What are Shadow Prices?

What are Shadow Prices?

The eternal dichotomy that exists between market prices and sale prices

Marxist analysis accepts the value of commodities for the value contained in them, and in the exchange between those who obtain extraordinary profits and those who lose their profits as well as the total distributed among the participants will be equal to the sum of the labor socially incorporated into them. the same in its entirety. If we accept this principle, a way to measure the individual value is through the integral analysis of all the goods that are exchanged at their market value including consumer and intermediate goods and in their terms of trade when determining their prices in competition. The value of each commodity generated in the market is determined by the payment to the factors of production (labor and capital) imposed on the government, profits of entrepreneurs, restitution to the environment and replacement of assets.

Given that market prices are not a valid indicator of the social value of goods or resources, due to the existence of market imperfections, taxes, public goods or externalities, Shadow Prices should be calculated instead. However, its estimation is unusual due to the calculation difficulties involved. In the absence of representativeness of market prices will be necessary to calculate prices that work in perfect competition. The Shadow Price of a good is defined as the price that said good would reach in a perfectly competitive market.

It is accepted that shadow prices are implicit in the exchanges that should be made to maximize a particular objective function (or to minimize a cost function), also when we explore a series of combined production possibilities (the maximum of Y for each quantity of X). that occurs). The models of mathematical programming and matrix algebra can help to calculate the shadow prices, of the goods in perfect competition, respecting the principle of marginal analysis that shows the irrecoverable social loss generated by the imperfect markets. Unlike the market prices that are evaluated from the investor's interest, the shadow prices are determined according to the cost-benefit analysis of the company that allows determining the convenience in the realization of plans and projects to the Nation. These prices are also known as social prices.

The opening of internal markets to the world market impacts the calculation of domestic prices in competition. It is expected that the goods acquired in the international markets are representative of the value of the goods in perfect competition, since upon being marketed, the plaintiffs have greater selection options. The establishment of prices of currencies generally below their real value, controls on imports, taxes imposed on market operations of goods that intervene in international trade and goods produced in the country with internal inputs, generate strong distortions in the market and away from domestic prices of the real value of goods and services.

Goods that have the possibility of being imported or exported in competitive markets, considering the indicated distortions, generate less difficulty to identify their prices in perfect competition (marginal cost = demand), however, those that are sold in the domestic markets keep hidden your account prices. The opportunities offered by international trade to a country are the basis for calculating the economic value of both its domestic production and the productive factors of the national economy. In a market open to international competition, merchandise can be negotiated under conditions of efficiency where the CIF values (cost of the product plus insurance and freight costs to the port of destination) and FOB (cost of the product in the port of origin before paying) the insurance and freight charges to the port of destination) become the competitive prices necessary for the adoption of decisions concerning the national activity.

The Shadow Prices system must distinguish two types of prices, the efficiency prices that are calculated on the basis that any additional unit of consumption is as valuable as any additional unit of investment and that the marginal utility of an additional unit of consumption it does not vary with the income level of your receiver. The second group is represented by social prices where the consequences on the distribution of income implied by the use or production of goods and services are incorporated. In a backward economy, goods can be classified as fully commercialized, those that are not commercialized, those that are partially commercialized that combine characteristics of one or another group, and those potentially commercialized that are protected by the government from international competition.

The domestic market presents different pricing modalities: The basic prices established at the point of production in which transactions are valued excluding indirect taxes and marketing and transportation costs. Producer Prices that include indirect taxes at producer level. User Prices as a result of the valuation of the transactions at the point of delivery that include indirect taxes and marketing and transportation margins. Non-traded goods, whose efficiency price is unknown, can be calculated through the marginal cost of production of all the inputs valued at account prices necessary to produce it.

For the calculation procedure, double-input input-output matrices are used, through the semi-input-output (SIO) method. With the input-output analysis, the adjustment of market prices is made with the interrelations between the different productive sectors. Market prices depend on the prices of all the inputs that are used in the production process and that at the same time will be outputs of the rest of the sectors, and even of themselves, since they are related to each other.

The empirical applications of the SIO method have been made in backward economies financed by organizations interested in economic development such as the Inter-American Development Bank (IDB), concerned about the profitability of their investment projects. The logic of the calculation model of the Shadow Price lies in the assumption that the economic value of a good produced can be found by adding the cost of all inputs, intermediate and primary, that have been used to obtain it. In turn, the cost of intermediate inputs, since they are the result of a previous production process, can also be decomposed into intermediate and primary input costs. The decomposition can be done as many times as necessary until, finally, the production cost of a good is expressed only in terms of the primary inputs used, both directly and indirectly.

Guillermo Souto

Notes on Fair Value in Accounting

Notes on Fair Value in Accounting

The International Accounting Standard, identified with number 13, defines Fair Value as the price that is received in an orderly transaction between market participants on the measurement date due to the sale of an asset or the transfer of a liability. Two assumptions apply to it: that the transaction takes place in the corresponding main market or in the most advantageous market for the asset or liability, and that the parties involved act in their best economic interest. The Fair Value evaluation is done with the help of adequate procedures that have sufficient data. Among them, we can mention the market focus, the cost approach and the income approach. The parameters used in the calculation of fair value can be classified hierarchically as follows:

• The first level parameters are the prices for identical assets or liabilities (market prices).

• The second level input parameters refer to directly or indirectly detectable prices for identical or very similar assets or liabilities (comparative values).

• The third level input parameters are the prices of assets or liabilities that can not be observed (estimates).

The norm indicate that companies are obliged to provide all information about the resulting Fair Value. It should be clarified what evaluation procedures and what input parameters were used, as well as presenting basic information about the assessed value of the asset or liability. Additionally, the impact of the valuations must be explained on the basis of the third level input parameters, that is, of the supposed benefits or losses. The Fair Value aims to assign greater objectivity, transparency and relevance to the information in the annual balance sheets. Since it is a commercial evaluation criterion, it does not incur fiscal consequences for companies. Its greatest advantage is relevance, resulting in the timely evaluation of active and passive values.

Historical data such as acquisition and production costs, which would otherwise serve as an indicator, do not enjoy such current information content. For current and future lenders and partners, fair values represent the best way to evaluate the chances of an investment's success. On the other hand, Fair Value serves as a basis to classify future cash flows. As a criterion of commercial evaluation, fair value plays an important role in both the initial and final assessment. Therefore, it is decisive when acquiring an asset or a liability, as well as when calculating it regularly in later stages, as long as there are losses or decisive gains that require it.

For the following assets and liabilities, Fair Value is an essential measurement requirement:

• All assets that are part of an asset plan (retirement pensions).

• Pension provisions, as long as their amount depends on fair value and is above the minimum guaranteed value.

• Assets, liabilities, accruals and special items that are connected to subsidiary companies - the exceptions are provisions and deferred taxes.

• The assets, liabilities, accruals and special items resulting from the investment in foreign companies (limited to the acquisition price). Here the exceptions are also provisions and deferred taxes.

As mentioned, there are three procedures for determining Fair Value. While the market approach aims at the reference market and can be included in the measurement of the fair value of the first and second level input parameters, the cost approach and the capital approach (income approach) are calculated on the basis of the third level evaluation criteria.

1) Market approach: Is a market-oriented calculation procedure. Here we can distinguish between the direct use of current market prices and the use of analogies to determine fair value. In the first case, the market price serves as a guide to calculate the fair value. The only condition that exists is that the market is active and complies with the following three points:

• The assets traded must be, to a large extent, homogeneous (independently of any spatial reference or market participants).

• As a general rule, it is always possible to find interested buyers and sellers.

• The prices of the goods or services exchanged are available to the public. In the second case there is no specific market price for the asset to be classified, which is why the fair value is determined on the basis of affordable assets.

For this purpose, the comparison values are modified, for example, through discounts or reloads. It also allows the use of multipliers that are coupled to sales or profits. Thanks to its traceability, the market approach is the preferred one when calculating Fair Value. However, its application is difficult if you do not have enough data, either because you do not know the specific market price nor the comparable values.

2) Capital approach (income approach): The capital approach, also known as the net present value method, is based on all the relevant cash flows (cash flows) with a risk interest rate until the valuation date. The Fair Value is determined using the values for the amount and duration of the payment flows. Some of the procedures are:

• Immediate cash flow method: the value is determined by the sum of future income that can be associated to each asset. This is done directly in the form of cash flow or cash.

• Royalty method: with this method the Fair Value is calculated on the basis of future royalties that will be paid to a third party for an asset. To this end, the royalty rate for sales is multiplied.

• Residual value method: the idea is that any residual income is assigned to the assets to be valued. For this purpose it is necessary to deduct the cash flows (tangible and intangible) of all other assets in the total revenues.

3) Cost approach: It brings together two approaches to determine Fair Value: the reproduction cost method and the substitution method. The first establishes the fair value of all the expenses necessary to replicate the asset in the event that identical resources and measures are used. The substitution is also aimed at the costs involved in the replication of an asset (with the same benefits), although, unlike the cost of reproduction method, the latter includes current resources and methods. Among the costs included in the evaluation are direct costs, such as cash flows, general and opportunity, such as the company's salaries. If the value object has been previously evaluated, the incurred loss of the economic value must be determined and deducted when calculating the final value. The strengths of the cost approach are the traceability and the verifiability of the valuation criteria, although for many items of intangible value, the replication process is hardly feasible. Another problem is the fact that the potential of future income is not shown.

Guillermo Souto

Predictions on Economy

Predictions on Economy

In economy, the problem of decision-making is always raised, that is, the choice of an option between different alternatives. When making a decision it is very important to have a vision of what is going to happen in the future: taking a decision requires considering all those alterations that may occur during the relevant time horizon for the subject in question. No decision should be made without considering the future evolution of all those events that condition it. In recent years a great emphasis has been placed on improving the decision-making process and this is where the idea of prediction comes in.

Origin

Predicting is a complex task, since it involves calculating some future event, in general, as a result of a rational analysis or a study of existing data. The aim of this document is to summarize the most important aspects that denote the most used prediction techniques in the area of economy and business.

In a broad sense we can say that the object of economic science is the study of the way in which economic agents make their decisions and the analysis of the consequences that result from the adoption of such decisions. Both in the economy of the company and in the macroeconomic field, the problem of decision-making is posed, that is, the choice of an option between different alternatives. Each option will result in a different result that can be measured in terms of utility, cost, benefit, or any other magnitude, depending on the problem being considered. However, the concrete result obtained will depend on situations that may occur outside the sphere of influence of the decision maker.

When making a decision it is very important to have a vision of what is going to happen in the future: taking a decision requires considering all those alterations that may occur during the relevant time horizon for the subject in question. In good logic, a decision should not be made without considering the future evolution of all those events that condition it. In recent years a great emphasis has been placed on improving the decision-making process and this is where the idea of prediction comes in.

When decisions are made, the decision maker is, in general, in an environment of uncertainty regarding the events that may occur in the future. The problem faced by the decision maker is to choose between alternative decisions, taking into account the usefulness of their decisions before each of the possible events. These events are facts, usually located in the future, or that the decision maker does not know. In any case, the decision maker will be able to achieve better results if to some extent he manages to reduce the uncertainty about future events, or that the decision maker does not know.

Prediction techniques are aimed, precisely, at reducing uncertainty about the future and, therefore, reducing the risk when making decisions. When predicting, it is a matter of calculating some future event, in general, as a result of a rational analysis or a study of existing data. For prediction to be useful in the planning process.

The field of application of the prediction is very broad in the area of the economy, and the following examples can be considered:

1. Predictions on macroeconomic variables such as GDP, inflation, current and investment spending, and others matters.

2. Predictions on the expected profitability in the international securities and merchandise markets.

3. Predictions on the behavior and economic results of companies.

There are different types of predictions depending on what is predicted and what approaches will require and different techniques will require, for example:

1. Predicting the effects of an event: In this case, we know that an event will occur in the future with certainty, and we want to determine what its effects will be. For example, to know who will win the next elections, or what effects will a law that will be promulgated soon or what will be the future sales of a new brand that comes to market, etc. The problem that arises is that the event can be unique, but with multiple effects or consequences, so the best possible approach is to search or generate the largest amount of relevant data.

2. Predicting the time an event occurs: This kind of predictions is questioned when, and if, a certain event is going to occur, that is, when the next elections will be or when the economy will recover, or when the competitors of a company will produce a new product at the time of the recovery of the economy market. In some of these examples, there was a sequence of similar events in the past, for example, the dates of the elections. In this case, observing the pattern of times between events, one could predict when the next one will occur. However, the usual way of working is to look for leading indicators, which are events that can happen before we are trying to predict. This approach is widely used to predict points of change in the evolution of the economy. For example, before launching a product on the market it can be seen that a company has reserved a lot of television advertising time.

3. Prediction of time series: A time series is a set of observations collected at regular intervals of time. For example, the hourly temperatures, the daily prices of shares at the close of the stock exchange, the monthly unemployment rate or the annual National Income, that is, if we are at time T and we want to predict what will happen to a variable at time T + 1. By definition this is the most complex type of prediction to perform, since it must involve the construction of a mathematical model that explains the behavior of the variable and is capable of predicting its quantification in the future.

Limitations on predictions

Most of the criticisms made to predictions (unexpected developments, predicted events that never happen, large prediction errors, errors in the moment, intensity of predicted changes, etc.) are well founded. However, it is necessary to understand or know how to interpret the predictions.

A necessary prerequisite to be able to predict, by whatever method, is that there is a pattern of behavior in the phenomenon we are studying. If a pattern of behavior does not exist, it is not possible to predict with a certain degree of precision, although, sometimes, subjective opinions can be given based on similar past situations.

In economics the predictability of a phenomenon varies from being almost nil (daily price of an action) to being excellent (Seasonal patterns based mainly on climatological reasons). The problem is that in economics, patterns and relationships are mixed with random components and can change unpredictably over time. Generally, changes in patterns or relationships are due to: i) Randomness of human behavior; and ii) Ability of people to influence the future with their own actions.

Factors of influence on predictability

When extracting the pattern of behavior followed in the past and being able to make conjectures about the future, a very important point is the amount of information that we have. For example, focusing on the time series, let us first consider a time series consisting of daily observations about the time of sunrise for fifty years. The problem would be to predict what time the sun will rise tomorrow. With a series of data of this type, it is very easy to make this prediction. It is true that, instead of using the observations of the past, prediction can also be made based on knowledge of the laws about the movement of the stars.

In any case and this is what we want to emphasize here, in a phenomenon of this type from the observation of the past, a good forecast can be made of what the future will be. Why does this happen? Simply because the series contains a lot of information being the past values of great utility to predict the future.

The choice of the prediction method to be used in a given situation entails finding a technique that satisfactorily answers the questions posed. The "best" prediction method is not always the most "accurate". The prediction method that should be used is one that covers our needs with the least cost and inconvenience. The professional should try to build simple models, easy to understand and, therefore, to explain. An elaborate model can generate more accurate predictions, but it can be very expensive and difficult to implement. The principle of parsimony tells us that when choosing between prediction models, if everything else is the same, we have to choose the simplest one.

Sometimes we just need very crude predictions, in other cases, accuracy is essential. In some applications the accuracy can be very expensive, for example; an imprecise prediction of an economic indicator can lead to the US Federal Reserve, to raise interest rates wrongly with all the consequences that this would have. On the other hand, increasing accuracy tends to increase the costs of both data acquisition, as well as of personnel or the use of data processing technology. If a small loss of precision is not very important, and the cost goes down substantially, we may prefer the simpler, less precise model, than the complexes that have been held over the last fifty years.

On the other hand, the greater the prediction horizon the greater the possibility of change in patterns or relationships because the behavior or attitudes of people can change. For example, fundamental changes in the environment may occur, for example, technological changes.

The short-term predictions are predictions for a period of less than three months, so there are two aspects to consider. On the one hand, changes in economic patterns and relationships can occur and actually occur. But due to the great inertia that most economic phenomena present, when a relationship changes, the result of this change is not immediate. This concept of inertia is very important in the economic field. For example, has taken almost a year since the so-called "oil crisis" for Western economies to enter recession. Due to this inertia and delays in the response, the current state of many variables is a good predictor of its value in the near future. That is, short-term established patterns can be extrapolated with a certain degree of precision.

Mid-term forecasts are those that cover the period from three months to two years and, in general, are derived from long-term predictions, or are constructed by accumulating short-term predictions. These predictions are usually not very accurate and, in general, it is often difficult to predict the points of change in business cycles, nor are recessions or periods of expansion. But these predictions are also necessary to make decisions about budgets or allocation of resources, therefore, planners must accept their limitations to predict recessions and booms in the economy and develop flexible plans that are capable of adjusting to cyclical changes.

The long-term predictions are those that cover a period of two years or more. The conclusions that are collected in the literature on the accuracy of these predictions are generally pessimistic; since in the long term there are many behaviors of variables directly or indirectly related to the fact that it tries to predict or simply generate new variables whose effect could not be estimated at the initial moment. In summary, long-term predictions tend to be imprecise, but they are necessary for strategic and budgetary planning. Therefore, all problems created by the uncertainty of these predictions should be studied and not ignored.

Guillermo Souto

The Price of Natural Gas

In the global exchange and in the local wholesale markets, the price of most of the natural gas is established through regional businesses, or through contracts indexed to competitive fuels (mainly oil). Another way used is regulation by government authorities. Whatever the price formation mechanism may be, its importance will be paramount in the next 30 years. Certain trends of change in the natural gas business have already begun to appear. Among them, one can mention its globalization, vertical integration (which is erasing the limits of roles in the supply chain and changing its structure), the consolidation of regional sales, the convergence between natural gas and electric power, the need of investments in infrastructure, the liberalization of markets and the maturation of local industries; In short, all these factors will affect the price formation environment.

Since natural gas became a market good with an economic value, it has attracted producers, consumers, governments and stakeholders in general. However, the price of gas has not appeared on the news as many times as the price of oil, since for many countries it has been less important than oil.

Unlike oil, natural gas has substitutes in most of its applications and these have balanced the fluctuation of its price. It has always been a topic of regional interest - not global - and the reserves of this energy were more widely distributed, which did not encourage geopolitical problems. But in recent years, these differences between natural gas and oil have become less evident, because the former increased its share in the global energy matrix, its prices rose and became more volatile. In addition, liquefied natural gas (LNG) allowed to unite intercontinental markets, with the consequent increase in its export capacity.

Thus, there is an understanding of natural gas as a commodity product and the determination of its price according to the totality of its market, with the use of a forward market or spot price modality. Natural gas prices in North America, Europe and Asian countries have been monitored closely, and are generally known references. In the case of countries belonging to the OECD (Organization for Economic Cooperation and Development), these represented the largest consumers of natural gas, so the institutions responsible for leading the search for energy options were always located there, sponsored for their governments and companies. While prices in the OECD area are driven by the market, and therefore are susceptible to economic theories and models, in the rest of the world gas prices show important exceptions, for example for political reasons, that they make them difficult to predict.

During 2007, the use of natural gas dispersed equitably among the OECD countries and since then its consumption has grown at slower rates than those that are taking place in countries that do not belong to this organization. In addition, many of these other countries are becoming key players that determine the supply of gas in world markets and only forecast that their presence will continue to grow, so that their decisions on the price will be strongly felt in the OECD. Russia is a clear example of this trend. Studies of their natural gas balances conclude that Russian natural gas will increase its participation significantly and that, therefore, they should be made big investments to avoid shortages. This situation provokes discussions about the adequacy of investment budgets. Most Russian natural gas is consumed internally and if this variable can be contained through price increases, investments would be more than sufficient. Long-term estimates of the change in the price of gas against demand change according to each country and each period of time. If the achievement of a consensus on the volatility of the price of natural gas in OECD countries is difficult, it is even more difficult to achieve it in other countries.

In competitive markets, with many sellers and many buyers, prices are governed by supply and demand, balancing. But some changes in the environment of these markets can cause an increase or decrease in the price, without responding to the logic of stability. Given the new characteristics of commodity that LNG has taken, added to the characteristics of the markets and national industries, their prices do not necessarily accommodate themselves under competitive conditions. Some markets have been liberalized, but others remain regulated. There are factors of short, medium and long term that influence in diverse ways directly on the prices.

There are many examples in which the peaks of natural gas demand led to spikes in their price, which could occur due to changes in climate, legal regulations or policies. A raw winter or a summer of unusual heat will shake the normal demand, causing a rapid increase in price. This type of medium / short term factor could be observed when hurricanes Katrina and Rita hit the United States and resulted in a 13% drop in natural gas production and a consequent increase in its price by 26%. As an example of the long-term factors, the results of the exploration for new reserves and the discoveries that increase the volumes of available gas, which lower their price according to the regions, can be taken.

There are also other factors that affect demand, such as economic growth, which brings with it an improvement in the quality of life of the population and that requires an increase in energy intensity and in the structure of the market (as new suppliers , new companies and changes in the networks). In OECD countries, a large part of the supply does not accommodate supply and demand. In Continental Europe and in the developed part of Asia there is a small number of importers and wholesalers who have been negotiating with a small group of exporting countries, represented by their national oil companies.

In Europe this structure is breaking down, as there are new entrants: traditional LNG sellers decrease and new suppliers await their entry through long-distance pipelines. Outside the OECD, there are many countries that consume natural gas, which fix their prices through methods that are not always transparent. Political and social considerations are probably the culprits of this system. Regulators aim to fix prices without affecting the competitiveness of industrial consumers, overloading residential consumers and causing potential political unrest. This criterion is ambiguous, because it reflects that consumers have grown accustomed to preferences over objective thresholds.

There are different ways in the world to form the prices of natural gas, influenced by economic and political issues specific to each country. In this sense, the following existing main mechanisms can be enumerated:

• Gas gas competition

• Oil price escalation

• Bilateral monopoly

• Netback value

• Regulation based on the cost of the service

• Regulation based on political or social issues

• Regulation below cost

A comparative analysis with the mechanisms scenario presented since 2005 offers conclusions about its variations over time. Not only did the share of gas increase by gas, but price allocations below cost also increased, as a result of national regulations in the face of increases in consumption. In general, the markets that use the mechanism related to the escalation of the price of crude, present the biggest drops in their global presence. Globally, since 2007, a third of natural gas sold and purchased regulated its pricing mechanism through the gas-for-gas competition system.

The mechanism based on regulation through social or political issues decreased, mainly due to changes in Brazil and Argentina. It is commonly accepted that the gas gas competition: means that the price of natural gas is the result of the interaction of supply and demand and its variation of certain periods (daily, weekly or monthly, by seasons or by annual periods). The exchange takes place in physical centers, such as Henry Hub or NBP and is supported by future developed markets and by the online exchange of commodities.

This does not mean that oil prices do not play a determining role in the price of natural gas, since key groups of consumers of natural gas can switch between petroleum products or natural gas, or coal and natural gas, according to the economic convenience. However, the connection of this market with the prices of different fuels, contrary to the contractual one, does not remain stable over time nor prevents gas prices from moving outside their boundaries for long periods of time.

The prices of natural gas, scaled by the price of oil, identifies the dominant mechanism in Continental Europe and Asia. Thus, the price of natural gas is bound in a contractual manner, usually through base prices and adjustment clauses, to one or more of the competitive fuels. In Europe it is normally related to fuel oil and in Asia it is related to crude oil. Adjustment clauses state that if a value of the adjustment fuel changes, the price of natural gas will change proportionally, depending on the factor that has been modified. Of course, this does not mean that prices remain unrelated to demand.

Regarding bilateral monopolies, this modality occurs when the dominant price mechanisms are based on agreements between countries. This was the case of the "Eastern Bloc", which included the former Soviet Union, Eastern and Central Europe. The price of gas Natural was set for a period of time, usually a year, and negotiations took place only at the political level. Consumers paid part of the cost through the realization of projects, such as the improvement of gas pipelines. This type of bilateral arrangements can still be seen in undeveloped countries where a strong supplier stands out, for example, national oil companies, which faces one or a few dominant buyers.

The Netback valuation includes the price that arises from the final price of the product, less the cost of manufacturing the product (including a profit margin), less the cost of transporting natural gas from the deposit to the point of consumption. The payment received by the seller depends on the final price offered by the buyer on the product. A typical example of the application of this mechanism is the price offered to the seller of natural gas by the electricity sector, which depends on the final price given to the energy product offered (thus the price of natural gas depends on the price of electricity). This is also common in the case of the sale of natural gas for the production of chemicals, such as ammonium.

Property of Crude Oil and Natural Gas in Venezuela

Property of the Crude Oil and Natural Gas according to the Current Venezuelan Legislation 

 

(Brief analysis about who is the legal owner and administrator of crude oil and natural gas)

Venezuela has one of the largest reserves of crude oil and natural gas in the Western Hemisphere, and it is interesting to know that in legal and regulatory terms the conception or denomination of property over hydrocarbons resources, has changed conceptually since the 19th century and until today. In that sense, the conception and economic regulation of the ownership and administration of hydrocarbons, has historically been materialized through an approximate number of nineteen (19) legislations. These regulations can be discriminated in three (3) large normative groups:

I) General regulations on oil activities:

Hydrocarbon laws of the years: 1920, 1921, 1922, 1925, 1928, 1935, 1938 and 1943.

II) Regulations on the regime of ownership and exploitation of hydrocarbons:

Law on Property Affected by Reversal in Hydrocarbons Concessions (1971)

Law that Reserves the State the Gas Industry (1973)

Law that reserves to the State the Exploitation of the Internal Market of Products Derived from Hydrocarbons (1973)

Organic Law that reserves to the State the Hydrocarbons Industry (1975)

III) Specific regulations on the ownership, exploitation and commercialization of hydrocarbons and derived products:

Law of Opening of the Internal Market of Gasoline (1998)

Organic Law of Gaseous Hydrocarbons and its Regulation (1999 and 2000)

Organic Hydrocarbons Law (2001 and 2006)

Law on Migration of Mixed Companies (2007)

Organic Law of Reorganization of the Internal Market of Liquid Fuels (2008)

Organic Law that reserves to the State Goods and Services Related to the Primary Activities of Hydrocarbons (2009)

The fact that in this great number of regulations and regulations, as well as in the constitutional texts of the years 1864, 1881, 1961 and 1999, has tended to use, in alternate, random or indistinct, the terms "Republic", "Nation" and "State", to define and assign the regime of ownership and administration of hydrocarbons; this, even when such terms have appreciable differences in their meaning and connotation.

In this sense, it is interesting to review the conditions or historical aspects that have originated and that gravitate in this conceptual mix or variability, since an aspect as relevant as the ownership of hydrocarbons in our country, becomes a matter of national interest; any time that any inaccuracy in it, in my opinion, could create problems for the regulator or administrator in the execution and development of public energy policies (for example: how to adequately safeguard the rights and interests of the Nation, in the granting of permits or licenses for the exploration and exploitation of oil and gaseous hydrocarbons, to private national companies or to large multinational companies in the oil and natural gas sector).

The economic and legal regulation of the ownership and administration of hydrocarbon resources (as primary energy sources) has different complexities, edges, approaches or limitations, and if such quality is indicated, referred or assigned to the State, the Nation, or the Republic; the matter can complicate the effective management of these hydrocarbon resources. While it is true that such terms (Republic, State and Nation) are intimately linked, and it is commonly accepted that such terms seem synonymous, it is also true that their connotations and administrative, economic, legal, sociological and formal derivations; are very different.

Historical and conceptual variation of the ownership and administration of hydrocarbons

In our country, the first historical act of a legal nature, to define the nomination of hydrocarbons property to the Republic, was due to the Liberator Simon Bolivar, in 1829 issuing the "Decree on Conservation and Ownership of Mines" . However, based on this fact, discrimination, ownership and administration of energy resources has had a lot of variability and inaccuracy when altering the Republic, the State, the States of the Union and the Nation.

It should be noted that the aforementioned Decree of the Liberator, defining the denomination and allocation of ownership of the mines and hydrocarbon resources for the Republic, was one of the notorious facts regarding sovereignty and defense of our natural resources, which resulted in the consecution of the war of Independence against Spain. Remember that the independence struggle, apart from the achievement of freedom and self-determination, implied the replacement of a monarchical system of government (the Spanish Crown), by a republican regime of elective, popular participation and with division of powers, as it truly constitutes the definition of Republic.

It is important to note that the Liberator Simon Bolivar, in 1828, on the occasion of the issuance of the "Organic Decree" of August 27, 1828, which he called "Fundamental Law" (a kind of first Republican Constitution), offered some notions Initial, but very important and fundamental for the country on the connotation, differentiation and social and political meaning of the terms: Nation, Republic and State.

It is worth mentioning that such legislation was promoted by for the notorious political failure generated in the so-called "Convention of Ocaña", unsuccessful attempt to try to reform the so-called "Constitution of Cucuta", to try to put order and refound the Republic (the Great Colombia). In this context, the Liberator said: "... After a detained and mature deliberation, I have resolved to take charge, as I am doing today, of the Supreme Power of the Republic, which I will exercise with the denominations of Liberator-President, who they have given the laws and public suffrages." Furthermore, in this text the definition of the Republic can be seen for the first time, as the instance that brings together and materializes the practical exercise of the supreme powers, generated, originated and granted through the popular vote.

Additionally, the aforementioned legislation also refers to the Nation, when it states: "... the national vote has been pronounced unanimously in all the Provinces, whose minutes have already reached this capital, and which they make up the great majority of the Nation". Regarding this, it is clear the distinction of the origin that identifies the nation, as the entity that is composed and represented by all citizens or inhabitants of the country.”

In addition, the same legislation of the Liberator, contains an important reference on the State, when mentioning: "... that the People in this situation, using the essential rights that are always reserved to free themselves from the ravages of anarchy and to provide possible to its conservation and future prosperity, has entrusted me with the Supreme Judiciary to consolidate the unity of the State, restore internal peace and make the reforms deemed necessary." From this, it follows that this body (State) is concerned fundamentally to the way of organizing and exercising public power, to administer and efficiently order the relations between the government, the citizens and the resources of the country; all this in order to the social, political and economic well-being of the country or nation.

Based on the foregoing, which can be inferred or considered that in our country the genesis of the concepts of Republic, Nation and State, were originated by Simón Bolívar, and making a basic revision of sociology and politics, you can appreciate the relationship and distinction between the mentioned terms. Thus, "Nation": consists of the human, historical foundation and essential subject of constituent power, representing the group of citizens who in the same territory embody sovereignty and exercise their political rights, recognizing their origin and pursuing the same destiny .

On the other hand, "State" is conceived as the technical, legal and political organization that composes and regulates the relationship between population, territory and government; for the attainment of the general welfare. And as for "Republic", its conception is identified with a form of government opposed to monarchy and autarky, fundamentally defined by the division of powers, which discriminates and / or assigns the State based on a legal framework, elective, representative and responsible; with the supreme goal of achieving the Nation's welfare.

Review briefly how the definition or allocation of ownership and administration of hydrocarbons in Venezuela has varied temporally or historically

a) In the year 1855, the Code of Mines, stipulated that the ownership of the mines corresponded originally to the State, that is, not to the Republic, as established by Simón Bolivar in the Decree of the year 1829.

b) After the Federal War (1859 - 1863) and the issuance of the new Constitution of the year 1864, a new change was originated since ownership of natural resources (including mines) was transferred to the States of the Union , which until then belonged to the State. As a well-known fact, this regulation implied that the first oil concessions were granted by the governments of the provinces.

c) In the year 1881 another variation is generated, since the new Constitution reformed the principle of mining property by establishing a dual system, in which the ownership of the mines was recognized to the States of the Union, but assigning its fiscal administration to the Federal government; that is, the State. The latter was obliged to proportionally redistribute the income or tax benefits generated among all the States of the Union. It should be noted that this distributive system gave rise to the current constitutional system (through which the central government is obliged to distribute annual budgetary resources to the states or provinces, in proportion to the population density of each entity).

d) Many years later, another variation in the designation of ownership over such resources was generated, since the country's first hydrocarbons law (issued in 1920), separated mining and oil activities, and enshrined the power of the State to directly exploit the hydrocarbons (which could cede its exploitation to any legal and operationally relevant instance). But there is a notorious fact, since said Law did not expressly establish that ownership of the hydrocarbons corresponded to the State; that is to say, that in theory it could only develop the exploitation of the resources (process of extraction to surface of the existing oil in deposits).

e) A salient fact occurred with the regulation of the ownership of crude oil in the Hydrocarbons Law of 1943, since it clearly defined and formalized the distinction between Nation (assigning it as the owner of the hydrocarbon resource) and the Federal Executive (as administrator delegated thereof).

f) The Constitution of 1961, ratified and established in a direct and concise manner that the Nation owned the property of the mines and hydrocarbons. Additionally, he said that the State should attend to the defense and conservation of the natural resources of its territory (as administrator thereof), and the exploitation of hydrocarbon resources should at all times privilege fundamentally the collective benefit of Venezuelans (which historically it has been denominated "the sowing of petroleum").

g) The previous condition was ratified in 1971 through the issuance of the so-called Law of Affected Goods to Reversal in Hydrocarbons Concessions, which ratified the character of the Nation, as the owner of the hydrocarbons.

h) Continuing with the variation in the determination of ownership, the legislation that marked the nationalization of the hydrocarbons industry during 1975 (Organic Law that reserves to the State the Industry and Trade of Hydrocarbons), assigned the ownership of the hydrocarbon resources to the State, (not the Nation) and introduced the figure of the National Executive, as administrator of these resources, interpreting this denomination as referring to the role assigned to the Ministry of Mines and Hydrocarbons (denomination of ministry that at the time was the in charge of the tutelage of the hydrocarbon industry and now called Ministry of Petroleum).

What do the current regulations or regulations on ownership and administration of hydrocarbons establish?

i) The Constitution of the Bolivarian Republic of Venezuela establishes in its article 12 that the mineral and hydrocarbon deposits belong to the Republic, and are public property, and therefore, inalienable and imprescriptible. On the other hand, it establishes that the administration of such resources will be carried out by the State (Article 113), that is, all the processes developed or related to oil and related activities (exploration, exploitation, storage, adaptation, transportation and internal commercialization). and external hydrocarbon resources).

Notwithstanding the foregoing, the content of Article 113 of the Constitution raises a confusing fact, referring to: "... When it concerns the exploitation of natural resources owned by the Nation or the provision of public services with exclusivity or without it, the State may grant concessions for a specific period of time, always ensuring the existence of considerations or counterparts appropriate to the public interest". Here there seems to be a conceptual confusion and the union of different definitions, since it states that the resources are of the Nation (not of the Republic as indicated in article 12); that is to say that in the same legal text he uses different terms interchangeably.

ii) For its part, the current organic hydrocarbons laws ratify the Republic as the owner of the hydrocarbon deposits, and establishes that the exploitation activities of the same are exercised by the State directly (through entities owned by them) or by companies private or national, with or without the participation of the State, in the terms established in such legislation.

Based on the foregoing, we can affirm that Venezuela has an inaccuracy over the legal nomination of hydrocarbon property, since in the Constitution and the current hydrocarbons laws, the Republic and the Nation are nominated, as the owner thereof, this, even when the sociological and political definition of both terms, as we saw in previous points, are direct.

By way of conclusion, it is appropriate to affirm that such nomination should fall on the Nation instead of the Republic, so the correct thing, unless better criteria, would be to affirm: "The hydrocarbons in Venezuela with property of the Nation and are administered by the corresponding instances of the State"

What is the importance of ownership and administration of oil and natural gas?

In terms of fiscal economy, ownership over hydrocarbons by the Nation generates the right to receive the tax revenue generated by them, that is, access to economic wealth, which materializes in favor of the Nation through of the collection of royalties and taxes related to them.

On the other hand, to develop or materialize the effective management of hydrocarbons by the state, generates for the Nation, the capture of the benefits or utilities for the use and commercialization of the energy resource; it is worth mentioning the utility of the business of production and sale of hydrocarbons and derivatives (through the dividends).

The above (having the property and administering the resource), represents a great disjunctive for any country producing hydrocarbons, always holding only the property, although it guarantees the obtaining of the fiscal income (taxes and royalties), limits its domain and range of action on the scope or amplitude of public energy policies. On the contrary, by jointly exercising ownership and administration of crude oil and its derivatives, the Nation obtains maximum wealth and value for such resources, and fully dominates the design and applicability of public policies related to that sector (something like: has the resource, puts the rules of the game and effectively plays)

However, the adequate and optimal concatenation of these aspects (ownership and administration) has a high price for every Nation: the necessary possession of extensive expertise and knowledge of how to manage the hydrocarbons industry, in a market that becomes everyday more and more complex and complicated, and in addition to having the economic and financial capacity to make timely capital investments, required to give sustainability and sustainability to the said industry. These achievements, which practical experience indicates are difficult to achieve, are significantly influenced by the complex network that reflects the hydrocarbons market, its high volatility and the intense competition that develops among the players that make it up worldwide.

Guillermo Souto G

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Caracterización Económica del Mercado Petrolero Mundial

El mercado petrolero mundial

Después de varias décadas de declive, la producción de petróleo crudo en los Estados Unidos ha aumentado rápidamente. La perforación horizontal y la fracturación hidráulica en múltiples etapas, ahora se utilizan para acceder a recursos de petróleo y gas natural de formaciones rocosas de esquisto, que anteriormente eran técnicamente imposibles o antieconómicas. Por otra parte, la producción de arenas petrolíferas en el oeste de Canadá también ha aumentado significativamente. En conjunto, la producción en América del Norte (EE.UU y Canadá) ha crecido de 7,5 millones de barriles por día en 2008, a un promedio de casi 12,3 millones de barriles por día entre los años 2014 y 2015; representando un incremento de más del 45% en un período de siete años.

Estos nuevos suministros, que están disponibles para satisfacer la demanda interna de productos petrolíferos de los EE.UU., han reducido sustancialmente la dependencia de importaciones de petróleo desde el exterior. El desarrollo continuo y eficiente de los recursos internos promete ha significado una mejoría en el equilibrio interno entre la oferta y la demanda. Sin embargo, el crecimiento beneficioso en la producción de crudo de América del Norte, no ha estado exento de dificultades, ya que gran parte de la nueva producción no se encuentra donde pueda ser manejada por la red actual de oleoductos, y en el caso de Canadá, el crecimiento de la producción ha superado la capacidad de los sistemas de transporte existentes.

Como resultado de esto algunos oleoductos en los EE.UU., han tenido que invertir el flujo o se han ampliado para ajustarse al crecimiento de la producción y permitir flujos adicionales de petróleo. Por su parte, en Canadá, se están proyectando nuevos oleoductos, para permitir que la creciente producción de petróleo llegue a los centros de refinación y de suministros a mercados de exportación. Los volúmenes crecientes de petróleo se transportan por ferrocarril o barcaza en respuesta al lento desarrollo de la nueva capacidad del oleoducto.

Otro problema que enfrenta la producción de crudo en EE.UU., es que no es del tipo de las variadas refinerías domésticas puedan procesar de manera eficiente. Este desajuste requiere el movimiento de petróleo crudo a distancias más largas para entregarlo a las refinerías para las cuales es adecuado, lo que podría levantar las restricciones existentes en EE.UU., sobre las exportaciones de petróleo crudo, o una combinación de tales medidas.

En suma, las restricciones de procesamiento y transporte se han convertido en problemas importantes que enfrentan los mercados petroleros de América del Norte. Estas restricciones pueden limitar la capacidad para aprovechar al máximo estos nuevos recursos de petróleo crudo. No obstante, mientras que la situación interna del suministro de petróleo crudo ha mejorado, los precios internos de los productos del petróleo siguen vinculados a las condiciones de la oferta y la demanda en el mercado mundial del crudo.

Variaciones en el precio del petróleo

Las grandes oscilaciones de los precios de la gasolina que los consumidores observaron en la última década, así como en el combustible para calefacción y otros productos derivados del petróleo, fueron impulsadas por los grandes movimientos en los precios establecidos en los mercados internacionales de crudo. Desde 2003 hasta 2007, los precios del crudo aumentaron más del doble, debido a fuertes aumentos de demanda de China e India, y luego, durante el año 2008, los precios se duplicaron de nuevo, antes de caer precipitadamente junto con la actividad económica mundial. Desde entonces, los precios del petróleo, hasta mediados del año 2014, habían subido constantemente a cerca de tres veces donde comenzaron en 2003, especialmente los crudos de referencia West Texas Intermediate (WTI) y Brent.

Hay períodos en los que el precio del petróleo crudo es relativamente estable y otros períodos en los que se vuelve volátil, cambiando rápidamente y en una cantidad significativa. Aqui, vale la pena preguntar: ¿Cuáles son los principales determinantes del precio del petróleo crudo? y ¿Qué impacto tiene el petróleo sobre los precios de productos derivados que van a los consumidores finales?. En cuanto a esto, se pueden establecer algunas consideraciones:

I) El petróleo y los productos derivados del petróleo son primordiales para el mundo y, como tales, sus precios están determinados por factores de oferta y demanda en todo el mundo; y se envían desde muchas fuentes a muchos mercados.

II) El precio del petróleo es el factor más importante que determina los precios de los productos derivados del petróleo. En consecuencia, el precio de la gasolina está determinado en gran medida por la demanda y el suministro mundial de petróleo crudo.

III) Los precios del crudo reflejan las interacciones de muchos compradores y vendedores, cada uno con su propia visión de la demanda y oferta de petróleo crudo y sus productos derivados. Estas interacciones ocurren tanto en el mercado físico, como en el mercado de futuros (mercado financiero establecido sobre el precio del crudo), y los precios correspondientes responden rápidamente tanto a los cambios actuales como a los futuros en las condiciones de la oferta y la demanda.

El rápido crecimiento de la demanda en países como China e India compensó con creces los descensos de la demanda en otros lugares, y desde al año 2006, dicho incremento prácticamente había eliminado la capacidad extra de producción de crudo. El crecimiento continuo de la demanda de tales regiones, y su nivel de consumo desde el año 2010, también ha afectado directamente los precios.

Por otra parte, el conflicto en Medio Oriente y África ha causado reducciones importantes en el suministro y la incertidumbre sobre la producción futura. Por otra parte, la severa recesión económica mundial durante los años 2008 y 2009, redujo drásticamente la actividad económica y por consiguiente la demanda de petróleo crudo y sus productos derivados, lo que redujo sus precios hasta que las economías comenzaron a recuperarse.

El aumento de los precios del crudo después de 2009, también fue consecuencia de los recortes en la producción por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en respuesta a la recesión mundial y la reducción de la demanda.

Ahora bien, el aumento de la producción de crudo en EE.UU. y Canadá, así como las limitaciones de infraestructura que limitan su uso eficiente ha contribuido en cierta medida a que el precio del crudo de referencia West Texas Intermediate, tenga cierto rezago en relación con los precios mundiales del petróleo y su marcador el Brent.

Configuración del mercado

El petróleo es la fuente de energía más importante de la economía mundial y hay previsiones que indican que lo seguirá siendo aún por varias decadas, por lo tanto, es fundamental para el crecimiento económico de cualquier país. Su valor fundamental, como energía transformada, está impulsado por la demanda de productos refinados de petróleo, particularmente en el transporte aéreo, marítimo y terrestre.

Los productos del petróleo impulsan prácticamente todos los vehículos de motor, aviones, embarcaciones marinas y trenes de todo el mundo. En total, los productos derivados del petróleo, como la gasolina para motores, el combustible para aviones, el combustible diésel y el combustible para calefacción, suministran aproximadamente el 35% de toda la energía que consumen los hogares, las empresas y los fabricantes de todo el mundo. A modo de comparación, el gas natural y el carbón suministran el 22% y el 28%, respectivamente, de las necesidades energéticas mundiales.

La caracterización de la actividad petrolera, integralmente puede resumirse así: a) Producción, que implica encontrar, extraer y transportar petróleo crudo; b) Refinación, el proceso por el cual el petróleo crudo se convierte en productos como gasolina y lubricantes; y c) Distribución y mercadeo, que se enfoca en la entrega de esos productos a los consumidores finales.

Hay que tener en cuenta que en el mercado del petróleo, esas actividades se llevan a cabo dentro de un mercado global, y está caracterizado por una infraestructura física extensa que conecta compradores y vendedores en todo el planeta, respaldado por un mercado financiero internacional. La infraestructura física abarca una amplia gama de capitales invertidos o transformados en plataformas de perforación, oleoductos, estaciones de bombeo, puertos, tanques, barcazas, camiones, instalaciones de almacenamiento de petróleo crudo, refinerías, terminales de productos, tanques de almacenamiento y estaciones para surtir gasolina y otros combustibles. La infraestructura física conecta una red internacional de miles de productores, refinadores, comercializadores, intermediarios, comerciantes y consumidores, que compran y venden volúmenes físicos de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a lo largo de esta cadena de producción.

Las actividades en los mercados físicos son respaldadas por contratos financieros (futuros y otros contratos) financieros que permiten a los compradores y vendedores asegurarse de manera eficiente contra precios significativos y otros riesgos comerciales, minimizando así el impacto de la volatilidad de los precios en sus operaciones. En resumen, el mercado mundial del petróleo está compuesto por miles de participantes que ayudan a facilitar el movimiento del petróleo desde donde se produce, hasta donde se refina en productos, y de allí a donde esos productos se venden finalmente a los consumidores.

El petróleo en los Estados Unidos

El crecimiento de la producción de petróleo de EE.UU., que desde al año 2008 había crecido en más del 50%, proviene en gran parte de los recursos no convencionales de esquisto bituminoso y petróleo no convencional, que se han vuelto más accesibles y económicos, debido a los avances en las técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica. La mayor producción de esquisto bituminoso y petróleo es de las formaciones de lutitas Eagle Ford (Texas), Bakken (Montana y North Dakota) y Permian (West Texas).

La producción de petróleo canadiense también ha aumentado sustancialmente en los últimos años, reflejando un sustancial crecimiento de 2,9 millones de barriles por día en 2007 a casi 3,7 millones de barriles por día desde el año 2013. La mayor parte del aumento ha sido la producción de crudo pesado de las arenas petrolíferas en Alberta, donde el bitúmen es extraído a través de procesos de minería de superficie o in situ.

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La producción en crecimiento en América del Norte ha derivado en la disminución de las importaciones de petróleo de fuentes extranjeras. Las importaciones netas estadounidenses de petróleo crudo disminuyeron de 10.0 millones de barriles por día en 2007 a menos de siete (7) millones de barriles por día en años recientes. Las mayores disminuciones se han producido en las importaciones de los países de la OPEP, aunque también ha habido disminuciones en las importaciones procedentes de países que no pertenecen a dicho cártel. Se pronostica que la producción en los EE.UU., y Canadá continuará aumentando en los próximos años, lo que conducirá a expectativas de mayores caídas en las importaciones de petróleo de Estados Unidos, que podrían rondar menos de seis (6) millones de barriles por día.

Una parte importante de la cadena de suministro del petróleo es el sistema de oleoductos, ferrocarriles, barcazas, tanques, camiones cisterna y camiones, que entregan petróleo crudo a refinerías en América del Norte. Los oleoductos son particularmente importantes ya que entregan la gran mayoría de los suministros nacionales de crudo a las refinerías, sin embargo, el desarrollo de oleoductos en América del Norte no ha seguido el ritmo del crecimiento sustancial de la producción de petróleo crudo. Los cuellos de botella resultantes impiden el transporte eficiente de petróleo de las áreas de producción a los mercados consumidores.

El racionamiento en el transporte ha sido necesario en algunas sistemas de oleoductos, por cuanto las solicitudes de transporte de los productores primarios han excedido las capacidades de las tuberías. Esto ha significado que la producción local, que debería llegar a las refinerías de los EE.UU., para desplazar importaciones extranjeras, no se ha materializado con todo su potencial. Esto significa que cuando los sistemas de oleoductos en EE.UU., se hayan desarrollado acorde a los niveles de efectiva producción de crudo, es previsible pensar que disminuirán las importaciones de crudo foraneo, y si esta producción excedentaria no es asumida por otros mercados, se deprimirá nuevamente el precio internacional de dicho recurso energético.

Los cuellos de botella en el sistema de oleoductos también han deprimido los precios del crudo en América del Norte, en relación con los precios en los mercados mundiales. Esto se puede ver en una comparación de los precios del West Texas Intermediate (WTI) el crudo de referencia de los EE.UU., con los crudos que se referencian al Brent. Históricamente el WTI ha seguido el precio del Brent, pero a principios de 2011 los precios del primero disminuyeron sustancialmente en relación a su comparador de referencia. De hecho, vale acotar que los precios de los contratos de futuros, son los más comúnmente reportados por la prensa especializada y más visto por el público, fundamentalmente debido a la falta de capacidad de transporte que impacta los precios en el mercado físico.

Desde finales de 2010, los precios del WTI han descendido de la paridad con el crudo Brent a un descuento persistente en el rango de mas de 10 US$ por barril. Igualmente los precios del petróleo dulce liviano producido a partir de la lutita Bakken, en Dakota del Norte, han disminuido en relación con el Brent, como resultado de las limitaciones de la capacidad de los ductos. De hecho, el crudo Bakken a veces se ha negociado a precios más bajos que el WTI.

Recientemente, los precios del Louisiana Light Sweet (LLS) (un crudo producido a lo largo de la costa estadounidense del Golfo) también han caído por debajo de los precios del Brent, lo que indica que la costa del golfo, se ha abastecido excesivamente de crudo ligero en relación con la demanda de refinería. Estas relaciones de precios son dinámicas y es probable que cambien a medida que la capacidad de transporte incidan en los niveles de producción.

En cuanto a Canadá, los mayores descuentos en relación con el crudo Brent se han reflejado en el Western Canadian Select (WCS), que es una corriente de crudos pesados compuesta por petróleo convencional y bitúmen entregado a la terminal de Hardisty en Alberta. El crecimiento de los descuentos para el WCS, de aproximadamente US$ 20 por barril (que es de esperar debido a su baja gravedad API) refleja las limitaciones en la capacidad de oleoductos para trasladarlo de Alberta a los centros de refinación. Puede afirmarse que el desarrollo del gasoducto simplemente no ha seguido el ritmo de la producción.

Esta situación ha generado fuertes inversiones de capital en infraestructuras para transportar los crudos a los mercados de EE.UU. y Canadá. En los últimos años, las compañías de ductos han construido o ampliado oleoductos y reconfigurado las tuberías existentes, para transportar suministros crecientes en las áreas de producción de Bakken, Eagle Ford, Permian y en el oeste de Canadá, a los mercados de refinación en los Estados Unidos. Muchos proyectos adicionales están siendo propuestos y desarrollado para ajustarse al crecimiento de la oferta.

Mientras que los ductos históricamente transportaban suministros de petróleo crudo desde la costa del Golfo a ubicaciones septentrionales (como el medio oeste de los EE.UU.) recientemente algunos ductos han invertido el flujo para transportar la creciente producción desde las localidades septentrionales de EE.UU. y Canadá, hasta la costa del Golfo. Estas reversiones de flujo en oleoductos existentes y nuevas incorporaciones en EE.UU., pueden resumirse así:

1. Oleoducto Seaway (desde Cushing, Oklahoma hasta Freeport Texas)
2. Oleoducto Pegasus (desde Patoka, Illinois hasta Nederland, Texas)
3. Oleoducto Spearhead (desde Chicago a Cushing)
4. Nuevo oleoducto Gulf Coast Pipeline Project (desde Cushing a Nederland, Texas)
5. Nuevo oleoducto Flanagan South (desarrollándose en el mismo corredor que Spearhead, para transportar suministros desde Chicago a Cushing)

En el caso de Canadá, la producción creciente de arenas bituminosas y los bajos precios del petróleo pesado han dado lugar a varias propuestas de nuevas tuberías para transportar estos suministros fuera de Alberta, incluidos Keystone XL (que transportaría suministros adicionales de Canadá a los EE.UU.) Energy East (que apuntaría a refinerías y mercados de exportación del este de Canadá) y Northern Gateway (que llevaría suministros de crudo a la costa oeste de Columbia Británica para fines de exportación). Los oleoductos existentes también están previendo expansiones, incluido el oleoducto Trans Mountain (a la costa oeste de British Columbia) y Alberta Clipper Pipeline (para exportación a los EE. UU.).

Por otra parte, es de mencionar que la producción en rápido crecimiento y el desarrollo comparativamente lento de la capacidad de nuevas tuberías, han llevado a una cantidad creciente de petróleo transportado por barcazas, camiones y ferrocarriles. De hecho, varias terminales ferroviarias se han desarrollado en Dakota del Norte en los últimos años, y para finales de 2013, aproximadamente 700,000 barriles de crudo Bakken se enviaban diariamente por ferrocarril a refinerías en la Costa del Golfo, Costa Este y Costa Oeste. Los suministros de Bakken también han sido transportados por el río Mississippi hasta las refinerías de la costa del Golfo. Los suministros de Eagle Ford se envían por camión cisterna y barcazas a refinerías en la Costa del Golfo y la Costa Este, siendo el puerto de Corpus Christi (Texas) uno de los lugares clave donde se cargan los suministros de Eagle Ford en camiones cisterna y barcazas.

La refinación de petróleo

Se estima que las refinerías de EE.UU. están obteniendo casi el 6% de sus insumos de crudo de suministros domésticos a través de barcazas, camiones y ferrocarriles (en comparación con solo el 2% de hace algunos años). Si bien el uso de estos modos alternativos de transporte de petróleo está aumentando, las refinerías siguen obteniendo la mayoría (más del 90%) de sus suministros de petróleo crudo de los oleoductos y buques cisterna oceánicos.

Alrededor del 50% de la capacidad de refinación de EE.UU., se encuentra en la Costa del Golfo, y otro 21% se encuentra en el Medio Oeste. Las refinerías procesan y transforman el crudo en productos derivados como gasolina, diésel, combustible para calefacción, combustible para aviones y otros productos.

Refinar un barril de petróleo implica una serie de procesos complejos. La primera etapa para todas las refinerías se centra en la destilación inicial en la que el barril de crudo se calienta y separa en sus partes componentes. Los procesos posteriores, a los que a menudo se denomina "conversión", se centran en transformar productos de menor valor, como el combustible búnker, adecuado para buques, en productos de mayor valor, como la gasolina para automóviles. Los procesos de conversión incluyen la eliminación de azufre y otras impurezas, así como varias transformaciones químicas realizadas bajo condiciones específicas de temperatura y presión. Es la naturaleza y la escala de estos procesos de conversión que distinguen una refinería de otra. Debido a las variaciones locales en la disponibilidad de crudo y la producción deseada del producto, las refinerías pueden configurarse de manera diferente para optimizar sus capacidades de conversión.

Numerosas refinerías de EE.UU., tienen unidades complejas diseñadas para procesar un mayor porcentaje de crudos pesado y producir una mayor cantidad de gasolina en comparación con lubricantes, combustibles u otros productos acabados de menor valor. La capacidad de refinación de EE.UU., se sitúa en aproximadamente 18 millones de barriles por día. A principios de 2013, esta capacidad se extendió a través de 57 empresas de refinería, que operan 139 refinerías. Estas compañías incluyen operaciones integradas verticalmente (compañías involucradas en la producción de petróleo crudo), así como refinadores independientes (es decir, aquellos con poca o ninguna capacidad de producción de crudo).

Las operaciones de las refinerías, que reflejan tanto la economía de la industria como la estrategia comercial particular de cada compañía, varían en escala desde millones de barriles por día, hasta miles de barriles por día. Sin embargo, ningún refinador posee individualmente más del 11% de la capacidad total de refinación en EE.UU. Además, el mercado ha reflejado una disminución en la propiedad de la capacidad de refinación por parte de las principales compañías petroleras. Hoy, más del 50% de la capacidad de la refinería es propiedad de compañías sin actividad significativa de exploración y producción. Una de las tendencias significativas que afecta a las refinerías de EE.UU., es la disminución de la demanda de productos refinados de petróleo en el mercado interno.

El consumo de productos refinados en EE.UU., ha disminuido de 18.7 millones de barriles por día en 2005, a 16.4 millones de barriles por día, en años recientes, una disminución de aproximadamente 2.4 millones de barriles por día. Este descenso se debe a varios factores, incluída la lenta recuperación de la recesión económica de 2008-2009, y la reducción de la demanda de gasolina debido a vehículos energéticamente más eficientes en el consumo de combustible, así como mayores estándares de combustible renovables (que requieren que biocombustibles se mezclen con gasolina).

A nivel global la demanda de productos refinados se ha visto incrementada en los útltimos años, lo que ha estimul diesel, combustible para calefacción, kerosene y combustible para aviones, etc.) desde la refinería ado las exportaciones desde EE.UU., a diferencia del petróleo crudo, que generalmente se prohíbe exportar a mercados extranjeros, en el caso de productos refinados sí se permite su exportación desde EE.UU., que desde el año 2011, se convirtió en exportador neto de productos derivados del petróleo, por primera vez desde 1949. Cabe aclarar que mientras que algunas regiones de los EE.UU., como la costa este, todavía dependen de las importaciones de productos refinados, ahora en conjunto, EE.UU., exporta mas productos refinados de los que importa, y se espera que esta tendencia continúe. Los destinos de exportación para los refinadores incluyen México, América Central y del Sur, y Europa Occidental.

En los últimos años, la mayoría de las exportaciones de EE.UU., han sido de combustible destilado, que ha tenido una gran demanda especialmente en México y América Central y del Sur, que no tienen suficiente capacidad de refinación para satisfacer las necesidades locales de combustibles. Otras exportaciones de EE.UU., tienden a involucrar productos para los cuales hay poca o ninguna demanda interna, esto incluye subproductos del proceso de refinación que se consumen en cantidades limitadas a nivel nacional, así como gasolina que no cumple con las especificaciones de combustible regionales y/o nacionales, para lo cual el mercado doméstico está restringido por regulaciones ambientales

Las refinerías en EE.UU., han estado ajustando sus dietas de crudos para aprovechar el aumento de los suministros a los precios relativamente bajos habidos en el mercado interno y en Canadá. La producción cada vez mayor de crudo en las cuencas Bakken, Eagle Ford y Permian, es principalmente de petróleo dulce ligero. Muchas refinerías de EE.UU., dependen más de estos crudos domésticos, desplazando las importaciones de crudo dulce ligero del extranjero (las cuales de hecho han disminuido considerablemente como resultado de los crecientes suministros nacionales).

Las refinerías en la costa este de los Estados Unidos, se encuentran entre quienes buscan aprovechar los suministros de petróleo nacionales a un costo relativamente bajo. Algunas de ellas han comenzado a acceder a los suministros de petróleo de la cuenca Bakken, por ferrocarril y barcaza. Otras refinerías ahora están accediendo a los suministros de petróleo de Eagle Ford a través de barcazas y camiones cisterna. Sin embargo, aparentemente no todas las refinerías harán cambios en la configuración de sus procesos, para aceptar los crecientes suministros domésticos de petróleo dulce ligero. De hecho, muchas refinerías (especialmente en el medio oeste, medio continente y la costa del Golfo) han invertido en unidades de refinación complejas, diseñadas para operar crudos pesados de menor precio, que se producen en volúmenes crecientes de las arenas petrolíferas de Canadá y en México. Por ejemplo, durante el período 2011-2013, las refinerías en Illinois, Indiana y Michigan, emprendieron proyectos que agregaron un estimado de 500.000 barriles por día de capacidad de refinación de crudo pesado.

Las empresas de refinación que han invertido en capacidad compleja de procesamiento, continúan operando principalmente con petróleo pesado importado, porque cualquier mejora económica potencial que representa el ajustar sus procesos con crudo dulce ligero, se diluye por el efecto del mayor costo de éstos en comparación con los crudos pesados.

Los cambios generados en las fuentes geográficas de incorporación de petróleo crudo en las refinerías de EE.UU., por ejemplo en el medio oeste y medio del continente, se han beneficiado de los suministros de petróleo crudo menos costoso que han resultado de la creciente producción y las limitaciones de la infraestructura de transporte interna. Los márgenes de refinación han sido relativamente fuertes en estos mercados, como lo indican los diferenciales entre los precios mayoristas de los productos refinados y los precios del petróleo crudo.

En los últimos años, los márgenes de refinación en la costa este de los EE.UU., han estado bajo presión, en parte porque los refinadores no tienen acceso a suministros domésticos de bajo costo. Aún cuando algunas refinerías están comenzando a acceder a estos suministros de bajo costo, su dependencia histórica de las importaciones de petróleo dulce, que siguen niveles de precios mas altos del petróleo Brent, ha perjudicado sus márgenes de refinación. Tres refinerías en Nueva Jersey, Pensilvania y Virginia, han cerrado en los últimos años como resultado de sus bajos márgenes de refinación y la pequeña escala de sus operaciones.

Otros factores que han afectado a las refinerías de la costa este, es la disminución de la demanda de productos refinados, la competencia de las importaciones de productos de otras regiones, las costosas regulaciones ambientales y la capacidad limitada de algunos refinadores para aumentar su producción de destilados (que ha sido más valioso en los últimos períodos). Algunas de estas condiciones del mercado han dado lugar a bajas tasas de utilización para las refinerías en la costa este en relación con otras áreas. En años anteriores (entre 2005 y 2009) la utilización de refinerías disminuyó debido a la contracción de la demanda de productos refinados y al aumento de la capacidad de refinación, pero esto se ha reversado en períodos recientes, en parte debido al cierre de algunas refinerías y la mejora de la economía.

Es previsible pensar que la futura rentabilidad del sector de refinación dependerá de la relación entre los precios del crudo y de los productos refinados, así como de varios otros factores, como el costo económico del cumplimiento de las crecientes regulaciones ambientales. Si bien algunas refinerías se han beneficiado en el entorno actual de bajos precios de los suministros internos, existe mucha incertidumbre sobre si las ofertas de petróleo del propio EE.UU y Canadá, mantendrán su ventaja de precio en relación con los precios mundiales del petróleo.

La formación del precio del petróleo

Hay propuestas para construir oleoductos en las costas este y oeste de Canadá, lo cual permitirá que los suministros de petróleo pesado se exporten a mercados extranjeros, lo que y podrían resultar en precios más altos para los crudos pesados canadienses en Alberta; también hay propuestas para construir oleoductos que podrían permitir que los suministros canadienses desplacen las importaciones estadounidenses de petróleo pesado, y también presionar al alza los precios del petróleo canadiense a medida que se alivian las limitaciones de la capacidad de los ductos.

Los precios de los suministros a los mercados, especialmente del crudo ligero y dulce, tienen sus propias incertidumbres, si bien la infraestructura de ductos, ferrocarriles y barcazas se está desarrollando para permitir que estos crudos lleguen a los mercados consumidores, no existe certeza con respecto al grado en que esto podría aumentar efectivamente los precios internos del crudo liviano dulce. (huracanes) que interfieren con las operaciones de la refinería, un clima más frío de lo normal en el hemisferio norte, o mayores regulaciones ambientales. Estos eventos pueden hacer que el precio pagado por los productos derivados del petróleo, que sea entregado hoy o meses a partir de ahora, pueda subir o bajar independientemente de los cambios en el precio del petróleo crudo.

Al igual que con el mercado de petróleo, existe una relación dinámica entre los precios actuales y los precios de los productos derivados del petróleo que se entregarán en el futuro. Un cambio en el precio de futuros de la gasolina o el combustible para calefacción, que se entregarán algunos meses adelante, pueden generar cambios similares en el precio pagado por el mismo producto que se entregará el próximo mes. Eso, a su vez, puede tener implicaciones para los precios de los productos en toda la cadena de distribución. Por ejemplo, los cambios en el precio de los futuros proporcionan señales a los participantes del mercado, sobre si deberían aumentar o reducir los inventarios. Cuando los precios de futuros suben suficientemente por encima de los precios spot, esto hace que sea económico almacenar gasolina y vender un contrato de futuros.

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Aunque esto reduce el suministro disponible para la venta inmediata, genera un aumento en los precios spot. De manera similar, cuando el precio de los futuros cae por debajo de los precios spot actuales, los proveedores se sienten motivados a vender productos de inventarios, ejerciendo presión a la baja sobre los precios spot. Los cambios en el precio spot motivados por los movimientos de los precios de futuros, conducen típicamente a cambios similares en el precio al por mayor pagado por la gasolina por parte de los minoristas y, a su vez, a los precios pagados por los automovilistas en las bombas o estaciones de servicio.

La distribución y comercialización de productos derivados del petróleo es el tercer segmento o eslabón en la cadena de suministro de petróleo, después de la producción y refinación de petróleo. Estas actividades implican el movimiento de productos refinados (gasolina, diesel, combustible para calefacción, kerosene y combustible para aviones, etc.) desde la refinería hasta el consumidor final. La mayoría de los productos terminados se transportan desde la refinería a través de tuberías hasta terminales de productos. Desde la terminal, la gasolina, el combustible diesel y otros productos derivados del petróleo, generalmente se trasladan a los distribuidores minoristas a través de camiones cisterna.

Aunque los productos del petróleo se compran y venden en toda la cadena de distribución, esta actividad y el mercadeo representan una porción relativamente pequeña del precio minorista pagado por los consumidores. Por ejemplo, en la última década, el marketing y la distribución, han representado aproximadamente el 10% del precio de la gasolina pagado por el automovilista promedio.

La gasolina, que representa casi el 50% de la producción nacional de todos los productos refinados, es el producto de petróleo más demandado por los consumidores de EE.UU. Así, hay alrededor de 162.000 puntos de venta minoristas de gasolina, que venden una amplia variedad de tipos de gasolina diseñadas para cumplir con los estándares de calidad del aire en todo el país. Si bien el costo del petróleo crudo es el componente individual más grande del precio minorista de la gasolina, los precios de la gasolina son finalmente establecidos por las fuerzas de la oferta y la demanda, y este refleja los impuestos locales, estatales y federales y el costo de la distribución de gasolina, a medida que se mueve de la refinería al consumidor final.

Para cualquier minorista en particular, hay varios factores que determinan el precio en la bomba o estación de servicio, estos pueden ser las ventajas de ubicación (por ejemplo, con respecto al flujo de tráfico o la proximidad a ubicaciones como centros comerciales que atraen a un gran número de automovilistas), los costos de entrega, las diferencias de costos entre estaciones (costos de alquiler, seguros, salarios), los arreglos comerciales con el proveedor de la estación, si la estación vende gasolina con o sin marca, el tamaño de la estación, los gastos por impuestos, etc.

Los EE.UU., como importador neto de petróleo, está vinculado al mercado internacional del petróleo crudo, sus importacioes representa el 21% del consumo diario total en el mundo. En comparación, la participación de China en el consumo mundial es actualmente del 11%. En total, el mundo consume casi 90 millones de barriles de petróleo por día. Este suministro proviene de yacimientos petrolíferos (o reservas) ubicados en todo el mundo y producidos por miles de compañías. Las mayores fuentes de suministro se encuentran en Arabia Saudita, Rusia, Estados Unidos, China, Canadá e Irán. Dentro de los Estados Unidos, las áreas de producción más grandes son Texas, el Golfo de México, Dakota del Norte, California y Alaska. Particularmente digno de mención es la creciente producción de petróleo de esquisto bituminoso, incluidas las lutitas Eagle Ford (Texas), Bakken Shale (Dakota del Norte y Montana) y las lutitas Pérmian (oeste de Texas).

La OPEP, un cártel internacional de países productores de petróleo, es la entidad más importante relacionada con la producción en el mercado mundial del petróleo crudo. Sus miembros producen alrededor del 40% del consumo diario de petróleo crudo. El objetivo de la OPEP ha sido gestionar el suministro colectivo de sus miembros a través de cuotas de producción para apuntalar los precios mundiales del petróleo. Si bien la OPEP ha tratado de limitar el suministro al mercado, sus políticas también han reconocido que no interesa a la organización que los precios del crudo suban por encima de los niveles que dañarían el crecimiento económico mundial.

A pesar de su gran proporción de reservas y producción mundial, la capacidad de la OPEP para influir en los precios del crudo ha variado con el tiempo, como lo demuestra la fuerte caída en los precios mundiales del crudo desde aproximadamente el año 2013. La volatilidad de los precios y las fuerzas de oferta y (huracanes) que interfieren con las operaciones de la refinería, un clima más frío de lo normal en el hemisferio norte, o mayores regulaciones ambientales. Estos eventos pueden hacer que el precio pagado por los productos derivados del petróleo, que sea entregado hoy o meses a partir de ahora, pueda subir o bajar independientemente de los cambios en el precio del petróleo crudo.

A diferencia de los miembros de la OPEP, las principales compañías petroleras privadas compiten individualmente en el mercado mundial del petróleo crudo. A pesar de ser grandes empresas industriales, de manera individual tienen una participación relativamente pequeña en las reservas y la producción mundial de petróleo. Estas condiciones garantizan que las compañías petroleras privadas no puedan manipular individualmente la producción, para influir en los precios mundiales del petróleo. Los miembros de la OPEP representan colectivamente el 73% de las reservas mundiales de petróleo y el 43% de la producción mundial de petróleo.

En forma conjunta Venezuela, Arabia Saudita e Irán, representan el 43% de las reservas mundiales de petróleo y el 21% de la producción mundial de petróleo. Por el contrario, las empresas petroleras con sede en EE. UU., tienen tan sólo 0,4% de las reservas mundiales de petróleo, y el 2,3% de la producción mundial de petróleo. Estos pequeños porcentajes hablan directamente de la incapacidad de las principales compañías petroleras para influir en el precio mundial del petróleo crudo.

Comercio global del petróleo

Los patrones de comercio global existentes, reflejan el resultado de compradores y vendedores internacionales que responden a las fuerzas del mercado y diversas restricciones legales y geopolíticas, para llevar cada tipo de crudo desde donde se produce hasta donde mejor se valora, lo que explica el costo de su transporte. Es decir, los flujos comerciales en cualquier punto en el tiempo son en gran parte el resultado de las ventajas relativas en los costos de transporte y las preferencias de los compradores por las diferentes calidades de los crudos.

Sin embargo, debido a que los compradores y vendedores pueden sustituir un tipo de petróleo por otro (por ejemplo, el Mexican Mayan heavy por el Bachaquero heavy venezolano), a escala global, los patrones comerciales específicos no son cruciales para evaluar la oferta, la demanda o los precios. Por ejemplo, si se cortase el suministro de petróleo crudo de una fuente, independientemente de si ese petróleo fluía a los Estados Unidos, la competencia de los compradores por los suministros restantes del mundo aumentaría todos los precios del petróleo.

Alternativamente, si un país decidiera cortar los envíos de petróleo a algún consumidor importante (por ejemplo EE.UU.) pero mantuviera su producción, habría relativamente poco impacto a largo plazo en el precio. (Esto es, por supuesto, dejando de lado cualquier cambio en los precios debido a un aumento en el riesgo geopolítico o influencias menores, como cambios en el transporte y los patrones de refinación). Es seguro que aquellos suministros que antes fluían a EE.UU., encontrarían nuevos compradores que, a su vez, lo harían sus compras en el mercado existente. Los compradores de EE.UU., buscarían esos suministros recién lanzados al mercado. En resumen, puede afirmarse lo que afecta los precios a largo plazo, es la oferta y la demanda mundiales de petróleo crudo, ya que los flujos comerciales mundiales son significativamente menos importantes. Sin embargo, en contraste con los patrones de comercio global, la producción cambiante junto con las restricciones de transporte, sí pueden tener un impacto significativo en los precios locales, causando que los precios del crudo sean significativamente más bajos que los precios globales, que no reflejan restricciones para obtener refinerías o centros de mercado.

A fin de satisfacer la demanda nacional de productos derivados del petróleo, las refinerías estadounidenses deben importar aproximadamente 7,7 millones de barriles de petróleo crudo por día, lo que representa aproximadamente la mitad de sus insumos de refinería de petróleo crudo. Estas importaciones provienen de muchos países, incluidos Canadá, Arabia Saudita, México, Venezuela y Colombia, que en años recientes representaron las principales fuentes de suministro externo. El crecimiento en la producción de petróleo de los EE.UU., ha provocado una disminución de casi 23% en las importaciones de petróleo desde 2007. Sin embargo, EE.UU., aún importa cantidades significativas de petróleo y continúa dependiendo en gran medida de los mercados mundiales del petróleo.

El exceso de capacidad de producción tiende a estabilizar los mercados mundiales del petróleo y puede ayudar a mitigar las interrupciones del suministro que se producen periódicamente. Las interrupciones en el suministro son una característica de los mercados petroleros mundiales que causa una incertidumbre sustancial y puede afectar inmediatamente los precios del mercado. Un ejemplo ocurrió en 2011 durante la Primavera Árabe, cuando la producción de petróleo de Libia cayó en más de 1 millón de barriles por día en relación con los niveles de 2010. Las interrupciones en el suministro pueden tener un impacto porque puede haber incertidumbre sobre cuánto tiempo durará la interrupción, o qué tan rápido puede aumentar rápidamente otra producción para reemplazar el suministro perdído. En períodos de baja capacidad de producción excedente, es más difícil absorber una pérdida de suministro sin aumentos en los precios.

En resumen, una combinación del aumento de la demanda en los mercados, interrupciones del suministro e incertidumbre en el suministro (riesgos) pueden provocar disminuciones de la capacidad global de producción adicional y un aumento consecuencial en los precios del crudo. Dicho de otra manera, puede que el precio global del petróleo ha aumentado para equilibrar la demanda con los suministros disponibles. Este es particularmente el caso de los precios de los crudos más livianos y más dulces, para los cuales los precios suelen informarse en la prensa y que tienden a establecer precios para la gasolina y el combustible para calefacción.

Las estructuras de mercado se han transformado en los últimos 25 años, la industria petrolera mundial ha visto una transformación en las estructuras contractuales utilizadas para comprar y vender petróleo crudo. Una estructura de mercado anteriormente basada en arreglos comerciales rígidos a largo plazo, ha sido reemplazada por una más eficiente que permite a compradores y vendedores una mayor flexibilidad para establecer relaciones comerciales, que satisfagan mejor sus respectivas necesidades. Mientras que los mercados "spot" y "futuros" han sido estructuras institucionales de larga data para muchos productos básicos, son relativamente nuevos para la industria petrolera. Su uso ha crecido rápidamente y ahora son una parte del mercado bien desarrollada. Hoy en día, los participantes en el mercado global del petróleo (productores, refinadores, comercializadores, comerciantes, consumidores, bancos de inversión, fondos de cobertura, etc.) reciben señales del mercado que informan a los compradores y vendedores sobre el suministro actual y futuro. y demanda condiciones.

El término “spot” o "mercado al contado" se utiliza para describir transacciones que implican la compra o venta de un producto básico, como petróleo o productos refinados, para entrega a corto plazo. En el mercado de petróleo, los contratos "spot" generalmente implican la entrega de crudo durante el próximo mes, por ejemplo, un contrato firmado en junio para su entrega en julio. Los mercados spot a menudo se conocen como "mercado físico" ya que implican la compra y venta de volúmenes físicos de rudo. Existen numerosos mercados al contado en diferentes lugares de comercio tanto de EE.UU., como en todo el mundo. El precio del petróleo WTI (West Texas Intermediate), comúnmente reportado en las noticias como el precio prevaleciente de demanda en el mercado global del petróleo, ha limitado, desde hace ya varios años, la efectividad de la OPEP influir en los precios mundiales.

A diferencia de los miembros de la OPEP, las principales compañías petroleras privadas compiten individualmente en el mercado mundial del petróleo. A pesar de ser grandes empresas industriales, de manera individual tienen una participación relativamente pequeña en las reservas y la producción mundial de petróleo. Estas condiciones garantizan que las compañías petroleras privadas no puedan manipular individualmente la producción, para influir en los precios mundiales del petróleo. Los miembros de la OPEP, representan colectivamente el 73% de las reservas mundiales de petróleo y el 43% de la producción mundial de petróleo. En forma conjunta Venezuela, Arabia Saudita e Irán, representan el 43% de las reservas mundiales de petróleo y el 21% de la producción mundial de petróleo. Por el contrario, las empresas petroleras con sede en EE.UU., tienen tan sólo 0,4% de las reservas mundiales de petróleo, y el 2,3% de la producción mundial de petróleo. Estos pequeños porcentajes hablan directamente de la incapacidad de las principales compañías petroleras para influir en el precio mundial del petróleo crudo.

Por otro lado, si un país productor decidiera cortar los envíos de petróleo a algún consumidor importante pero mantuviera su producción, habría relativamente poco impacto a largo plazo en el precio. Esto, por supuesto, dejando de lado cualquier cambio en los precios debido a un aumento en el riesgo geopolítico o influencias menores, como cambios en el transporte y los patrones de refinación. Es seguro que aquellos suministros que antes fluían al consumidor original, encontrarían nuevos compradores que, a su vez, lo harían sus compras en el mercado existente. Los compradores no atendidos, buscarían esos suministros recién lanzados al mercado.

En resumen, puede afirmarse que lo que afecta los precios a largo plazo, es la oferta y la demanda mundiales de petróleo crudo, ya que los flujos comerciales mundiales son significativamente menos importantes. Sin embargo, en contraste con los patrones de comercio global, la producción cambiante junto con las restricciones de transporte, sí pueden tener un impacto significativo en los precios locales, causando que los precios del crudo sean significativamente más bajos que los precios globales, que no reflejan restricciones para obtener refinerías o centros de mercado.

Cabe mencionar que en el caso de EE.UU., a objeto de satisfacer la demanda nacional de productos derivados del petróleo, las refinerías deben importar aproximadamente 8 millones de barriles de petróleo por día, lo que representa en promedio la mitad de sus insumos totales de crudo. Estas importaciones provienen de muchos países, incluidos Canadá, Arabia Saudita, México, Venezuela y Colombia, que en años recientes representaron las principales fuentes de suministro externo. Per es importante señalar que la expansión de la producción de petróleo de los EE.UU., ha provocado una disminución de casi 23% en las importaciones de petróleo desde al año 2007. Sin embargo, EE.UU., aún importa cantidades significativas de petróleo y continúa dependiendo en gran medida de los mercados mundiales de dicho energético.

Conceptualmente, el mercado de productos refinados de petróleo es similar al mercado de crudo, ya que existe una amplia compra, venta y comercialización de productos, tanto en el mercado físico (por ejemplo, el mercado spot) como en el mercado de futuros. Y al igual que con el petróleo crudo, existen importantes flujos internacionales de productos refinados. Al igual que el petróleo, los productos derivados del petróleo y los futuros se negocian en bolsas organizadas, como NYMEX (New York Mercantile Exchange) y Chicago Mercantile Exchange. Por lo tanto, las interacciones de los comerciantes en los intercambios organizados establecen precios transparentes para los productos derivados del petróleo. Los precios de las entregas de productos petrolíferos en áreas particulares, a menudo se establecen sobre la base de los precios determinados en una bolsa organizada, con ajustes por las diferencias de ubicación y el tipo exacto de producto derivado del petróleo que se comercializa.

El precio del petróleo crudo es el factor más importante que determina el precio de la gasolina, porque representa el mayor componente del costo subyacente de producción y comercialización. Por ejemplo, en el año 2013, el petróleo crudo representó el 68% del precio minorista promedio de la gasolina, mientras que los demás componentes tenían la siguiente participación: a) Impuestos: 12%, b) Refinación: 11%, y, c) Distribución y comercialización: 9%. De esta forma, es conducente afirmar que en general, los cambios en el precio de la gasolina, están estrechamente relacionado con las variaciones de precio del petróleo crudo.

Los cambios en los precios del crudo tienen un efecto significativo en las variaciones de las expectativas sobre los futuros precios del crudo, y esto a su vez puede llevar a cambios en los precios actuales y futuros de la gasolina y otros productos derivados del petróleo. Sin embargo, los precios de los productos del petróleo, también pueden cambiar debido a factores de oferta y demanda no relacionados con el mercado del crudo. Entre estos factores podrían mencionarse, por ejemplo, los eventos climáticos (huracanes) que interfieren con las operaciones de la refinería, un clima más frío de lo normal en el hemisferio norte, o mayores regulaciones ambientales. Estos eventos pueden hacer que el precio pagado por los productos derivados del petróleo, que sea entregado hoy o meses a partir de ahora, pueda subir o bajar independientemente de los cambios en el precio del petróleo crudo.

Al igual que con el mercado de petróleo, existe una relación dinámica entre los precios actuales y los precios de los productos derivados del petróleo que se entregarán en el futuro. Un cambio en el precio de futuros de la gasolina o el combustible para calefacción, que se entregarán algunos meses adelante, pueden generar cambios similares en el precio pagado por el mismo producto que se entregará el próximo mes. Eso, a su vez, puede tener implicaciones para los precios de los productos en toda la cadena de distribución. Por ejemplo, los cambios en el precio de los futuros proporcionan señales a los participantes del mercado, sobre si deberían aumentar o reducir los inventarios. Cuando los precios de futuros suben suficientemente por encima de los precios spot, esto hace que sea económico almacenar gasolina y vender un contrato de futuros.

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Aunque esto reduce el suministro disponible para la venta inmediata, genera un aumento en los precios spot. De manera similar, cuando el precio de los futuros cae por debajo de los precios spot actuales, los proveedores se sienten motivados a vender productos de inventarios, ejerciendo presión a la baja sobre los precios spot. Los cambios en el precio spot motivados por los movimientos de los precios de futuros, conducen típicamente a cambios similares en el precio al por mayor pagado por la gasolina por parte de los minoristas y, a su vez, a los precios pagados por los automovilistas en las bombas o estaciones de servicio.

La distribución y comercialización de productos derivados del petróleo es el tercer segmento o eslabón en la cadena de suministro de petróleo, después de la producción y refinación de petróleo. Estas actividades implican el movimiento de productos refinados (gasolina, diesel, combustible para calefacción, kerosene y combustible para aviones, etc.) desde la refinería hasta el consumidor final. La mayoría de los productos terminados se transportan desde la refinería a través de tuberías hasta terminales de productos. Desde la terminal, la gasolina, el combustible diesel y otros productos derivados del petróleo, generalmente se trasladan a los distribuidores minoristas a través de camiones cisterna.

Aunque los productos del petróleo se compran y venden en toda la cadena de distribución, esta actividad y el mercadeo representan una porción relativamente pequeña del precio minorista pagado por los consumidores. Por ejemplo, en la última década, el marketing y la distribución, han representado aproximadamente el 10% del precio de la gasolina pagado por el automovilista promedio.

La gasolina, que representa casi el 50% de la producción nacional de todos los productos refinados, es el producto de petróleo más demandado por los consumidores de EE.UU. Así, hay alrededor de 162.000 puntos de venta minoristas de gasolina, que venden una amplia variedad de tipos de gasolina diseñadas para cumplir con los estándares de calidad del aire en todo el país. Si bien el costo del petróleo crudo es el componente individual más grande del precio minorista de la gasolina, los precios de la gasolina son finalmente establecidos por las fuerzas de la oferta y la demanda, y este refleja los impuestos locales, estatales y federales y el costo de la distribución de gasolina, a medida que se mueve de la refinería al consumidor final.

Para cualquier minorista en particular, hay varios factores que determinan el precio en la bomba o estación de servicio, estos pueden ser las ventajas de ubicación (por ejemplo, con respecto al flujo de tráfico o la proximidad a ubicaciones como centros comerciales que atraen a un gran número de automovilistas), los costos de entrega, las diferencias de costos entre estaciones (costos de alquiler, seguros, salarios), los arreglos comerciales con el proveedor de la estación, si la estación vende gasolina con o sin marca, el tamaño de la estación, los gastos por impuestos, etc.

Los EE.UU., como importador neto de petróleo, está vinculado al mercado internacional del petróleo crudo, sus importacioes representa el 21% del consumo diario total en el mundo. En comparación, la participación de China en el consumo mundial es actualmente del 11%. En total, el mundo consume casi 90 millones de barriles de petróleo por día. Este suministro proviene de yacimientos petrolíferos (o reservas) ubicados en todo el mundo y producidos por miles de compañías. Las mayores fuentes de suministro se encuentran en Arabia Saudita, Rusia, Estados Unidos, China, Canadá e Irán. Dentro de los Estados Unidos, las áreas de producción más grandes son Texas, el Golfo de México, Dakota del Norte, California y Alaska. Particularmente digno de mención es la creciente producción de petróleo de esquisto bituminoso, incluidas las lutitas Eagle Ford (Texas), Bakken Shale (Dakota del Norte y Montana) y las lutitas Pérmian (oeste de Texas).

Cada mercado spot consta de muchos compradores y vendedores, incluidos refinadores, comerciantes, productores y transportistas, que realizan transacciones a lo largo de la cadena de suministro, desde el pozo hasta la refinería. Estos permiten a compradores y vendedores (por ejemplo, refinadores y comercializadores) ajustar más fácilmente sus suministros de crudo y productos derivados del petróleo, para reflejar las condiciones de oferta y demanda a corto plazo, tanto en los mercados de productos como en los del petróleo crudo.

Un contrato de futuros, en contraste con una transacción al contado, se refiere a la futura compra o venta de petróleo crudo o productos derivados del petróleo. Específicamente, es un tipo de contrato que conlleva la obligación de entregar una determinada cantidad de crudo en el futuro. El contrato especifica el volumen, tipo o grado del petróleo crudo, el precio, el tiempo futuro en el que se compra o se vende el crudo, y la ubicación particular en la que se va a entregar. La compra y venta de contratos de futuros se realiza en intercambios organizados. En estas contrataciones la gran mayoría de los operadores "cierran" sus posiciones, es decir, cancelan un contrato antes del tiempo que requeriría que el operador realmente entregue o reciba el petróleo crudo, por lo que las transacciones de futuros raramente implican la entrega real.

Como resultado, el mercado de futuros a menudo se conoce como el "mercado financiero". Los crudos específicos que subyacen a los contratos de futuros a menudo se denominan "marcador" o crudos "de referencia". Un ejemplo importante es WTI (West Texas Intermediate), que es el principal crudo subyacente del contrato de futuros negociado en la Bolsa Mercantil de Nueva York, o NYMEX. De manera similar, el crudo Brent sirve como marcador de crudo para los futuros negociados en la bolsa de Intercambio Continental, o ICE. Estos intercambios organizados reflejan interacciones entre miles de comerciantes independientes, incluidas instituciones tanto comerciales como financieras. Los precios de los contratos de futuros están relacionados con los precios en el mercado físico, porque las posiciones de futuros que no están cerradas darán lugar a la entrega o al recibo.

Por lo tanto, el precio de cierre de "futuros" para cualquier contrato mensual dado, debe ser igual al precio "físico" en el momento en que termina la negociación en el contrato de futuros. Con la entrega, el precio de futuro se convierte efectivamente en un precio físico en el momento en que vence el contrato de futuros. Por lo tanto, por ejemplo, el precio de cierre de un contrato de futuros para entrega en junio debe ser igual al precio spot del petróleo en junio. Si los precios difieren, un comerciante compraría en el mercado en el que el precio es más bajo e inmediatamente lo venderá al mercado donde el precio es más alto y obtendrá un beneficio.

Los precios en las transacciones del mercado spot descritas anteriormente a menudo están vinculados a los precios del crudo en las bolsas organizadas (por ejemplo, NYMEX) con ajustes de precios para compensar las diferencias en la calidad del crudo que se comercializa y la ubicación de la transacción del mercado spot. De hecho, incluso los países de la OPEP a menudo se basan en fórmulas que utilizan los precios determinados en los intercambios organizados para establecer sus propios precios de venta, incluyendo variables relativas a la calidad adecuada y otros diferenciales. El beneficio de estos arreglos es que el precio del crudo físico se establecerá a nivel de mercado en el momento de la entrega. Esto protege a los compradores de las dramáticas fluctuaciones de precios que podrían ocurrir mientras el petróleo crudo está en tránsito hacia sus mercados finales.

Los mercados de futuros aportan una serie de beneficios al mercado mundial del petróleo. En primer lugar, los mercados de futuros de crudo proporcionan información sobre las expectativas futuras con respecto a las condiciones de oferta y demanda. En segundo lugar, estas expectativas se hacen transparentes (es decir, conocidas en el mercado), en forma de una serie de precios de futuros para el crudo que se entregarán en diferentes fechas en el futuro. Finalmente, los productores de petróleo crudo, comercializadores, refinadores y otros pueden usar los contratos financieros en los intercambios para administrar el riesgo, facilitados, en parte, por la participación de inversionistas sin interés comercial en la industria del petróleo (es decir, sin capacidad para producir, refinar, almacenar o vender volúmenes físicos de productos crudos o derivados del petróleo), pero que proporcionan liquidez beneficiosa en el mercado.

Como ejemplo de cómo un participante del mercado podría usar contratos de futuros NYMEX para reducir el riesgo que resulta de los precios del petróleo altamente volátiles en el mercado físico, considere una refinería que enfrenta flujos de efectivo altamente volátiles como resultado de las fluctuaciones dramáticas en los precios del crudo desde el mes a mes y día a día. Para reducir estos riesgos, la refinería puede cubrir sus compras físicas en el mercado spot al también comprar contratos de futuros que aumentan en valor cuando los precios del petróleo suben y bajan en valor cuando los precios del petróleo caen. El resultado es que cuando los precios (y, por lo tanto, los costos de adquisición del refinador) aumentan en el mercado spot, el valor de los contratos de futuros aumentará para compensar el costo adicional del petróleo, y viceversa.

Por otra parte un refinador podría utilizar los futuros de gasolina y calefacción de NYMEX para fijar los precios refinados de los productos, reduciendo así su exposición a los márgenes de refinación volátiles. De manera similar, un productor de petróleo podría vender contratos de futuros de crudo de NYMEX para asegurar los precios del crudo y proteger sus flujos de efectivo de la volatilidad del mercado spot. En este caso, los contratos vendidos aumentarán en valor cuando los precios spot del petróleo bajen y disminuyan cuando los precios del petróleo suban. El resultado es que cuando los precios son bajos, el valor de los contratos de futuros aumentará para compensar el menor precio del petróleo recibido por el productor de sus ventas en el mercado spot. El mercado de futuros del petróleo ha crecido rápidamente desde 1990.

El mercado de futuros sobre el WTI está formado por un gran número de compradores y vendedores que varían notablemente en carácter o posición. Las partes con intereses comerciales (como refineríad y productores de petróleo) utilizan con frecuencia los contratos de futuros para reducir su exposición a los precios volátiles del crudo y de los productos. Sin embargo, el mercado también incluye partes que no son entidades comerciales que buscan cubrir su exposición al riesgo de precio. Estos participantes no comerciales pueden incluir bancos de inversión, fondos de cobertura y otros inversores financieros que tienen contratos de futuros de petróleo como parte de una cartera de inversión diversificada, o que compran y venden contratos de futuros en respuesta a los precios del contrato, buscando obtener un rendimiento por riesgo .

Si bien el papel de los participantes no comerciales en los mercados petroleros ha sido un tema controvertido a veces, está claro que estos desempeñan un papel importante para ayudar a que los mercados de productos básicos funcionen de manera eficiente. Sirven como contrapartes para la cobertura comercial en los mercados de futuros, proporcionando liquidez que asegura que las partes comerciales no incurrirán en costos excesivos para administrar sus riesgos de manera efectiva. El mercado se beneficia de la actividad de todos los tipos de comerciantes participantes porque al aportar diferentes perspectivas, ayudan a garantizar que los precios de mercado reflejen toda la información disponible sobre las condiciones actuales y futuras de la oferta y la demanda.

Los mercados de futuros brindan información valiosa sobre las expectativas del mercado con respecto a las condiciones futuras de oferta y demanda en el mercado físico, condiciones que finalmente determinarán el precio del petróleo. Si, por ejemplo, el precio actual de un contrato de futuros de petróleo para la entrega de petróleo en tres meses es de US$ 80 por barril, ese precio de "futuros" representa las expectativas de miles de compradores y vendedores de cuál será el precio del petróleo. entrega física dentro de tres meses. Y, si en esta situación hipotética, el precio actual (al contado) fuera de US$ 70 por barril, el mercado de futuros estaría revelando la expectativa actual del mercado de que los precios aumentarán en el futuro cercano. Es decir, sobre la base de la información de miles de participantes comerciales e instituciones financieras sofisticadas, los precios de futuros están diciendo a los productores y los consumidores por igual que el mercado de petróleo crudo es probable que permanezca ajustado durante los próximos meses.

Por supuesto, los precios reales del crudo en el futuro pueden ser diferentes de los que implican los precios actuales del contrato de futuros. A medida que cambian las expectativas sobre las condiciones futuras de oferta y demanda (por ejemplo, debido a un clima más frío de lo esperado o eventos políticos o geopolíticos imprevistos que podrían causar interrupciones temporales en el suministro), también lo harán los precios actuales y futuros esperados.

Este proceso de negociación (las interacciones entre varios actores del mercado en los mercados de futuros) es beneficioso porque proporciona información de precios transparente a aquellos que pueden responder a esta información, almacenando petróleo adicional o tomando medidas para reducir su consumo en el futuro. Para ilustrar, cuando los precios de los contratos de futuros con fechas de entrega anticipadas superan a los que tienen fechas de entrega posteriores, el consenso del mercado es que los precios caigan en el futuro. Esto proporciona un incentivo económico para retirar el inventario hoy, lo que suaviza los precios en la actualidad. Por otro lado, cuando los precios de los contratos de futuros con fechas de entrega anticipadas son más bajos que aquellos con fechas de entrega posteriores, el consenso del mercado es que los precios aumenten en el futuro.

Todo esto, proporciona el incentivo económico para construir inventarios si los precios de futuros más altos cubrirán el costo de almacenamiento. Esto supone un ahorro en el suministro para el futuro, cuando el consenso del mercado indica que es más necesario. En resumen, los precios del mercado de futuros brindan información sobre las condiciones de oferta y demanda futuras esperadas en las que los productores y los consumidores pueden actuar hoy. El efecto de estas acciones es cambiar la oferta de petróleo crudo de períodos de precios relativamente más bajos a períodos en los que se espera que los precios del petróleo crudo sean más altos. Estas acciones, a su vez, tienden a mejorar los cambios de precios.

Términos de referencia:

Gravedad API: Escala de grados del Instituto Americano del Petróleo para medir la gravedad específica del petróleo crudo o condensado. Cuanto mayor es la gravedad API, más ligero (menos viscoso) es el petróleo, con la mayoría de los valores para la mayoría de las sustancias dentro del rango 10-40; sustancias con gravedad API superior a 10 flotar en el agua.

Barril: Un barril de petróleo (u otro producto derivado del petróleo) contiene un volumen igual a 42 galones estadounidenses.

Crudos de comparación (Benchmark): Los crudos de referencia (también conocidos como "crudos marcadores") se utilizan como referencia para los precios de los crudos Hay numerosos crudos de referencia, cada uno con particulares características de calidad, que se negocian en un centro específico. Dos de los puntos de referencia más importantes son West Texas Intermediate (WTI) crudo estadounidense del medio continente comercializado en Cushing Oklahoma y Brent que es un crudo del Mar del Norte y del Atlántico norte comercializado en la terminal Sullom Voe en Escocia.

Bitúmen: Es una mezcla viscosa natural, principalmente de hidrocarburos más pesados que el pentano, que puede contener compuestos de azufre y que, en su estado viscoso natural, no es recuperable a una tasa comercial mediante la producción convencional (perforación).

Condensado: Es una mezcla de hidrocarburos de baja densidad que existe como un gas en un yacimiento de petróleo o gas natural, pero se condensa en un líquido a medida que la temperatura y la presión disminuyen durante la extracción. El condensado a veces se denomina "gasolina natural" porque tiene un punto de ebullición similar al de la gasolina refinada; generalmente entra en la corriente de petróleo crudo después de la producción.

Crudo convencional: Es el originado en la producción convencional de petróleo crudo, es decir cuando se perfora un pozo en una formación geológica en la que las características del depósito y el fluido permiten que el petróleo fluya fácilmente al pozo.

Diferencial de rompimiento: Es una medida cuantitativa aproximada de los márgenes brutos de los refinadores, calculados para representar la hipotética compra o venta simultánea de crudo contra la venta o compra de productos refinados de petróleo. Estos diferenciales (o spread) se cotizan normalmente en dólares por barril convirtiendo los precios del producto en dólares por barril y restando el precio del crudo. Por ejemplo, un diferencial de rompimiento (Crack spread) 3-2-1 es la diferencia entre el precio de 3 barriles de un crudo en particular y el precio combinado de 2 barriles de gasolina de motor y 1 barril de combustible diesel.

Diluente: Es un fluido de hidrocarburos que se usa para diluir crudo pesado y especialmente para reducir su viscosidad y facilitar el transporte. En general, se utiliza un destilado para la dilución y transporte de petróleo pesado. El diluyente añadido puede recuperarse en el lugar de destino usando destilación y el diluyente puede bombearse posteriormente para mezclar.

Destilados: Es una clasificación general para las fracciones de petróleo producidas en destilación convencional (es decir, antes del craqueo térmico o catalítico). Incluye combustibles diésel y fueloil. Productos conocidos como diesel N° 1, N° 2 y N° 4 es un combustible se utiliza en los motores diesel en la carretera, como los de los camiones y los automóviles, así como en los motores fuera de carretera, como los de las locomotoras ferroviarias y maquinaria agrícola. Los productos conocidos como combustibles N° 1, N° 2 y N° 4 se usan principalmente para la calefacción de espacios y la generación de energía eléctrica.

Contratos futuros: Acuerdo legal vinculante entre un comprador y un vendedor para la entrega de una cantidad determinada de un producto en un momento, lugar y precio específicos. Estos contratos se negocian en bolsas reguladas y se liquidan diariamente en función de su valor actual en el mercado. Muchos contratos petroleros negociados en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) y otras bolsas terminan sin la entrega física real de la mercancía. Con frecuencia, los contratos de futuros se liquidan o anulan mediante la compra de una posición de cobertura antes de la fecha de entrega y, en general, se utilizan como una herramienta de gestión e inversión de riesgos financieros, en lugar de fines de suministro.

También hay muchos otros tipos de estructuras contractuales e instrumentos financieros utilizados por la industria petrolera. Estos incluyen futuros (un acuerdo hoy para vender en una fecha futura acordada), swaps (un acuerdo para intercambiar o "intercambiar" productos de diferentes calidades o en diferentes lugares o en diferentes momentos), opciones (un acuerdo que proporciona el derecho , es decir, la "opción" para comprar o vender un producto) y swap options (un acuerdo que combina un intercambio y un opción). Los precios de los contratos de futuros son los más comúnmente reportados por la prensa especializada y más visto por el público.

Perforación horizontal: También conocida como perforación direccional es una metodología de perforación en la cual los pozos se giran horizontalmente a cierta profundidad. Normalmente se usa para extraer energía de un estrato geológico específico, como una capa de roca de esquisto.

Fracturamiento hidráulico: Es la propagación de fracturas en una capa de roca, como resultado de la acción que utiliza un fluido presurizado, aditivos químicos, apuntalantes físicos o una combinación de los mismos, para liberar petróleo, gas natural u otras sustancias que se extraerán. La fracturación hidráulica junto con la perforación horizontal se utiliza para producir hidrocarburos a partir de lutitas.

Hidrocarburo: Es cualquier compuesto químico orgánico de hidrógeno y carbono en fase gaseosa, líquida o sólida. La estructura molecular de los compuestos de hidrocarburos varía desde los más simples (metano, un componente del gas natural) hasta los muy pesados y muy complejos.

Proceso in situ: Implican la recuperación, por filtración o calentamientoquímico, de los componentes valiosos de un depósito mineral sin extracción física de la roca mineralizada del suelo. Se usan en la producción de petróleo no convencional, incluidas las arenas petrolíferas.

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): Organización intergubernamental cuyo objetivo declarado es "coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros". La OPEP actúa como un cartel estableciendo cuotas de producción. Fue creado en 1960 y sus miembros actuales son Argelia, Angola, Ecuador, Irán, Iraq, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela.

Pizarra de refinería: Mezcla de petróleo crudo utilizado como insumo en una refinería, y comprende su lista de productos terminados, tipos y calidades. Con base en su equipo instalado, las refinerías están configuradas para usar y producir diferentes pizarras óptimas de crudo y producto.

Capacidad de producción de crudo de repuesto: El volumen de producción que se puede producir dentro de los 30 días y que se mantiene durante al menos 90 días. Arabia Saudita, el mayor productor de petróleo dentro de la OPEP y el mayor exportador de petróleo del mundo, históricamente ha tenido la mayor capacidad disponible; usualmente tiene entre 1,5 y 2 millones de barriles por día de capacidad adicional disponible para la administración del mercado.

Mercado al contado (spot): Son mercados en los que se compran y venden productos básicos tales como petróleo crudo y productos derivados del petróleo para entregas inmediatas o a muy corto plazo, generalmente en un plazo de 30 días o menos. La transacción no implica un acuerdo continuo entre el comprador y el vendedor. Es más probable que se desarrolle un mercado spot en una ubicación con numerosas interconexiones de tuberías, lo que permite una gran cantidad de compradores y vendedores. En EE.UU., Cushing Oklahoma es el mercado spot más importante para el petróleo crudo, específicamente el índice de referencia WTI.

Crudo apretado: Se refiere a los depósitos de petróleo crudo (principalmente liviano) que se encuentran en formaciones tales como pizarra o arenisca apretada, cuya baja porosidad y permeabilidad dificulta la extracción de hidrocarburos por parte de los productores, excepto por técnicas no convencionales como la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.

Crudo no convencional: Término genérico para la producción por medios que no cumplen con los criterios de producción convencional. Estos métodos incluyen perforación horizontal, fracturación hidráulica, extracción superficial y procesos in situ.