CAPITULO IV

UNA APOXIMACION A LA ESTRUCTURA DEL PRECIODE LOS PETROLEOS DE LA OPEP

El estudio de la formación del precio del petróleo es altamentedifícil. Se trata de determinar el precio de una mercancía muy es­pecial, cuyo precio no se alinea por el costo de producción, y laacción de las leyes de la oferta y la demanda está sometida a lainfluencia de un conjunto de factores extra-económicos. En estecapítulo pretendemos mostrar cómo se ha ido históricamente inte­grando la estructura de precios, entendida como el conjunto de precios atribuidos a las diferentes calidades de petróleo.

La presentación de la evolución histórica a través de la fijaciónde precios que realizaban las compañías y luego las resoluciones dela OPEP nos mostrará que "el precio de los petróleos crudos y enespecial los precios affiches en el Medio Oriente. son generalmentedescritos como de naturaleza histórica y las disparidades que seobservan son aceptadas como realidades objetivas e inalterables"

Esta particularidad ha establecido una estructura de preciosque se basa en el precio de un crudo tomado como referencia, fi­jado por acuerdo entre los países OPEP, a partir del cual se deter­mina el precio de los demás crudos. Las decisiones de la OPEP sondestinadas a fijar el nivel del precio del crudo de referencia y losaumentos o disminuciones que la organización decreta se refleja­rán en el precio de los demás petróleos. En este capítulo estudia­remos cómo se estructura el sistema de precios petroleros de laOPEP a partir del precio del crudo marcador.

1. RIFAI Taki. Les prix du pétrole. París: Ed. Technip, 1974. p. 67.

PRIMERA SECCION

EVOLUCION HI5TORICA

En la estructuración de los precios petroleros, podemos distin­guir varias etapas. La primera, en la cual las compañías petrolerasinternacionales ejercían el control total sobre los precios y deter­minaban esa estructura; otra etapa comienza con la creación de laOPEP y su progresiva participación en la fijación del precio del crudo,que culmina en 1973 con la decisión de fijar de manera soberana yunilateral este precio; a partir de 1974 se inicia una nueva etapa debúsqueda de una estructura coherente de precios.

Los elementos a considerar en esta estructura de precios son:el precio affiché (posted price l , los costos técnicos de producción,la royalty, los impuestos y la fijación de los valores relativos, to­mando en cuenta los diferenciales de calidad, flete y azufre.

Para apreciar cómo se ha estructurado este sistema, presen­taremos un breve recuento de la evolución histórica de tales ele­mentas.

§ 1. La estructura de precios establecidos por las compañíaspetroleras.

Las bases del sistema establecido por las compañías son losllamados precios affichés que tienen su origen en los precios anun­ciados por los refinadores que presentan los precios a los cualesellos están dispuestos a comprar cualquier cantidad de petróleo atodo productor cuyas instalaciones de producción están ligadas a sured de oleoductos. Este precio era considerado en los Estados Uni­dos como un precio de comprador A estos precios affichés seañadían los costos de transporte del Golfo de México a cualquierpunto del mundo y se constituía el precio FOS de exportación. Estesistema se conoce con el nombre de Golfo-Plus y establecía queel precio de un petróleo crudo era fijado como si proviniese delGolfo de México, independientemente de su punto real de expor­tación.

En 1944, con la aparición de la producción del Medio Oriente ypor presiones del gobierno británico, se reconoce el Golfo Pérsicocomo un centro autónomo de fijación del precio. Los dos Golfos cons­tituyen así una doble base para la fijación del precio y el mecanismoconsiste en igualar el precio CIF de los crudos exportados de lasdos regiones que servían de base, sobre una línea dada; esta líneade igualdad se situó sobre la costa italiana. Durante este período,las compañías pagaban a los países productores una contribución

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fija por lo que el precio affiche se conservaba como una expresiónde las relaciones de mercado.

Los precios affiches son introducidos en los países productorescomo referencias fiscales y no como reflejo de las relaciones demercado; ellos no guardaban relación con los verdaderos precios deventa -precios de realización- del crudo; en 1950, con la implan­tación del 50%-50% (fifty-fifty) en el Medio Oriente, que fue esta­blecido por Venezuela 2 en 1949, el precio affiche se convierte enuna referencia fiscal y su utilidad es para determinar los beneficiosimponibles de las compañías en los países productores.

Las grandes compañías internacionales del petróleo manteníanel sistema de precios affiches y generalmente inflaban su valor paraaprovecharse del crédito de impuesto establecido por la legislaciónamericana e incluso consideraban favorable el aumento de los im­puestos por parte de los paises productores, ya que esto les peromitía minimizar sus obligaciones fiscales en los Estados Unidos yno les originaba ninguna disminución de sus beneficios.

Esta nueva situación hace que el precio affiche pierda toda susignificación como precio que expresa la realidad del mercado.

Durante este período se generalizó la experiencia de la indus­tria americana que penalizaba los petróleos de acuerdo a su den­sidad API; el valor colocado por las compañías petroleras por cadagrado API, a partir de un crudo de referencia de 36" API 3 era de 2céntimos de dólar/barril, el precio affiche era publicado junto conel grado API para establecer el precio total del crudo.

La metodología mediante la cual las compañías establecieronsu sistema de valores relativos, es decir, el conjunto de precios delas distintas calidades de crudo ofrecidas en el mercado, tomandocomo base un crudo de referencia y considerando los diferenciales(flete, calidad), no es conocida; según Taki Hifal,' la única referen­cia es un documento de Esso relativo a la fijación del precio affichedel bruto Zelten de Libia en 1961. En realidad, el sistema de valoresrelativos establecido por las compañías, que rige hasta el acuerdode Teherán, no era un real sistema de valores relativos; las compañías se comprometían a variar el "posted price" en 2 céntimos dedólar-barril por cada grado API si la gravedad del mismo crudo va­riaba en algún cargamento en relación a la lista API publicada juntocon el "posted price ". Los precios en la misma región no eran rela­cionados en términos de API para un mismo crudo; los diferencialesentre varios crudos eran aumentados o reducidos por las compañíasde acuerdo a criterios no expuestos públicamente. En realidad, elcosto del crudo para las compañías era una función de los costos

2. En Venezuela. hasta 1966 las empresas petroleras declaraban sus ingresos enbase a los precios de realización (precio efectivo de venta percibido por ellas).

3. Utilizado hasta 1959 y transformado en Arabian Light 34° API.4. RIFAI T. op. cit., p. 99.

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de producción y de los pagos a los productores, los precios erancifras de referencia: las diferencias de precio significaban muy pocopara eflas debido a los acuerdos sobre las cuotas de mercado a quelas impulsa su naturaleza integrada y de cartel internacional.

~ 2. La estructura de precios establecida por la OPEP.

A principios de 1960, nuevas factores aparecen, entre los cua­les la protección del mercado norteamericano, la expansión fuerade Estados Unidos de las sociedades petroleras "independientes", eldescubrimiento de yacimientos importantes en el Medio Oriente yLibia. Esto determina la baja de los precios del petróleo por las com­pañías, provocando como reacción de los países productores lacreación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo(OPEP) .

Los países miembros de la OPEP no habían estado antes de lafundación de la organización implicados en el mecanismo de fija­ción de los precios. Su papel se había limitado al de mero recolec­tor de impuestos y a vigilar en sus territorios las actividades querealizaban las compañías que poseían acuerdos de concesiones.

La OPEP como organización acepta los precios affiches comobase del sistema de precios, al igual que el diferencial de calidadestablecido por las compañías; y desde su nacimiento, comienza latarea de unificar al máximo la política de los productores, de esta­blecer bases comunes para fijar los precios.

A) De la Conferencia de Ginebra a las resoluciones de Caracas.

Desde la constitución de la OPEP, las cosas van a tomar otradirección: en junio de 1962, se fija como objetivo fundamental en laConferencia de Ginebra la defensa de los precios, y se decide enconsecuencia:

la congelación de los precios affiches al nivel alcanzado an­tes de agosto de 1960

cambio de naturaleza de la contribución: ella era entoncesconsiderada como un adelanto sobre el impuesto que con­cernía los beneficios de las sociedades; la OPEP reclama queella sea asimilada a los gastos 'y no a un impuesto

supresión por etapas de las reducciones oficiales acordadaspor los Estados productores sobre los precios affiches.

En diciembre de 1963, la OPEP declara que "los precios delpetróleo crudo no han aumentado hasta el momento en proporciónal precio de los artículos manufacturados y que la disminución delos precios del petróleo es contraria a los intereses de los paísesmiembros"

165

Las discusiones entre los países de la OPEP y las cornpanrascontinúan para el establecimiento del precio del petróleo.

En 1963, en Trípoli (13-7-65j, la OPEP prevé la adopción de unplan de producción, a fin de garantizar aumentos racionales de laproducción en los países miembros. Su objetivo era responder al in­cremento de la demanda mundial y someter las compañías a unprograma de produción aprobado por los gobiernos de los paísesmiembros.

En 1966, en Viena (25-28/4/66), la OPEP "recomienda a losgobiernos de los países miembros la aplicación de los precios affi­ches o de referencia con el objeto de determinar las obligacionesfiscales de las sociedades petroleras que operan sobre sus territo­rios" (Resolución XI. 72).

En 1968, una importante decisión es adoptada en Bagdad el 28de junio en la cual se establece que "los gobiernos de los paísesmiembros se esforzarán en la medida de lo posible por explorar ydesarrollar sus recursos de hidrocarburos directamente". Es el prin­cipio sobre el cual se basa la explotación directa de los recursosde hidrocarburos, adoptada por los países miembros de la OPEP.

A partir de 1970, una tensión se Crea en el seno del mercadopetrolero que tiene por efecto la acción combinada de varios fac­tores. Entre ellos, se puede señalar:

la fuerte demanda petrolera, principalmente de Europa y deJapón, que alcanza un rítmo anual de 10%

las diversas restricciones que sufría la oferta como conse­cuencia de:

la limitación de las toneladas disponibles en el Mediterrá­neo oriental como consecuencia de la ruptura del oleoducto(pipeline) de lraq, llamado Tapline

la reducción del nivel de producción por Libia a 120 MT/ añoa fin de obtener un aumento de sus precios affiches

la posición de importador neto en la cual se situaron losEstados Unidos

un factor muy importante es el constituido por las inciden­cias dr la crisis política del Medio Oriente como resultadodel conflicto árabe-israelí.

Todos esos elementos estaban configurando la crisis que sedesencadenaría en 1973.

-En esta situación, la presión hacia el alza de los precios se

hace sentir en el mercado petrolero y fuertes aumentos se produ­cen en Argelia, que eleva sus precios de 2,08 dólares por barril a2,885 dólares; en Libia, cuyos crudos alcanzan 2,53 dólares por ba-

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rril. Los crudos pesados del Golfo Pérsico suben 9 centavos dedólar por barril. los de Nigeria, 25 centavos.

Hacia fines del año 1970, una reunión de la OPEP tiene lugaren Caracas donde se adopta la Resolución XXI/120 que prevé:

1) El impuesto mínimo de 55% sobre el beneficio neto de lascompañías petroleras que operan en los países miembros:

2) La uniformización de los precios affiches para alinearlos él

aquellos de los países más favorecidos y su aumento ge­neral para reflejar la evolución favorable sobre el mercadopetrolero mundial, es decir, eliminar las disparidades entrelos precios affiches, tomando como base el precio alcanzadopor el crudo libio en septiembre de 1970;.

3) La definición de nuevas bases para el cálculo de las primasde densidad que afectan los precios afflches:

4) La supresión de todas las reducciones sobre los precios deexportación del petróleo crudo;

5) La indexacción del nivel de los precios fuertes del petró­leo a fin de remediar la baja del valor real de los ingresosfiscales de los países miembros debida sea a la devaluación de la moneda de cuenta (dólar) y de las monedas delos principales países industrializados, sea a la erosiónmonetaria;

6) Un control más estrecho de la política de las sociedadesconcesionarias en materia de producción y de inversionesde investigación y desarrollo;

7) La prima de localización geográfica para considerar la ven­taja del flete que beneficia a los petróleos del Medite­rráneo; y

8) La participación de los países miembros en los interesesde las sociedades concesionarias.

Estas resoluciones marcaron el comienzo de nuevas relacionesentre las compañías y los países productores y abrieron la vía parala acción soberana de la OPEP sobre los precios y la producción.

B) Los acuerdos de Teherán y de Trípoli.

El acuerdo de Teherán fue firmado en 1971 entre 22 compañíaspetroleras internacionales y los países productores del Golfo Pér­sico (Irán, Arabia Saudita, Iraq, Koweit, Abu Dhabi y Oatar l , Losaspectos más importantes de este acuerdo son:

La estabilización y generalización en 55% de la tasa delimpuesto sobre los beneficios netos de las compañías;

167

- Un aumento general de 33 céntimos por barril sobre todoslos precios affiches concernidos, más 2 céntimos suplemen­tarios en pago de las disparidades del flete;

- El ajuste hacia arriba del precio affiche para los crudos máspesados, que comenzó en noviembre de 1970, cuando los cru­dos de Irán y de Koweit,de 31°, fueron aumentados de 9céntimos por barril. seguidos del petróleo de Arabia Saudita.de 31° y 27";

- El aumento de 1 céntimo suplementario por barril para loscrudos de 31° y de 6 céntimos por barril de Basrah para lasdisparidades precedentes;

- la eliminación progresiva hasta 1975 de todo lo que quedabacomo desgravamen OPEP: el porcentaje de desgravamen yde diferencia de densidad acordado en función del pago inte­grado de las contribuciones 'J del desgravamen por comer­cial ización;

- El aumento anual de 2,5% sobre el precio affiche para cu­brir la tasa de inflación mundial sobre los bienes importadospor los países miembros de la OPEP;

- El aumento anual de 5 céntimos por barril para reflejar elincremento de la demanda y el del precio del crudo duranteel período del acuerdo (durante 5 años).

Este acuerdo modifica favorablemente para los países signatarioslas relaciones con las compañías y pone en evidencia la potenciall­dad de la OPEP, así como su capacidad para adquirir la soberaníaen las decisiones prcniipales sobre la industria petrolera.

En 1971 es firmado un acuerdo entre el gobierno Libio y el cartelde las compañías internacionales. Este acuerdo es más favorableque el de Teherán. En el acuerdo de Trípoli aparecen suscritos, des­pués Arabia Saudita, Argelia. Iraq y Nigeria. El acuerdo de Trí­poli comporta los elementos siguientes:

- En materia de fiscalidad y de indexación, este acuerdo con­sideraba de nuevo las estipulaciones del acuerdo de Teherán:

- El alza de los precios era más importante que el alza obte­nida por el acuerdo de Teherán. El nuevo precio affiche, queno retomaba en consideración sino sus elementos fijos, re­flejaba un aumento de 52 centavos por barril (pasando de2,55 a 3.03 dólares por barril), precio que se descomponíade la siguiente manera:

• 35 céntimos a título de transposición del acuerdo deTeherán

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• 10 céntimos de prima por débil contenido de azufre, apli­cable a los crudos de un contenido igual o inferior a0,5% de azufre

• 7 céntimos de incremento del diferencial entre los pre­cios affiches del Golfo y los de Libia.

La principal innovación del acuerdo de Trípoli consiste en unaprima móvil de 25 céntimos de dólar por barril para el crudo de Li­bia, 12 céntimos de dólar consagrados a la reapertura del Canal deSuez y 13 céntimos al nivel de las tasas de fletes de los petroleros(índíce World Scale ) . En fin, el acuerdo establece dos primas: unageográfica, llamada la prima de Suez, y la prima de contenido deazufre.

El acuerdo de Teherán significó un aumento de 21% en pro­medio del precio affiche para los países signatarios, mientras queel acuerdo de Trípoli significó un aumento en promedio de 34% máso menos.

En cuanto a los ingresos, el acuerdo de Teherán significó unaumento de 1.209,90 millones de dólares, y el de Trípoli, 906,10 mi­llones de dólares.

C) El acuerdo de Ginebra y la decisión de 1973.

Los acuerdos de Teherán y de Trípoli serán complementados porun acuerdo firmado en Ginebra en 1972. Este acuerdo comporta doscláusulas principales:

1 . Los precios affiches en dólares son aumentados uniforme­mente en 8,49%, además de los aumentos periódicos de2,5 y 5 dólares/barril, previstos en Teherán.

2. El incremento de 8,49% aumentado por 2,5%, de acuerdode Teherán, puede compararse con respecto al dólar conla media aritmética del aumento de las tasas de cambiode nueve países industrializados (República Federal Alema­na, Bélgica, Francia, Italia, Japón, Países Bajos, Reino Uni·do, Suecia y Suiza) entre el 10 de abril de 1971 y el 20 deenero de 1972, es decir, 11,02%.

El primero de marzo de 1972, luego cada tres meses hasta elprimero de diciembre de 1975, esta misma media aritmética, sobre­pasa 13,02% o es inferior a 9,02%; nuevos precios affiches seránpropuestos, según la fórmula:

B-AX2 = X' + 0,0849 Xl ---

11,02

Xl antiguo precioX' precio de la víspera del cálculo

169

X2 nuevo precioB nueva media aritmética de las nueve monedasA antigua media aritmética de las nueve monedasXl y A corresponden a la misma fecha.

El objetivo de esta fórmula era senalar el ajuste que era neceosarlo hacer en los niveles de precios del crudo. fijados por el acuer­do de Teherán, a fin de compensar las pérdidas que, en el poderadquisitivo. sufrían los países productores como consecuencia delas fluctuaciones del dólar.

La aplicación de la fórmula puso en evidencia que el ajuste delos porcentajes que resultaban no compensaba la devaluación deldólar frente al oro. El primero era de 6,5% y el segundo de 11.9%.

"El defecto principal se debía al hecho de que la fórmula con­sideraba la multiplicación de:

0,0849 x --- = 1011.02

que implicaba la realización de un ajuste en los precios realizadosen esta relación cuya equivalencia era de 77% y no de 100% conrespecto a la devaluación del dólar. Las cifras 0.0849 y 11.02. comoprendidas en la fórmula. han sido empleadas en la medida dondela primera había sido el montante de compensación acordado a lospaíses signatarios del acuerdo. en el momento de la devaluacióndel dólar, que tuvo lugar antes de la puesta en vigencia de esteacuerdo. mientras que la segunda cifra ha sido la variación en por­centaje de la paridad del dólar frente a las nueve monedas de lospaíses en ese momento"."

Si tomamos el crudo Arabian Light 34° API entregado en Has­tanura, el mejoramiento de 8,49% que el acuerdo de Ginebra ha sig­nificado. se obtienen los resultados siguientes:

CUADRO N? 57

Precio afficheRoyalties 12.5%Costo estimadoImpuesto de 55%Parte del gobierno (B + D)Precio fiscal parala compañía (C+E)

Situación19·1·72

2.2850.2850.1151.0361.321

1.436

acuerdoGinebra

2.4780.3090.1151.1291.438

1.553

0/0

variaciones

+ 8,49+ 8,42

+ 8,97+ 8,92

+ 8,14

FUENTE: P.G.A. 1·2·72. Acuerdo de Ginebra.

5. HERNANDEZ NAVARRO Ramón. OPEP, precios del petróleo y crisis energética.U.C.V., Caracas, 1974, p. 40.

170

Podemos constatar los puntos siguientes: el aumento del pre­cio affiche significa. un incremento de 8,92% de los ingresos delgobierno y un alza de 8,14% del precio fiscal soportado por la com­pañía. El acuerdo de Ginebra situaba el aumento de los ingresosde los países del Golfo en 700 mlllorres de dólares, con una produc­ción de 16 millones de barriles, y los ingresos del año 1971. queeran de alrededor de 8 millones de dólares. Si se hubieran realizadocálculos a la tasa real de devaluación del dólar, los aumentos habríanalcanzado entre 900 y 1.000 millones de dólares. Una diferencia decerca de 200 millones de dólares, 300 millones de dólares durantetoda la duración del acuerdo, significaba una pérdida de 1,5 millonesde dólares más o menos.

Estas consideraciones, entre otras, han provocado la modifica­ción de esta fórmula en la cual el coeficiente moderador desaparecey queda:

B-A

100

Esta fórmula ha sido el resultado de un acuerdo con las com­pañías, fórmula a la cual han sido incorporadas las monedas de Ca­nadá y Australia.

Ella es revisada cada mes y ajustes son realizados por cada 1%de variación en la media de devaluación de las monedas que sontomadas en consideración para establecer el índice de ajuste.

Estas fórmulas ponen en evidencia que la ausencia de un patrónmonetario seguro y reconocido ha provocado un problema muy difí­cil de resolver en las relaciones económicas internacionales. El pro­blema de la reevaluación del precio de una materia prima es pro­fundamente complejo y en la práctica, no existe ninguna soluciónadecuada.

Esta situación daba una ventaja a países como Alemania y Japónque habían revalorizado sus monedas con respecto al dólar y queestaban entre los principales clientes y aprovisionadores de lospaíses del Golfo.

Desde el punto de vista metodológico, se ha observado que la in­dexación no podía realizarse dando el mismo peso a las diferentesmonedas, pero que era necesario hacer una ponderación en fun­ción del volumen de cambio recíproco entre los diversos países. afin de garantizar el objetivo de base de esos compromisos. que eraevitar la disminución del poder adquisitivo real.

Los años 1972 y 1973 presentaron el panorama que permitirá lafijación soberana de los precios del petróleo por parte de, !os paísesde la OPEP y la utilización del petróleo como arma polltlca.

171

En el mes de octubre de 1973, la CriSIS se desarrolla. El 7 deoctubre, Iraq nacionaliza los intereses americanos de la Basrah Pe­troleum Company, representados por Exxon y Mobil, en represaliacontra Estados Unidos, que fueron acusados por los árabes de ayu­dar a Israel en la guerra contra Egipto y Siria.

El 11 de octubre tiene lugar el cierre de la Tapline. El 17 deoctubre los diez países miembros de la OPAEP (Organización dePaíses Arabes Exportadores de Petróleo) que se reunieron en Ko­weit, toman la decisión de reducir en 5% la producción de su petró­leo destinado a Europa occidental, salvo para los países consideradoscomo amigos (Francia, España, Gran Bretaña). Al mismo tiempo,deciden poner un embargo al petróleo destinado a los Estados Unidosy a los Países Bajos. Un aumento del precio affiche es decidido. ElArabian Light 34° API alcanza 5,12 dólares/barril. Iraq se separa deese plan de reducción y prefiere nacionalizar los intereses america­nos y holandeses. Las medidas tomadas por los árabes son ratifi­cadas por la OPEP. Es así como se desencadena la crisis "ener­gética".

En diciembre de 1973, los países del Golfo Pérsico, con el apoyodel resto de los países de la OPEP deciden:

- que el precio affiche del Arabian Light 34" API sea de 11,65dólares/barril, decisión que entrará en vigor a partir del 1'" deenero de 1974.

- Organizar una reunión especial de la conferencia de la OPEPel 7 de enero de 1974 para discutir las bases de una polí­tica de precios a largo plazo y estudiar las posibilidades deabrir un diálogo entre países productores y países consu­midores a fin de evitar la entrada en un proceso en espiralde aumento de precios.

D) Los nuevos tiempos (1974-79) .

A partir de 1973, la OPEP adquiere la responsabilidad de fijarde manera soberana los precios del crudo, y se inicia una nuevaetapa, tanto en sus relaciones con las compañías como con los Es­tados consumidores.

A partir de 1974, la OPEP realiza un esfuerzo considerable paradeterminar una estructura técnica de precios y al lado de sus reso­luciones de aumento del crudo, adoptadas a lo largo de estos añosfiguran importantes decisiones sobre los diferenciales y la búsquedade procedimientos técnicos adecuados para la fijación de los valo­res relativos.

A partir de 1974, el sistema de valores relativos se refiere a trescategorías: API, contenido de azufre y localización geográfica.

En referencia al crudo marcador, Arabian Light 34° API y de 1,7%de azufre por peso, se establecen primas de 6 céntimos de dólar/ba-

172

rril por grado API para los crudos livianos mayores de 34° API y unapenalización de 3 céntimos de dólar/barril por cada grado API paralos crudos inferiores a 34° API.

Las primas sobre el contenido de azufre en referencia al crudomarcador han sido variadas; la comúnmente aceptada es del ordende 2 a 3 céntimos por cada 0,1% de diferencia en contenido deazufre en relación al crudo marcador.

Las primas de localización se calculaban en base a la diferen­cia de costos de transporte del Arabian Light desde Rastanura a seisdestinaciones consideradas y un crudo cualquiera desde su origena estas destinaciones.

La discusión de estas medidas constituye un largo capítulo enel seno de la OPEP. Durante este período se establece como preciode venta del petróleo el 9~% del precio affiche, en base a losacuerdos de participación firmados entre las compañías y los paísesdel Golfo. Este precio es llamado Oficial Selling Price 6 sobre el cualse reflejan las decisiones de la OPEP. El precio del crudo marcadorha pasado desde 1973 a enero de 1979 de 10,84 dólares/barril a 13,335dólares/barril; el royalty se ha unificado en 20% para todos lospaíses de la OPEP y el impuesto sobre el ingreso se ha establecidoen 85% en los países del Golfo.'

En 1977, por la negativa de la Arabia Saudita a elevar los pre­cios en 10% se produjo un ststerna de doble precio y los esfuerzospor la unificación de los precios tuvieron que afrontar esta nuevadificultad que estimuló la competencia entre los crudos y repercutióseriamente en la determinación de los diferenciales. En julio de 1977el sistema volvió a unificarse y durante el período comprendidoentre julio de 1977 y diciembre de 1978 se mantuvo una congela­ción de los precios del crudo.

El cuadro siguiente ofrece un resumen de las principales deci­siones de la OPEP en materia fiscal y de precios.

6. Oficial Selling Price = precio oficial de venta (POV).7. En Venezuela donde la industria ha sido nacionalizada a partir de 1976, el im-

puesto es de 67%. •

173

CUADRO N9 58

PRINCIPALES DECISIONES TOMADAS POR LOS PAISES DE LA OPEPEN MATERIA DE FISCALlDAD V DE PRECIOS

Impuestosobre

beneficios

Contribución%

precioaffiche

FISCALlDADContribución

mediaArabianligero

S/barril

PRECIO AFFICHEArabeligero

Variación Slb.

Preciooficial

de vente(93% p.affiche)

4,7610,8411,0510,8410,46

11,5112,0912,70

2,8985,119

11,651

1.802,t8

brutos mediterráneos2,479

+20010mayoración+ 8,49010

participación+11,9%

+70%

0.741,00

1,45firma de acuerdos de

12.50·.

1,953,299,24

14.50·'. 9,4116.67% 65,75% 9,7420.00% 85,00% 10,14 --40 cents. 11,25

Ratificación en generalización de las medidas tomadas en Abu Dhabi11,15 12,2811,58 13.0012,33 13,66

Adopción de un promedio de 10% para todo el año 1979 '

1·1·70Teherán 15-2-71Trípol i 2·4·71Ginebra 20·1.72Nueva York 5-10·72Ginebra II 2-6·73Kuwaít 14·10·73Teherán 22·12·73Quito' 18·6·74Viena 12·12·74Abu Dhabi 10·11·74Viena 12·12·74Viena 1·10·75Doha' 1·1·77Stockholm 1-7·77Abu Dhabi 2·12·78

1. El porcentaje sobre el precio affiche fue de 94.8·,o .

2. Se establece un sistema de doble precio, el bruto de referencia aumenta sólo en 5ot• para ArabiaSaudita y los Emiratos y en 10% para el resto de los paises,

3 Decisión en Abu Dhabi, diciembre de 1978.

Fecha

1-1·791·4·791·7-791·10·79

0:0 de aumento

53.80922947.691

Oficial selting pricRdólares/barril

13,33513,84314,16114,542

174

SECCION 11

LA ESTRUCTURA DE LOS PRECIOS DE LOS PETROLEOS OPEP

Esta estructura se organiza alrededor de un crudo que se deno­mina crudo marcador y que es el Arabian Light 34° API Y 1,7% encontenido de azufre.

A partir de esta referencia se determina por una parte la parti­cipación fiscal de los Estados productores y por la otra. se utilizacomo base para la determinación de los valores relativos. es decir,para fijar el precio de los demás crudos.

El precio del crudo de referencia es un dato dado y las decisio­nes sobre el aumento o disminución de este precio son tomadas porla Conferencia OPEP en base a criterios técnicos. económicos ypolíticos. Una vez resuelto este precio. el problema consiste enreflejar esos aumentos en los precios de un conjunto de crudos quese han definido como representativos por cada país miembro.

Esta operación se efectúa tomando como base la siguientefórmula:

Precio de un crudo = precio del Arabian Light ± diferenciales.La decisión de la conferencia se refiere al precio affiche, que

sirve de base para el cálculo de los impuestos y el 93% de este valores considerado como el Oficial Selling Price. que es el que intervieneen la fórmula citada.

En Venezuela. el gobierno nacional fija los llamados valoresde exportación de acuerdo a las resoluciones OPEP. y el precio ofi­cial de venta es aproximadamente el 93% de ese precio.

En realidad no existe una estructura totalmente acabada de losprecios de los petróleos OPEP; ella no es armónica y a veces sepresenta de manera incoherente.

Su caracteristica principal es que ella se estructura alrededorde un petróleo que sirve de referencia y de un grupo de petróleosconsiderados representativos para cada uno de los países miembros.

Estos crudos son escogidos de acuerdo a su API. su contenidode azufre y sus reservas respectivas. Este grupo de crudos son lossiguientes: CUADRO N9 59

Una característica resaltante es el establecimiento de diferen­ciales entre los distintos crudos; estos diferenciales de precio delos crudos representan diferencias en los valores de refinación ajus­tados por los costos de fletes desde las diferentes fuentes de sumi­nistro. Hasta el momento, a pesar de los esfuerzos realizados no

175

CUADRO N~ 59

CRUDOS REPRESENTATIVOS DE LA OPEP

% azufreOficial selling

País Tipo de crudo API price en 1978dólares/barril

Arabia Arabian Light 1.7 34.2 12.70Saudita Arabian Heavy 2.8 28 12.32

Arabian Medium 2.4 30.3 '12.02Arabian Merri 1.1 39.3 13.22

Irán Iranian Light 1.4 33.9 12.81Iranian Heavy 1.6 31.0 12.49

Kuwait Export 2.5 31.4 12.22Irak Basrah 2.1 34 12.58

Kirkuk 1.9 36.1 12.77Emiratos Murbam 0.7 39.1 13.26

Zakum 1.0 40.1 13.17Umn Sharf 1.4 37.9 13.04

Datar Dukhan 1.3 41.4 13.19Merine 1.5 36.6 13.00

Libia Brega 0.2 40.4 13.85Zueitina 0.2 40.7 13.90Sarir 0.1 37.3 13.29

Argelia Saharian Blend 0.1 44.1 14.10Zarzaitine 0.1 41.9 14.05

Nigeria Bonny Light 0.1 37.4 14.10Gabón Mendji 1.3 28.9 12.70Ecuador Oriente 0.9 30.3 12.70Venezuela San Joaquín 0.13 41.5 14.50

Oficina 0.80 33.3 13.67Tía Juana Medio 2.9 26.3 12.61

Indonesia Minas 0.1 34.1 13.26

FUENTE: International Crude Oil and Producst prices. Middle East. Economy Survey.diciembre de 1978.

existe una fórmula única y colectiva', para determinar tales diferen­ciales.

Otra característica es que el precio de venta se ha desligadodel precio affiche y está sometido a ajustes como resultado de lasfluctuaciones en el mercado y de los acuerdos comerciales. Dichosajustes son a veces realizados de manera individual por los miem­bros de la OPEP.

§ 1. La significación del crudo marcador.

La base económica que fundamenta la elección del Arabian Light34° API como crudo marcador es el hecho de que él puede ser reco­nocido como un potencial alternativo de la oferta de todos los otroscrudos en todos los mercados, posibilitado esto por las diferenciasen el incremento de los costos de esta oferta, fletes y conversión

176

en productos dentro de los mercados con la de otros crudos. Lospetróleos crudos no tienen un valor absoluto; ellos pueden ser eva­luados sólo en relación a los costos de sus específicos patronesde producción y comparados con los costos que produciría la uti­lización de un crudo considerado como standard.

Este significado de crudo standard y de patrón comercial lo cum­ple el Arabian Light 34° API en la estructura de precios de la OPEP.

El precio del crudo marcador puede ser presentado en dos cate­gorías:

- Como base para la determinación de los impuestos y laparticipación fiscal de los productores; y

- como base para estructurar el sistema de valores relativos.

A partir del precio affiche se establece todo el mecanismo dela fiscalidad petrolera en los países de la OPEP. El siguiente cuadronos muestra cómo ha evolucionado esa determinación hasta 1977,tomando como base el precio del Arabian Light 34° API.

La observación del cuadro nos permite presentar un grupo deconceptos que se aplican en los países que han adherido a los acuer­dos de participación y que contemplan dos categorías de crudos: elcrudo de concesión, que corresponde a aquel extraído por las com­pañías en los países donde el régimen existente es el de las con­cesiones y el crudb de participación que corresponde a la parte deproducción comprada a los países productores por las compañíaspetroleras.

Se pueden establecer las relaciones siguientes:

Precio affiche (costos de producción + royalty) = ingreso neto.Participación fiscal sobre el crudo de concesión = tasa de impuesto

(85%) x ingreso neto + royalty.

Precio del crudo de participación = 93% del precio affiché.Participación fiscal total del Estado productor = 40% de la partici­

pación fiscal sobre el crudo de concesión + 60% de la partici­pación fiscal sobre el crudo de participación.

Costo de adquisición del crudo = costo técnico de producción +partici pación fiscal total.

En Venezuela se ha nacionalizado la industria petrolera; el pro­cedimiento es diferente y se incluyen en los costos los pagos porla asistencia tecnológica brindada por las compañías y el precioque sirve de base, precio affiche, es el llamado valor de exporta­ción total, 93% del cual constituye el Oficial Selling Price.

177

....CUADRO N9 60.....

(lO

EVOLUCION DE LA TAXACION y DEL COSTO DE ACCESO AL CRUDO ARABE LIVIANO(dólares/barril)

1·10·73 16-10-73 1·1·74 1·7·74 1·10-74 1-11·74 1·1·75 1·10-75 1·1-77 1·7·77Koweit Teher. Quito Viena Abu Dh. Viena Doha Stock.

Precio affiche 3.0J 5.12 11.65 11,65 11,65 11.25 11.25 12.38 13,00 13.66CRUDO DE CONCESION

16,2/3%Royalty 12.5% 0,38 0.64 1,46

14.5% 1,9416.2/3% 1.6920,0% 2.25 2.25 2,48 2.60 2.73

Costo de producción 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0,10 0,12 0.12 0.28 0.28Impuesto sobre elbeneficio 55,0% 1,39 2,41 5,55 5,42

65,7% 6.3185,0% 7,56 7.55 8,32 8.65 9.05

Imposición del país productorsobre crudo de concesión 1,77 3,05 7.01 7.11 8.25 9.81 9,80 10,80 11.25 11.78

CRUDO DE PARTICIPACIONPrecio re-compra %del precio affiche 1 2,44 4.11

93,0% 10.84 10.84 10,46 10,46 J1.51 12,09 12.7094.8% 11.05

Participación de losEstados productores 25% 25% 60% 60% 60% 60% 60%' 60% 60% 60%Contribución mediapaises productores 1.91 3,29 9,24 9,41 9.74 10.14 10.12 11.15 11.58 12.33Costo medio de acceso alcrudo por los concesionarios 2.01 3.39 9,34 9,51 9,84 10.24 10,24 11.27 11.86 12,61

1. Durante 1973 después del acuerdo de participación. el crudo que volvía a los Estados productores era repartido envarias categorías. cedidas a las concesionarias a precios diferentes.

2. La parte del país productor así determinada puede ser modificada (para ser llevada a 100%) por los acuerdosesperados en Arabia Saudlta. Oatar y Abu Dhabi.

FUENTE: C.P.D.P., OPEP. octubre de 1976; Petroleum Economist. iulio de 1977.

El ejemplo siguiente nos muestra la manera del cálculo en Vene­zuela:

CUADRO N9 61

DETERMINACION DE LA PARTICIPACION FISCALPOR BARRIL DE CRUDO

es/barril precio abril 1977)

Gravedad

Valor de exportaciónAjuste azufreAjuste por flete

Valor de exportación totalMenos:Royalties (a)Costo técnico (a)Pago asistencia tecnológica (b)Contribución a PETROVEN (c)Ingreso netoImpuesto sobre el ingreso (67%)Participación fiscalCosto + Impuesto

34·

14.06420.17150.7850

15.0207

2.3441.0200.4000.990

10.26676.87879.4227

11.6327

(a) El costo estimado de la operación constituye la media de la empresa queopera y las royalties son aquéllas que corresponden al crudo.

(b) Pago por asistencia técnica en mediana: 0,40 dólares por barril; 50% delimpuesto sobre el ingreso: 0.20 dólares por barril. incluido en la participaciónfiscal.

(e) Para el cálculo de la contribución a PETROVEN se han utilizado los preciosnotificados para el 1er. trimestre 77 de BACHAOUERO T. J., MEDIANO. LA·GOTRECO, LAGOMEDIO y ANACO. Esta contribución es del orden de 10%(precios notificados . costo de operación . royalties . pago por asistenciatécnica) .

FUENTE: Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Caracas.

Existe una diferencia entre el precio oficial de venta y la par­ticipación fiscal. Esta última es en general inferior a! Oficial SellingPrice (OSP). En la práctica. los Estados productores utilizan estadiferencia para acordar descuentos en los contratos de venta y poderasí vender a precios más bajos sin alterar su participación fiscal.En el caso de las compañías nacionales. la diferencia entre el OSPde cada barril y la participación fiscal total por barril constituye elbeneficio de la compañía.

La manera de proceder a esos cálculos en los diversos paísesda lugar a diferencias en el costo de adquisición del crudo por lascompañías y es fuente de desequilibrio en la estructura de preciosde la OPEP.

179

§ 2. Los diferenciales.

Las características y calidades del petróleo determinan los di­versos tipos de crudo que tienen distinta utilidad y rendimiento enrefinería.

El petróleo no es una mercancía homogénea; por el contrario,es una mercancía heterogénea. Hay crudos pesados, medios, livia­nos, parafínicos nafténicos, o mezclas de ambos. Hay de alto conte­nido en azufre o de bajo contenido. Hay crudos con trazas metálicas.especialmente de níquel y de vanadio. El agua se encuentra siempreasociada a los petróleos crudos, a menudo en emulsión más o menosestable.

Las propiedades físicas de los petróleos naturales son igual­mente muy variables: viscosidad, color, densidad, etc. El petróleoes fácilmente soluble en los solventes orgánicos corrientes. Bajo laacción del calor, los petróleos crudos se evaporan, pero como sonmezclas de gran número de cuerpos en proporciones variables, latemperatura no permanece constante durante la evaporación. Lospetróleos se caracterizan por la temperatura al comienzo de la ebu­llición y por una curva de destilación, representación del porcentajeevaporado en función de la temperatura; en fin, por el punto finalque es la temperatura a la cual todo petróleo crudo ha sido eva­porado.

Las propiedades físicas y químicas de los petróleos crudosprovienen de la naturaleza y las proporciones respectivas de loshidrocarburos que los componen.

La utilidad del petróleo como materia prima de base concierne alos derivados; el objetivo fundamental de la. industria de refinaciónes "proporcionar todos los derivados del petróleo requeridos por elmercado por fraccionamiento o recombinación de los elementos cons­titutivos de los petróleos crudos"." Los tipos de petróleos crudosutilizados y sus características técnicas son un parametro muy im­portante en la refinación porque cada tipo de crudo tiene ciertorendimiento óptimo.

En principio, las diferencias de precio entre los crudos repre­sentan diferencias en los valores de los crudos ajustados por los cos­tos de fletes desde las distintas fuentes de suministro.

Para la fijación del precio del crudo es necesario tomar en cuentasu calidad. Ella se caracteriza por dos factores principales: el gradoAPI y el contenido en impurezas, sobre todo en azufre. A partir deestos dos elementos, se han establecido los llamados diferencialesde calidad.

8. MASSERON J. l.'éconornle des hydrocarbures. París: Techníp, 1975, p. 219.

180

Al La densidad API.

La densidad API de los petróleos crudos es una escala ernpmcade medida ligada al peso específico por la fórmula siguiente:

141.5G API = ---

P. S.= 131.5 P. S. = peso específico.

Los grados API distinguen los petróleos de tres tipos:

- petróleos livianos con más de 25° API

- petróleos medios entre 14 y 25° API

- petróleos pesados con menos de 14° API.

Un crudo será más ligero mientras su densidad API sea mayory será más pesado a menor densidad API. El grado API es la basepara la determinación del diferencial de gravedad que se definecorrientemente en la industria "como el ajuste del precio affiche decada petróleo crudo, tomado ,individualmente cuando su densidadvaría más allá de un grado API con respecto al valor de la densidadasociada al precio considerado"."

Para la aplicación de tal diferencial, la OPEP ha escogido uncrudo que sirve de referencia, es el Arabian Light 34° API a partirdel cual se determina el diferencial de gravedad. En octubre de 1973,en Kuwait, la OPEP decidió que cada grado API por encima de 34°API (Arabian Light) originaba un aumento de 6 centavos de dólary cada grado API por debajo, una disminución de 3 centavos de dólar.

La fijación de este diferencial es difícil; él tiene relación conel rendimiento del petróleo. En general, los diversos petróleos tie­nen distinto rendimiento y se puede asumir que existe una relaciónlineal entre el grado API y el rendimiento en refinería. es decir, amayor grado API corresponde una mayor proporción de productoslivianos y un mayor rendimiento en la destilación. Pero, tal comoplantea Taki Rifai, "el carácter de liviano de un crudo depende nosólo del grado API, sino de los factores siguientes o de una com-binación de ellos: .

La preponderancia relativa del porcentaje de productos livia­nos obtenidos por destilación, o

la naturaleza química particular del petróleo crudo conside­rado como resultante de una preponderancia excepcional dehidrocarburos parafínicos, de tal manera que los productosobtenidos por destilación son más livianos que en el casonormal"."

9. RIFAI T. Les prix du pétrole. Paris: Technip, 1974, p. 209.10. RIFAI T. Ibídem, p. 211.

181

Esto da un significado econormco diferente al grado API, segúnsea el caso. En un documento elaborado por el secretariado de laOPEP, discutido a fines de 1977, el problema se plantea de la siguien­te manera: el problema del grado API como base para determinarel diferencial, es que él no puede ser usado justamente en los casosde anomalía. Por ejemplo, el crudo Nigerian Líght 34° API, originadestilados que pueden ser derivados de crudos de 39" API. Otro pro­blema que implica el uso del API es que no permite distinguir lasespecificaciones y los porcentajes de los productos derivados devarios crudos. Así, por ejemplo, el Iranian Heavy de 31° API, rindemás gasolina que el Arabian Líght 34° API. Esto significa que existenun número dado de características en relación a la refinación y alconsumidor final, que no son medidas en el API.

Para la medida del diferencial de gravedad se han propuestovarios métodos que hacen depender este diferencial de los preciosrelativos de los derivados. Estos criterios avanzados por Taki Rifai 11

y por Nelson señalan que "el diferencial de precio por grado APIes función principalmente de los precios relativos de la gasolina ydel fuel oil; su valor puede ser evaluada por la ecuación siquienteen la cual G, D Y B son respectivamente los precios de la gasolina,de las destilaciones y del fuel residual, y donde e representa elcosto operacional por barril:

Diferencial =2G + D - 3B - 3 e "

150

El diferencial de gravedad API es un componente del preciofinal del petróleo fijado por la OPEP, que es ajustado o sustraído delprecio del crudo de referencia según el caso.

B) El contenido de azufre.

La presencia del azufre en la mezcla de hidrocarburos, que cons­tituye el petróleo, le da características que dificultan su uso en lasrefinerías. Ella acarrea una devaluación bastante fuerte para los pe­tróleos crudos sulfurosos él causa del costo más elevado del proce­samiento en refinería para los crudos correspondientes.

El contenido de azufre da un carácter corrosivo al petróleo y sueliminación es contaminante para el medio ambiente. La existenciade legislaciones anti-contaminación obligan a tomar medidas quela impidan. En algunos países se establece una completa prohibiciónpara el uso de petróleos sulfurosos.

El contenido de azufre se mide en relación al crudo marcador,Arabian Líght 34° API, que tiene un contenido de azufre de 1,7%.Las dificultades que origina la presencia del azufre en el proceso

11. RIFAI T. op. clt., p. 243 citando a NELSON. Petroleum Refinery Engineering.

182

de refinación influyen en el precio del crudo y son expresadas en laexistencia de una prima por contenido de azufre, a fin de reflejar ladiferencia entre los diversos porcentajes de azufre de los distintospetróleos; antes de 1973, la más alta prima de azufre aplicada erade 12 centavos de dólar sobre el "posted price" y ella fue incremen­tada en 1975 a 18 centavos de dólar para los crudos con un conte­nido de azufre de 0,5% por debajo del crudo marcador.

En general. el valor de esta prima se establece en relación alcosto de desulfuración de los productos obtenidos en el pruceso derefinación; el azufre tiende él concentrarse en algunos productos ysus grados de concentración varían en los diferentes derivados; porejemplo, dos crudos de similar contenido de azufre depositan dife­rentes porcentajes de azufre en la gasolina, lo que significa que 105costos para obtener a partir de estos crudos la misma gasolina sondiferentes.

La estimación comúnmente aceptada por los países de la OPEPpara la prima de azufre es del orden de 2 a 3 centavos por cada 0,1 %de diferencia en el contenido de los petróleos crudos. Algunos miem­bros han operado unilateralmente, variando esta prima; así, en no­viembre de 1974, Abu Dhabi reduce la prima de azufre de su crudoMurban (0,7% de azufre) de 75 a 30 centavos. Irán elimina en 1976la prima colocada en 1974 sobre el Iranian Light.

•La fijación del diferencial de azufre agrega una gran comple­

jidad al sistema de valores relativos y su determinación es unafuente importante de desacuerdos en el seno de la OPEP.

e) La localización geográfica.

Las bases fundamentales para la determinación de las diferen­cias provenientes de la localización qeoqráfice fueron establecidaspor las compañías petroleras en el acuerdo de Achnacarry suscritoen 1928. El principio de esta decisión parte del concepto comercialclásico, según el cual el precio de una mercancía cualquiera en unmercado competitivo debe ser el mismo, sin importar su origen.Este principio supone la competencia perfecta, ideal teórico no al­canzado por la industria petrolera, por lo que en la práctica esteprocedimiento se transformó en "un medio para limitar los efectosde la concurrencia y para imponer una disciplina colectiva a fin deentenderse sobre un precio dado que fuera precisamente protegidopor la ley de la oferta y la demanda"."

El procedimiento descansa sobre la fijación de puntos de igua­lación que han variado a través del tiempo, de acuerdo a las rela­ciones de mercado que han existido en el comercio petrolero. Esteprocedimiento "ha sido un medio muy eficaz, no sólo para asegu­rarse que todos 105 vendedores proponen 105 mismos precios, sinotambién para que 105 productores de petróleos crudos baratos no

12. RIFAI T. Les prix du pétrole. Parls: Technip, 1974, p. 97.

183

puedan utilizar sus bajos costos de producción para aumentar suparte en el mercado. bajando los precios" 13

La existencia de este sistema permitió acentuar el poder delcartel petrolero internacional.

La fijación de este diferencial por la OPEP ha variado de acuer­do a las regiones. por lo que no se ha aplicado un riguroso sistemade primas por localización geográfica; en general, se calcula tomandocomo base el costo de transporte del Arabian Light desde Rastanuraa seis destinaciones determinadas menos el costo de transporte deun crudo cualquiera desde su lugar de origen a estas destinaciones.

El problema principal en la determinación de este diferencial seorigina en el hecho de que las tasas de fletes están continuamentesujetas a variaciones en el espacio y en el tiempo, mientras que losprecios oficiales de ventas fijados por la OPEP tienen mayor esta­bilidad y obligatoriedad en su adopción. Por lo que para determinaruna estructura de precios permanente independientemente de lasfluctuaciones del mercado, es necesario adoptar un valor constanterepresentativo de una tasa media de flete. La elección de esa tasasólo puede ser producto de un acuerdo entre los productores OPEP,porque ella conduce a valores diferentes de los precios FOB en con­diciones económicas y técnicas iguales.

La solución de este problema en el seno de la OPEP puede seralcanzada mediante una mayor identificación de los intereses, motl­vaciones y objetivos político-económicos de los productores.

13. PENROSE E. The large international firm in developping countries. London:George Allen and Unwin, p. 180.

184

SECCION 111

DETERMINACION DE LOS VALORES RELATIVOS Y POSIBILIDADESDE ESTABLECIMIENTO DE UNA ESTRUCTURA

DE PRECIOS COHERENTE

La determinación de los valores relativos es una importantefuente de divergencia en el seno de la OPEP y la constituye porqueen su fijación se expresa la política de la organización de mante­nimiento de la defensa del precio de sus crudos-y los intereses delos distintos miembros; esta situación ha originado que los resul­tados obtenidos mediante los métodos ensayados por la OPEP sólosirvan de punto de referencia para la fijación de los valores que sehan venido estableciendo en base a acuerdos, compromisos y nego­ciaciones entre los países miembros.

Sin embargo. algunos principios lucen claros, tales como el derendir posibilidades de competencia, concediendo primas a los pe­tróleos livianos y penalizando a los petróleos pesados. lo que haceque los crudos pesados. en general y teóricamente. cuesten menosen relación al crudo marcador y los livianos tengan costos relativa­mente mayores.

La existencia de los diferenciales hace que el aumento deci­dido sobre el crudo marcador por parte de la Conferencia OPEP serefleje de manera diferente en los distintos crudos. Siendo la decí­sión de los aumentos del crudo marcador una decisión principalmentepolítica, no ausente de base técnica-económica, el problema queresta es resolver sobre los diferenciales para obtener el precio delos crudos representativos.

A la dificultad de fijar los diferenciales se unen algunos pro­blemas que en la práctica se expresan como fuentes de divergencias.al fijar los precios en los contratos de venta. al calcular los costosde adquisición y. en general. en la política comercial de los paísesOPEP frente a las compañías petroleras y que en realidad impidenuna estructura coherente de precios por parte de todos los paísesmiembros de la OPEP.

Estas contradicciones originan y estimulan la competencia en elseno de la OPEP y a veces pueden poner en peligro su unidad; mu­chas de estas políticas contradictorias descansan en el ejercicio dederechos soberanos por parte de los países miembros. que ante laspresiones del mercado, sobre-oferta o escasez, ajustan sus diferen­ciales. haciéndolos variar unilateralmente o en casos como el de lareducción de la producción de uno de sus miembros -Irán durantelos últimos meses de 1978 y primeros meses de 1979- deciden ele­var el precio de sus crudos.

185

Otro importante problema que ha comenzado a presentarse es eloriginado por la decisión de la Arabia Saudita de reducir a 65% laproducción del Arabian Light 340 API, favoreciendo así las ventasde sus crudos pesado y medio. Dicha medida resta carácter destandard al crudo marcador y estimula la competencia entre los dis­tintos crudos.

En esta sección examinaremos los problemas que acabamos demencionar.

~ 1. Determinación de los valores relativos.

La determinación de 'estos valores consiste en encontrar lasdiferencias de precios entre los distintos tipos de petróleos deacuerdo a los diferenciales estudiados y estructurar un sistema deprecios que permita garantizar a los distintos crudos su demanday regular la competencia. Sin poseer aún un método completo, laOPEP ha intentado varios procedimientos para esta determinación.Los métodos empleados han sido: 14

el método iraki

el método de valor de reemplazo

el método que descansa en la utilización de modelos.

A) El método de Irak.

Fue presentado en 1975. Está básicamente inspirado en elprocedimiento denominado net-back, que consiste en clasificar losproductos obtenidos de los crudos en su destilación primaria. deacuerdo a un punto de ebullición determinado. Los productos asíderivados pueden ser clasificados generalmente en productos livia­nos, medios y residuales y evaluados aplicando precios standard acada grupo. A partir de ellos se deriva un valor compuesto paracada crudo.

Los precios utilizados en el procedimiento irakí eran los queprevalecían en el mercado. El azutre se evaluaba sobre la base delos costos de desulfuración.

B) El método de valor de reemplazo.

Las características principales de este método presentado porArgelia en noviembre de 1975, son:

- se identifican cuatro grupos de mercados con estructuras derefinación comparables; ellos son:

14. Esta parte se basa en gran medida en datos internos de la Secretaría OPEPque no tienen difusión pública, También se basan en entrevistas hechas amiembros de la OPEP en Viena.

186

• Europa: hydro-skinning refining pattern

• USA: conversion refining pattern

• Japón: Naphta Fuel Oil refining pattern

• Caribbean: Hydro-skinning refining pattern

- todos los crudos son tratados uniformemente sobre cadapatrón. sobre la base de puntos de ebullición pre-fijadosrequeridos para obtener las especificaciones de productos.

la determinación de la base para obtener los diferencialesde calidad se hacen a partir de las cotizaciones de losprecios de mercado de los productos derivados de cada cru­do, en cada uno de los mercados específicos. Los otrosajustes son hechos considerando el contenido de azufre yla viscosidad.

- los diferenciales de fletes son los derivados sobre la basede 213 AFRA Y de 113 de las cotizaciones spot de los fletes ..

El método del valor de reemplazo es el más usado para los cálcu­los de los valores relativos; sin embargo. sus resultados sólo tienencarácter indicativo; las críticas más importantes que se formulan aesta metodología son las siguientes:

- la simplificación que se realiza de los patrones de refinaciónimpide reflejar la real complejidad existente en las estruc­turas de refinación

- la determinación de los diferenciales se hace por segmentosdel mercado. de acuerdo a los patrones de refinación, y noen la globalidad del mismo. lo que dificulta la adopción deun valor

no hay una completa evaluación de los ajustes por calidadpara las variadas especificaciones de productos y las apro­ximaciones hechas para los ajustes del contenido de azufrey la viscosidad tienen algunos inconvenientes relativos a lafecha de referencia y a la propia metodología.

En las discusiones de la OPEP estos cálculos se comparan conlos presentados por los diferentes países que mueven el valor desus diferenciales en respuesta a las fuerzas del mercado. Las expec­tativas de los miembros de la OPEP no coinciden con los resultadosarrojados por los procedimientos técnicos. por lo que se acuerdanal final los diferenciales mediante compromisos y acuerdos entrelos productores que garantizan el interés general de la organizacióny los intereses de cada uno de los miembros.

187

CUADRO N9 62

COMPARACION ENTRE LOS RESULTADOS DEL METODO DE VALORDE REEMPLAZO Y EXPECTATIVAS DE LOS PAISES OPEP

(mayo 1977 en cents. de S/barril)

Métodos de valorPaíses Crudos de reemplazo Previsiones

Argelia Arzew 144 175Zarzartine 132 170

Ecuador Oriente 38 30Gabón Mandji -9 OIndonesia Minas 34 85Irán light 8 11

Heavy -14 -21Irak Kirkuk 26 7

Basrah -5 -12Koweit Export -38Libia Brega 132 150

Zutina 133 155Sarir 80 83

Nigeria light 153 191Oatar Dukham 36 49

Merine 41 30Arabia Saudita Berri 30 52

light O OHeavy -60 -68Medium -36 -38

Emiratos Murban 65 56Zakum 53 47Umm Shaif 24 34

Venezuela San Joaquín 181 189Oficina 91 129Tía Juana 9 2

C) Los modelos.

Los distintos modelos utilizados por la OPEP para la determina­ción de los valores relativos están basados en aproximaciones decostos. Todos ellos asumen que la demanda del crudo es fijada exó­genamente y que los patrones de demanda para un crudo dado secalculan a costo mínimo. Los valores relativos pueden ser derivadosde la optimización del rendimiento de los crudos a través de laminimización de los costos de todas las actividades relacionadas conla industria petrolera.

Presentan distintas simulaciones de la realidad y asumen lacompetencia perfecta y la perfecta movilidad de los crudos de unazona a otra.

188

La principal objeción sobre estos métodos se refiere a que sealejan mucho de la realidad y, en consecuencia, presentan solucio­nes para situaciones ideales. También se señala la dificultad paraobtener las fuentes estadísticas más adecuadas y garantizar la actua­lidad del modelo.

~ 2. Hacia una estructura coherente de precios.

La falta de una estructura coherente de precios se deriva de laausencia de acuerdos sobre una programación de la producción y deun reparto de las cuotas de mercado. La coherencia de los precioses el camino para una política única frente a las compañías y paraevitar la competencia entre los diferentes tipos de crudos que, deacuerdo a sus distintos rendimientos. son más o menos cotizadosen los diferentes mercados.

Otro aspecto clave del problema se refiere a la existencia deuna política comercial unificada, en lo fundamental, frente a lascompañías, que elimine las diferencras en las formas de pago, losprecios de venta establecidos en los contratos, las rebajas, en fin,que armonicen una política comercial OPEP.

Las fuentes principales de estas divergencias pueden ser pre­sentadas en dos grupos:

a) divergencias provenientes de la determinación de los valo­res relativos

b) divergencias provenientes de la política comercial.

A) Divergencias provenientes de la determinación de los valoresrelativos.Las áreas de divergencia en este aspecto se localizan en:

la relación entre los crudos livianos y los pesados

los diferenciales entre los crudos pesados del Golfo Pérsico

las relaciones entre los crudos livianos de Africa del Norte.

Este grupo de divergencias tiene relación con las posibil idadescompetitivas de los distintos crudos y la penetración de crudos enmercados que han sido tradicionalmente de otros. La demanda delos tipos de crudos, livianos o pesados, se establece en base a losrendimientos en refinería y los patrones de consumo de refinadode los distintos países. En mercados como el americano, el consumode gasolinas es elevado y, en consecuencia, los crudos livianos sonaltamente apreciados; en Europa, aún la proporción de destiladosmedios y residuales presenta una mayor demanda que las gasolinas.

El establecimiento de claras relaciones entre los distintos tiposde crudos debe basarse en la programación de la producción a largo

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plazo, en la distribución de las reservas de los tipos de crudos enlos países OPEP, y en un justo, equitativo y razonable reparto de losmercados. Es también importante señalar que la clarificación detales relaciones se hace aún más necesaria por la existencia de fuen­tes de suministro de petróleo distintas a la OPEP, tales como el Mardel Norte y México, Que compiten con los petróleos OPEP.

Un problema que actúa como elemento ·no armónico en la es­tructura de precios OPEP se refiere a la decisión de la Arabia Sau­dita de restringir su cuota anual de exportación del crudo ArabianLight a un 65%. Esta decisión produce repercusiones sobre las ex­portaciones petroleras mundiales. sobre las cuotas de mercado devarios productores y sobre la estructura de precios de petróleoscrudos de diferentes especificaciones.

Esta política presiona a una producción mayor de crudos livia­nos por los productores OPEP distintos de Arabia Saudita para suplirla demanda no satisfecha, en el caso de que la restricción sauditaorigine una disminución de la oferta en el mercado real; la relativaescasez de este tipo de crudo y esta variación en las condicionesde mercado influirá hacia un aumento del precio de por lo menoslos crudos livianos producidos para suplir la carencia de ArabianLight, siendo éste el crudo marcador alrededor del cual se organizael sistema, su precio se mantendrá constante, originándose así unadistorsión del sistema.

La reducción de la producción de Arabian Light es compensadapor un aumento en la producción de crudos pesados y medios porparte de la Arabia Saudita, que entra así en competencia con losproductores de tales crudos, aumentándose la oferta de ellos yoriginándose una presión a la baja de estos precios. Debido a laescasez de los petróleos livianos, si se incrementa la demanda degasolina, que implica mayor consumo de estos petróleos. se plan­tearía la necesidad de substituir petróleos livianos por pesados, loque causaría modificaciones en el aparato de refinación seguidas deaumentos de los costos de tratamiento en refinería; esta situaciónpresionaría a una disminución de los precios de los petróleos pesa­dos por la vía del aumento de sus diferenciales 15 para hacerlos com­petitivos con los livianos.

Estos cambios en el mercado hacen que el precio de referenciadel crudo marcador que debe permanecer constante entre dos con­ferencias OPEP, sea influido por la disminución de su producción yel nuevo reparto de cuotas de mercado, apareciendo así una dife­rencia entre el precio del crudo marcador y el precio del ArabianLight en un mercado libre. La estructura de precios aumenta suincoherencia y la base del sistema se deteriora.

Tales incidencias podrían en el futuro conducir a suplantar el

15. Diferenciales cuyo valor es negativo y que constituyen penalizaciones porcontenido de azufre y calidad.

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crudo marcador por otro crudo que reencuentre las condiciones ini­ciales de su adopción.

B) Divergencias derivadas de la política comercial.

Las políticas comerciales de los países OPEP expresan las rela­ciones de los productores con las compañías petroleras. Las ventasde los países OPEP se hacen en su casi totalidad a las compañíaspetroleras, sea a las Mayores que reciben su principal suministrode los petróleos OPEP, o bien a compañías independientes. Lasventas fuera de este ámbito son muy reducidas.

En 1976, las fuentes de suministro de petróleo crudo de lascompañías (Mayores) por los países de la OPEP nos da el esquemade la página siguiente. que ilustra la dependencia de las comprasde las compañías y de las ventas OPEP y que nos indica la partici­pación de cada una en los distintos países. En algunos casos comoVenezuela, Kuwait, las ventas se hacen en su mayoría a sólo doscompañías. Esta particular situa-ción de suministro obliga a acuer­dos con las compañías que afectan los precios, pues la capacidadde maniobra de los países OPEP para realizar sus ventas es muypoca y la acción del cartel que constituyen las compañías petrolerastiene una clara política de reparto de las fuentes de abastecimiento.En este caso sólo una actitud soberana de los países productoresimpide la manipulación de los precios de ventas y es la única garan­tía de una política comercial que respete y defienda los acuerdosOPEP.

El sistema de relaciones con las compañías es complejo; élcomporta relaciones en el marco de los acuerdos de participaciónfirmados en 1972, acuerdos con las compañías para la explotacióny producción, acuerdos de asistencia tecnológica y un capítulo muyimportante relativo a las relaciones de las compañías nacionales conlas compañías transnacionales del petróleo.

Irak, Kuwait, Irán, Argelia 16 son países donde las compañíastransnacionales han abandonado la producción petrolera de maneratotal, permaneciendo ligadas a través de contratos de tecnología.

Donde las compañías nacionales han asumido el control total oparcial, el procedimiento comercial se hace mediante contratos deventa con las compañías; estos contratos en Venezuela prevén queel precio del crudo será establecido por acuerdo mutuo de las par­tes. "Al notificar los precios conforme a las cláusulas, el vendedortornará en cuenta el precio prevaleciente publicado oficialmente delpetróleo crudo marcador de la OPEP, una vez ajustado por tarifas deflete representativas, diferencias de calidad y otros factores perti­rientes"." En este mismo contrato, más adelante, se establece que

16. Existe un acuerdo con la CFP para la explotación.17. Contrato de Comercialización firmado entre la Shell y Petróleos de Venezuela,

cláusula 7, Caracas, 1976,

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CUADRO NI? 63

APROVISIONAMIENTO OE PETROLEO DE LA OPEP A LAS COMPAAIAS 1976(millones b/d)

Ecuador Libia Indonesia Irán Iraq Koweit Nigeria Oatar Arabia S. UAE Venezuela Total

BP 1.770 472 413 295 2.950EXXON '. 266 * 2.279 1.063 3.798GULF 73 307 516 234 98 1.229MOBIL " 279 164 * 1.019 82 1.644SHELL 104 749 166 437 208 166 250 2.081SOCAL 417 238 • 2.324 2.980TEXACO 389 239 166 2.272 2.989

FUENTE: Informes anuales.* menos de 5% del total.

los precios de los crudos pesados serán firmes por un período inicialde nueve meses y los de los petróleos livianos y medios firmes porun período de tres meses; sólo podrán ser sometidos a revisión enel caso de aumentos del crudo marcador establecidos por la OPEP.Estos contratos de venta varían de país a país y de compañia acompañia. El resultado es la existencia de disparidades en los pre­cios de venta de los crudos.

En los países donde las companias entran en la producción decrudos y poseen acuerdos de participación. se ha establecido undescuento de 22 a 25 centavos de dólar sobre el precio oficial deventa por barril.

Este descuento se establece como diferencia entre el preciooficial de venta y el llamado Tax Paid Cost y en algunos casos esmayor que el acordado por la OPEP.

Los diversos costos técnicos que se atribuyen al petróleo crudoen los distintos países, así como los sistemas fiscales son fuenteimportante de disparidades entre los precios de venta.

Otras fuentes de distorsión provienen de la manera de efectuarlas ventas. los períodos de pagos establecidos y la moneda lH en quese realiza el pago.

Como ilustración. presentamos un cuadro que muestra lasdiferencias entre el precio efectivamente pagado y el precio oficialdecidido por la OPEP para algunas techas y algunos crudos represen­tativos. CUADRO N' 64

El examen realizado nos pone en evidencia que el sistema deprecios de la OPEP dista mucho de ser coherente y armónico. lo queintroduce una importante fuente de divergencias en el seno de laorganización que podría debilitar en el futuro su posición soberanay de defensa del ingreso petrolero

C) La posibilidad de una estructura coherente de precios.

La clave de un sistema de valores relativos ha de ser la elimi­nación de precios de competencia, y ello sólo puede loqrarse supri­miendo las fuentes de disparidad que hoy pesan, lo que suponeacuerdo sobre aspectos determinantes, tales como; una estrategiaa largo plazo tanto de producción como de precios, una políticaglobal OPEP que coloque como objetivo principal el desarrollo eco­nómico de los paises miembros, el Implemento de técnicas suficien­temente adecuadas e inspiradas científicamente que proporcione unavisión bastante cerca de la realidad de los precios y que suministreasí parámetros válidos para la toma de decisiones y establezca unaclara disciplina de precios.

18. Generalmente en dólares No se prevé ajustes por motivos inflacionarios enlos contratos de venta y convenciones de pago.

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CUADRO N: 64

DIFERENCIAS ENTRE EL PRECIO DE VENTA OFICIAL Y EL PRECIOPAGADO POR CRUDOS REPRESENTATIVOS (S/barril)

Fin 1976 Fin 1977 1·1-78OSP PV OSP PV OSP PV

Abu DhabiMurban 11.92 11.577 13.26 12.86 13.26 12.72Zaikum 11.83 11.547 13.17 12.79 13.17 12.72IránIranian Light 11.62 11.40 12.81 12.59 12.81 12.59Iranian Heavy 11.33 11.11 12.49 12.17 12.49 12.27KoweitExport 11.23 1115 12.37 12.22 1227 12.12QatarDukham 11.85 11.65 13.19 12.91 13.19 12.91Arabia SauditaArabian Light 11.51 11.30 12.70 12.49 12.70 12.49Arabian Medium 11.28 11.07 12.32 1211 12.32 12.11Arabian Heavy 11.14 10.83 12.02 11.81 12.02 11.80Arabian Heavy 11.87 11.66 13.22 13.01 13.22 13.01Libia I

Zuetina 14.25 13.80 14.05 13.49Nigeria I

Bonny Light 14 12.94 14.35 12.85

FUENTE Informes Secretariado OPEP Middle East International Crude ou andProduct Prices, abril 1978.Calculado sobre equity crude.

La adopción de una estructura coherente de precios debe des­cansar sobre la disciplina de precios OPEP que, sin desconocer elcarácter soberano de los países miembros, obligue a que todas lasdecisiones nacionales se armonicen con la política general Muchosobstáculos aparecen enfrentados a ese ideal; las diferencias entrelos países miembros, políticas. religiosas, económicas; los diferen­tes niveles de producción y reservas originan variadas conductaseconómicas. Estos obstáculos pueden y deben ser superados. Elmantenimiento de la unidad de la OPEP v su solidaridad frente alresto del mundo son necesidades suficientemente poderosas queobligan a la búsqueda de la coherencia y la armonía.

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