. Fuente: BCV, Reuters, Bloomberg, INE, MEM, Cavenez, FMI, OPSIS y Cálculos Propios
Indicadores Económicos Banca Comercial y Universal
Operaciones de Mercado Abierto. Repos+CD+Compra con Pacto de Reventa. Millones de Bs. 60.000
12.000
Inyección Absorción Efecto Neto
45.000
8.000
30.000
66 63
150.000
60
120.000 4.000
15.000
57 90.000
0 Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
0 Oct-05
-15.000
Indice de Intermediación %
Créditos, Inversiones Bs. Constantes a Precios de Dic-2007 Inversiones en Títulos 180.000 Cartera de Créditos Indice de Intermediación
54 60.000
51
-4.000
30.000
48
-8.000
0
45
1/
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
-12.000
Oct-06
-60.000
Abr-06
-45.000
Oct-05
-30.000
Gobierno Central
Endeudamiento Interno Neto
Bs. Constantes a Precios de Dic-2007
Millones de Bs. 7.500
7.500
30.000
30.000 Ingresos Ordinarios
6.000
6.000
25.000
4.500
4.500
20.000
20.000
3.000
3.000
15.000
15.000
1.500
1.500
10.000
10.000 5.000
Stock Deuda Pública Interna
Ago-10
Feb-10
Ago-09
Feb-09
Ago-08
Feb-08
Ago-07
-3.000
Feb-07
0
Ago-06
0
Feb-06
-3.000
-1.500
5.000
Ago-05
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
-1.500
0 Oct-05
0
25.000
Gastos Ordinarios
Inflación (Caracas)
Bonos DPN y Letras del Tesoro
% (t/t-1)
Millones de Bs.
Millones de US$
91.600 Millones de Bs.
81.800
24.600
6
6 Var % INPC Octubre 2010: 1,5%
IPC IPM
22.800
5
72.000
21.000
4
4
62.200
19.200 3
3
52.400
17.400
42.600
15.600
2
2
32.800
13.800
1
1
23.000
12.000
0
0
5
Mercado de Trabajo % y Millones de Personas
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
-1
Oct-05
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Abr-09
Oct-08
Abr-08
Oct-07
Abr-07
Oct-06
Abr-06
Oct-05
MM de US$
-1
Sector Real y Externo Millones de Personas
%
14,5
7,0
Ocupación Formal Tasa de Desempleo
Var. %
13,0
6,4
PIB Total
11,5
5,8
PIB Petrolero
10,0
5,2
8,5
2008
2009
IIIT10
8,2%
4,8%
-3,3%
-4,0%
-4,2%
2,5%
-7,2%
-2,1%
4,0
(Millones de US$)
5,5
3,4
Balanza Comercial
22.979
45.656
19.153
5.523
Cuenta Corriente
18.098
37.392
8.561
2.571
-22.153
-24.820
-14.040
-1.882
-5.742
9.275
-10.262
-221
Sep-10
4,4%
7,0 Mar-10
-8,2%
Sep-09
-3,3%
Mar-09
25,3%
Sep-08
Inversión
Mar-08
-2,1%
4,6
Sep-07
-0,2%
-3,2%
Mar-07
-2,0%
7,1%
Sep-06
5,1%
18,7%
Mar-06
9,6%
Consumo Privado
Sep-05
PIB No Petrolero
2007
Cuenta Capital Balanza de Pagos
Notas: t/t-1: Variación del mes con respecto al mes anterior, 1/ El endeudamiento interno neto se calcula como la diferencia entre las colocaciones efectivas y los vencimientos de Bonos DPN y Letras del Tesoro. Fuente: BCV, Balances de Publicación de Instituciones Financieras, INE y Cálculos Propios
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