Hablando de Mercado: ¿Qué está pasando en el mercado de crudo en Ecuador?

Author Argus

A medida que se estabilizó la producción de crudo en Ecuador y la compañía estatal PetroEcuador renegoció sus contratos de suministro de petróleo, más volúmenes de crudos Napo y Oriente fueron al mercado de exportación y elevaron su valor tras el conflicto de Rusia con Ucrania. 

Sin embargo, las tarifas de flete, que están históricamente altas, presionan ahora los precios de ambos crudos y Ecuador puede caer por debajo de su meta de producción crudo para 2022. 

Acompañe a Josh Vence, gerente de desarrollo de negocios para América Latina de Argus, Julio Faldin, vicepresidente de crudo y productos para América del Sur, y a Giovann Rosales, reportera de crudos en América Latina, y entérese sobre el mercado de crudo en Ecuador. 

 

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Transcript

Josh Vence (JV): Hola y bienvenidos a Hablando de Mercado, una serie de podcasts presentados por Argus sobre los principales acontecimientos que afectan a los sectores de energía y materias primas en América Latina y el resto del mundo. Mi nombre es Josh Vence, y soy gerente de desarrollo de negocios en Argus para América Latina. En el episodio de hoy, platicamos sobre el mercado de crudo en Ecuador con Julio Faldín, vicepresidente de crudo y productos para América del Sur, y con Giovann Rosales, reportera de crudos en América Latina para el reporte Argus Américas Crude.

Julio, comencemos contigo. Tú has estado pendiente y envuelto en muchos de los cambios en la comercialización de crudo en Ecuador. Para contextualizar el tema, ¿nos podrías describir un poco la estructura del mercado petrolero ecuatoriano, actores, infraestructura, etcétera?

Julio Faldin (JF): Hola Giovan y Josh, un gusto poder participar de este Podcast, centrado en temas de Latinoamérica.

Ecuador es particularmente un país exportador de materias primas, y es un exportador, neto, de petróleo crudo. Para darte una idea de su relevancia, la renta petrolera representó el 4.4% del PIB el año pasado, según el Banco Mundial. Este año, esta participación sobre el PIB, seguramente se va a incrementar debido a los mayores precios internacionales del crudo.

La producción de petróleo está en torno a los 470,000 barriles diarios (b/d), posicionándose como el sexto productor de América Latina, luego de Brasil, México, Colombia, Venezuela y Argentina. Sin embargo, debido al rápido crecimiento de la producción de crudo en Guyana, este país posiblemente escale al sexto lugar el próximo año, desplazando a Ecuador, o inclusive al quinto lugar desplazando a Argentina, con un potencial de producción de más de 600,000 b/d.

Entre el 70%/80% de la producción del crudo ecuatoriano es producido directamente por PetroEcuador, empresa controlada 100% por el estado ecuatoriano, mientras que la producción de las empresas privadas de upstream representa aproximadamente el 20% al 30%, y entre las principales podemos nombrar a Andes Petroleum, Enap, New Stratus, Petro Oriental, Pluspetrol, si bien existen otros actores importantes en etapa de exploración como Frontera, Tecpetrol y Gran Tierra.

Actualmente el sistema de contratos bajo el cual operan estas empresas privadas es por medio de Contratos de Servicio, en el cual PetroEcuador se hace cargo de un fee en recompensa por los trabajos de exploración, perforación y producción de las áreas concesionadas a esta compañías, siempre en asociación con PetroEcuador.

Sin embargo, existen proyectos para cambiar este sistema de concesión hacia un esquema de Contratos de Participación, en los cuales las empresas operadoras obtienen una retribución directa en barriles de crudo por los servicios realizados, también en asociación con PetroEcuador, y por ende pueden desarrollar el mercadeo directo de estos barriles.

PetroEcuador cuenta con tres refinerías en el país, dos ubicadas en la costa del Pacifico, la Refinería Esmeralda de una capacidad máxima de 110,000 b/d y la Refinería La Libertad de 45,000 b/d, y la tercera es refinería Shushufindi en el Amazonas de 20,000 b/d de capacidad de procesamiento máxima. La utilización de estas tres refinerías está por debajo de los 150,000 b/d, tomando alrededor de 30% de la producción nacional de petróleo, mientras que el restante 70% de la producción de petróleo debe es exportada.

Los dos principales crudos que produce Ecuador son Oriente y Napo. En forma mensual se exportan alrededor de 10,000 b/d por mes de los cuales 7,000 b/d están bajo acuerdos de financiamiento de largo plazo con el gobierno de Ecuador, con empresas asiáticas y los 2 millones de barriles restantes actualmente son comercializados en licitaciones públicas, en cargamentos spot o a mediano plazo.

Los destinos de estos crudos son variados, en general son comprados por refinerías o compañías de trading para ser procesado en la costa Oeste y en el Golfo de los EE. UU, o también por refinerías de Chile y Perú.

A nivel logística, Ecuador cuenta con dos terminales de exportación y dos oleoductos principales, SOTE y OCP, ambos oleoductos conectan la zona del Amazonas con la costa del Pacifico. La zona del Amazonas es la principal productora de crudo del Ecuador ubicado en el norte del país, cerca de la frontera con Perú y Colombia. Mientras que en la costa del Pacífico están las dos terminales de exportación y las dos mayores refinerías del Ecuador.

Debido a que los principales crudos del Ecuador, Napo y Oriente tienen diferentes calidades, el crudo Oriente es un crudo medio, de 22/24 API y agrio de 1,5% de azufre, mientras que el crudo Napo es un crudo más pesado, de 17/19 API, y más agrio que el crudo Oriente, con un 2% de azufre, tener estos dos oleoductos permite una mayor flexibilidad para lograr la segregación de estas dos calidades.

El Oleoducto TransEcuatoriano (SOTE) de una longitud de casi 500km y 360,000 b/d de capacidad de bombeo finaliza en la refinería Esmeralda y el puerto de exportación de crudo ¨Balao¨, en el cual es factible la carga de barcos de tamaño Panamax y Aframax. El Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), tiene una longitud parecida, de 485km con una capacidad de bombeo de 450,000 b/d, finaliza en la Terminal Marítima OCP que posee un mayor calado, permitiendo realizar cargas de barcos de mayor tamaño como ser Suezmax y VLCC inclusive. Aproximadamente SOTE transporta el 70% y OCP un 30% de la producción de crudo total de Ecuador.

Josh Vence: Muchas gracias, Julio por la descripción del mercado petróleo en Ecuador. Entiendo que este mercado es de gran interés no sólo para Latinoamérica, pero también para refinerías, particularmente aquellas en la costa pacífica de EE.UU. Giovann, desde el punto de vista de la cobertura de Argus, ¿qué nos puedes comentar?

Giovann Rosales: Hola Josh y Julio, muchas gracias por invitarme al podcast. La producción de crudo en Ecuador se ha mantenido en un rango de los 450,000 b/d a 533,000 b/d en los últimos 10 años.

Pero lo más significativo es que hay más volumen disponible para vender en el mercado spot o a mediano plazo, y esto para Argus es fundamental dado que esto permite tener una liquidez suficiente para seguir el comportamiento del precio de los crudos.  Es por este cambio de estrategia que Argus decidió comenzar a republicar los precios diarios de los crudos de Napo y Oriente.

Y recientemente PetroEcuador renegoció acuerdos de suministro de petróleo con PetroChina para extender la fecha de entrega final de más de 76 millones de barriles hasta el 2027, por lo cual también va a liberar más volumen para el mercado spot.

Cabe recordar que Argus publicó esto precios hasta el año 2014, momento en el cual la mayoría del volumen de crudo era comercializado en contratos de largo plazo, perdiendo la liquidez y de esta forma la información necesaria para el seguimiento de los precios.

Hoy en día, nuestros precios son la referencia utilizada por PetroEcuador y sus compradores tanto para acuerdos de corto a mediano plazo.

Josh Vence: Volviendo a la actualidad, ustedes, ¿Qué impacto han recibido los crudos ecuatorianos a raíz de los diferentes eventos internacionales? Por ejemplo, el conflicto entre Rusia y Ucrania.

Julio Faldin: Los crudos ecuatorianos, al igual que los demás crudos producidos en Latinoamérica fueron impactados en varios aspectos por el conflicto de Rusia y Ucrania, en primer lugar, debido a la búsqueda de Europa en reemplazar, de forma paulatina, el suministro del crudo Urales de Rusia, esto hace que hayan cambios en flujos de comercialización internacional, por un lado hemos visto precios de Napo y Oriente superando los $110/b y $114/b, respectivamente. Hemos observado una mayor afluencia de crudos de los EE.UU, y latinoamericanos llegando a Europa,  y esto permitió que más refinerías americanas se vieran interesadas en posicionarse en contratos de crudos ecuatorianos, como es el caso de Shell, P66 y Marathon, además de las compañías de trading que suelen interesarse en las operaciones spot.

Giovann Rosales: Si, buen punto Julio. Los crudos Napo y Oriente se vieron fortalecidos principalmente por la demanda en la costa oeste de EE.UU que es una región de mayor demanda para los crudos ecuatorianos al igual que otros crudos de Latinoamérica.

Por ejemplo, un crudo muy similar en calidad a Oriente es el Vasconia de Colombia, y es un grado muy utilizado en las refinerías de la costa oeste de los estados unidos, como también el crudo Medanito de Argentina y Liza de Guyana.

Y al inicio del conflicto este apetito por crudos ecuatorianos se pudo observar en la reducción de los diferenciales o descuentos del crudo Napo y Oriente vs la referencia WTI, se han visto fortalecimientos de hasta $4/b entre los precios pre-conflicto y máxima apreciación en marzo, abril y junio.

En abril fue cuando las exportaciones de crudo de Rusia a la costa oeste bajaron a menos de 27,000 b/d, cuando un mes antes el volumen estaba a casi en 70,000 b/d. Tomemos en cuenta que después de abril no se recibieron barriles de crudo ruso en la costa oeste de EE.UU.

Y al mismo tiempo crudos que en general tenían destino final en la costa oeste de EE.UU comenzaron a ver más demanda en el mercado de Europa, por lo cual se generó un déficit de suministro en la costa oeste de EE.UU

Julio Faldin: Si, sin embargo, a medida que el volumen de exportación de crudo americanos se fue robusteciendo hacia Europa, por ejemplo, volúmenes de las reservas estratégicas de los EE.UU fueron tomando escala en el mercado americano, este fortalecimiento de los diferenciales fue perdiendo relevancia, llegando a un mínimo en el mes de agosto que es cuando la calidad del crudo las reservas estrategias era principalmente agrio de aproximadamente 1,4% de azufre. Este efecto se ha visto revertido en septiembre dado que más crudo dulce es exportado desde las reservas estratégicas de crudo de los EEUU.

Otro efecto directo del cambio de flujos de crudo es que las distancias de los viajes de los cargamentos han dejado se ser óptimos, registrándose viajes más largos, mayores demoras, que en definitiva saca de circulación un porcentaje de los barcos disponibles para ser contratados, esto ha encarecido los fletes, y esto afecta directamente a los diferenciales.

Giovann Rosales: Sí, y el precio de fletes ha sido de mayor impacto para los crudos de Latinoamérica. En especial la ruta para transportar crudo de Ecuador a la costa oeste de EE.UU en un Panamax subió a niveles no vistos desde más de 15 años. El costo para enviar un buque a la costa oeste está casi a $47 por tonelada, equivalente a $7 dólares más para cada barril de crudo Napo u Oriente.

Es importante remarcar que actualmente el crudo estadounidense ANS, que puede verse como un crudo competidor de los ecuatorianos, se comercializa con precios superiores a los actuales de Napo y Oriente. Este spread daría espacio a una posible apreciación, si la demanda se mantiene estable. Sin embargo, actualmente lo que se está visualizando en el mercado global es una menor demanda, debido a los riesgos de una posible recesión.

Julio Faldin: A raíz de esta percepción de menor demanda, estamos viendo una menor participación de las refinerías, dado que tienen una menor flexibilidad para incrementar su capacidad de almacenaje de forma rápida, y en su lugar están tomando preponderancia las compañías de trading, pero con descuentos mayores para compensar los mayores costos de fletes, los costos de almacenamiento, mayores costos de cobertura por un mayor tiempo de almacenaje, y la estructura del mercado, que también debe ser compensada.

Josh Vence: Hemos escuchado a fines del año pasado y a mediados de este una serie de incidentes logísticos y sociales que terminaron impactando la producción de crudo del Ecuador. ¿Qué pueden comentarnos al respecto?

Giovann Rosales: Es correcto Josh, si bien fueron eventos de distinto tipo, ambos repercutieron en la producción de crudo, obligando a PetroEcuador a declarar la fuerza mayor en sus contratos de venta. En el caso de fines del año pasado e inicio de este año, a raíz de las intensas lluvias y el desborde de los ríos se produjeron desplazamientos de tierra en el trazado de los oleoductos SOTE y OCP, produciendo el derrame y paralización del bombeo, y por ende pérdida de producción.

Por otro lado, en junio, hubo protestas sociales por el incremento de los subsidios a los combustibles en la zona amazónica, el conflicto escaló llegando a la paralizar más de mil pozos, que causó una reducción de aproximadamente 3 millones de barriles.

Y cabe mencionar que la producción privada no se vio afectada a los niveles de PetroEcuador debido a que tiene una mayor capacidad de almacenaje, evitando así el paro de pozos.

Estos incidentes no provocaron la cancelación de cargamentos previamente acordados, pero si debieron ser replanificados, demorando las entregas entre 15 y 20 días.

El objetivo planteado de producción de gobierno ecuatoriano para el 2022 era de 580,000 b/d. Y desde enero a agosto de este año el país está en un promedio de casi 460,000 b/d.

Julio Faldin: Otro tema que me gustaría remarcar es que a pesar de que Ecuador es un país exportador neto de crudo, también es un importador neto de productos refinados, en especial diésel y gasolinas, por lo cual Ecuador tiene un déficit de capacidad de refinación. Durante muchos años esta situación ha dado lugar a la evaluación de varios proyectos para incrementar el complejo de refinación y también otros proyectos para la optimización de las refinerías actuales, teniendo en cuenta que disponen de las reservas y de la producción de crudo para su procesamiento de forma local.

Josh Vence: Gracias, Julio y Giovann. Se nos acaba el tiempo, pero muchas gracias por acompañarnos en este episodio de Hablando de Mercado.

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