Descarga - Comisión Nacional de Energía

SCG CONSULTORIA
Comisión Nacional de Energía
REVISION DE METODOLOGIA DE
DETERMINACION DE PRECIO
DE PARIDAD DE COMBUSTIBLES
DERIVADOS DEL PETROLEO
Informe Final
SCG Consultoría Ltda.
Julio 2013
SCG Consultoría Limitada
Fono 56 – 2 – 475 8385
1
Blanco 1791 – piso 3 Of.5-B
Valparaíso, Chile
SCG CONSULTORIA
Indice
Página
1.-
Resumen Ejecutivo
Conclusiones
5
11
2.-
Origen de las Importaciones de Combustibles en Chile.
2.1.Origen de las Importaciones de Gasolinas
2.2.Origen de las Importaciones de Kerosén
2.3.Origen de las Importaciones de Petróleo Diesel
2.4.Origen de las Importaciones de Petróleo Combustible
2.5.Origen de las Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
13
13
15
16
18
20
3.-
Mercados para Importación de Combustibles a Chile
3.1.Origen desde Norteamérica
3.1.1.Gasolina
3.1.2.Kerosén
3.1.3.Petróleo Diesel
3.1.4.Petróleo Combustible
3.1.5.Gas Licuado de Petróleo
3.2.Origen desde Europa
3.2.1.Gasolina
3.2.2.Kerosén
3.2.3.Petróleo Diesel
3.2.4.Gas Licuado de Petróleo
23
26
26
27
28
30
31
32
32
33
33
34
4.-
Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de los Precios de
Paridad desde el Mercado del Golfo de EEUU (USG).
4.1.Cálculo Precio FOB en origen - Indicadores de Precio
4.1.1.Indicador Gasolina
4.1.2.Indicador Kerosén
4.1.3.Indicador Petróleo Diesel
4.1.4.Indicador Petróleo Combustible
4.1.5.Indicador Gas Licuado de Petróleo
4.2.Cálculo Transporte Marítimo
4.2.1.Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
4.2.2.Petróleo Combustible
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
4.2.3.Gas Licuado de Petróleo
Indicador, embarques, naves, peajes
Flete – Modalidad de Contratación
Flete Arbitraje
Costo Espera Descarga Quintero
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SCG Consultoría Limitada
Fono 56 – 2 – 475 8385
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84
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Página
4.3.4.4.5.-
6.-
7.-
Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
Otros Costos en Chile.
88
93
Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de los Precio de
Paridad desde el Mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y)
5.1.Cálculo Precio FOB en origen - Indicadores de Precio
5.1.1.Indicador Gasolina
5.1.2.Indicador Kerosén
5.1.3.Indicador Petróleo Diesel
5.2.Cálculo Transporte Marítimo
5.2.1.Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
5.3.Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
5.4.Otros Costos en Chile.
97
97
102
103
104
105
105
105
107
107
108
Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de los Precios de
Paridad desde el mercado del Norte de Europa (N.W.E.)
6.1.Cálculo Precio FOB en origen - Indicadores de Precio
6.1.1.Indicador Gasolina
6.1.2.Indicador Kerosén
6.1.3.Indicador Petróleo Diesel
6.2.Cálculo Transporte Marítimo
6.2.1.Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
6.3.Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
6.4.Otros Costos en Chile.
109
Análisis del Procedimiento de ENAP para el Cálculo de los Precios de
Paridad desde el Mercado de EEUU.
7.1.Cálculo Precio FOB en origen - Indicadores de Precio
7.1.1.Indicador Gasolina
7.1.2.Indicador Kerosén
7.1.3.Indicador Petróleo Diesel
7.1.4.Indicador Petróleo Combustible
7.1.5.Indicador Gas Licuado de Petróleo
Precio FOB Bioko
Precio CFR Quintero
7.2.Cálculo Transporte Marítimo
7.2.1.Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
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Fono 56 – 2 – 475 8385
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Página
7.2.2.-
Petróleo Combustible
Indicador, embarques, naves, peajes
Recargo Indicador – posicionamiento
7.2.3.Gas Licuado de Petróleo
Indicador, embarques, naves, peajes
Flete – Modalidad de Contratación
7.3.Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
7.4.Otros Costos en Chile.
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138
139
139
139
140
142
143
8.-
Cálculo del Precio de Paridad de GASMAR
8.1.Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
8.2.Cálculo Transporte Marítimo
8.2.1.Polinomio de Flete Marítimo
8.3.Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
8.4.Otros Costos en Chile.
144
144
147
147
149
149
9.-
Cálculo del Precio de Paridad de COPEC
9.1.Abastecimiento de Combustibles de COPEC
9.2.Condiciones de Compra del Abastecimiento de ENAP
9.3.Condiciones de Compra de las Importaciones
151
151
154
155
10.- Comparación Precios de Paridad con Precios efectivos de importación
10.1.- Comparación Importaciones de Petróleo Diesel
10.2.- Comparación Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
Anexos
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1.-
Resumen Ejecutivo y Conclusiones.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) contrató con SCG Consultoría la ejecución del
presente estudio, “Revisión de Metodología de Determinación de Precio de Paridad de
Combustibles Derivados del Petróleo”.
Los objetivos del estudio fueron efectuar una revisión, análisis y actualización de los
conceptos, criterios y valores de los parámetros usados en el cálculo que la CNE
desarrolla para determinar los precios de paridad de importación de los combustibles
afectos al Sistema de Protección al Contribuyente del Impuesto Específico a los
Combustibles, SIPCO (gasolina, petróleo diesel y gas licuado de petróleo) y los afectos
al Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo, FEPP (kerosén doméstico), y
petróleo combustible, para orígenes de la costa del Golfo y Atlántica de EEUU, y del
Norte de Europa.
Se analizaron las importaciones de combustibles y sus orígenes. Las importaciones
corresponden a gasolina, kerosén doméstico, petróleo diesel, petróleo combustible y
gas licuado de petróleo. Estas importaciones se realizan para compensar el creciente
déficit sistemático de estos productos que ENAP no es capaz de suplir con su
producción propia. Las importaciones de mayor volumen corresponden al petróleo
diesel, que es importado principalmente por COPEC y ENAP, y al gas licuado de
petróleo por vía marítima, importado por ENAP y GASMAR. Los otros combustibles los
importan en forma ocasional principalmente ENAP de acuerdo a los requerimientos de
su balance de producción y venta, y COPEC y otras compañías distribuidoras, según
sus programas de suministro de ENAP y sus ventas.
Para el desarrollo del estudio se analizaron y revisaron diversos mercados en EEUU y
Europa que tuvieran excedentes efectivos para exportación y en los que además
hubiera información objetiva de precios disponible para determinar los valores FOB. Se
analizaron algunas publicaciones de precios para esos mercados, concluyéndose que la
información de precios publicados por Platts y Argus, ofrecen alternativas apropiadas
para determinar los precios FOB de los combustibles en los diversos mercados
analizados. La CNE usa actualmente la información de Argus para calcular los precios
de paridad.
El mercado de la costa Atlántica de EEUU (NY) se aprecia que es deficitario para todos
los combustibles de las calidades requeridas en Chile. Solamente los mercados de la
costa del Golfo de EEUU (USG) y el de NWE presentan excedentes capaces de cumplir
con los requerimientos de volumen de importaciones de Chile. En el caso del mercado
de USG, el 96% de las importaciones de diesel, combustible importado en mayor
proporción, y el 97% de las importaciones de gas licuado de petróleo por vía marítima,
provinieron de este mercado en 2012.
Los otros combustibles importados en menor volumen, también provinieron
mayoritariamente del mercado de USG, gasolinas con 51%, kerosén 60% y petróleo
combustible con 60%.
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Cuadro N° 1.1
Origen / Mercado
EEUU – USG
EEUU – NY
Europa – NWE
Exportación Neta Mercados:
EEUU y Europa
Gasolina
Kerosén
Diesel
P.Comb.
GLP
21055
--34489
4906
--4490
36419
--16456
16236
-----
7133
--949
Fuente : Energy Information Administration, USA, Europe Energy Statistics Report
Cifras del diesel corresponden a ULS Diesel de 10 – 14 ppm de azufre
Cifras de gas licuado de petróleo corresponden a propano
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
En el cuadro N° 1.1 se indican los volúmenes disponibles como excedentes para
exportación en los mercados analizados.
De acuerdo a lo anterior se concluyo que debido a la condición deficitaria del mercado
de la costa Atlántica (NY), no es apropiado usarlo como mercado de referencia para
determinar los precios FOB o calcular los precios de paridad de importación desde este
mercado ya que no cumple con un requisito fundamental que es disponer de excedentes
efectivos de combustibles para exportación.
En este informe se revisaron los mercados relevantes en Estados Unidos (EEUU) y
Europa para el suministro a Chile de gasolina, kerosén y petróleo diesel; se analizaron y
revisaron los indicadores de precio más apropiados en estos mercados para estos
combustibles; se compararon las calidades actuales de estos indicadores con la
normativa vigente en Chile y se determinaron los ajustes requeridos para corregir los
indicadores en caso necesario; se revisaron los diversos parámetros y variables
necesarios para calcular el flete marítimo desde estos mercados a Chile; y finalmente se
analizó y reviso el modelo de cálculo del precio de paridad de estos combustibles que
aplica la CNE desde aquellos mercados.
Similar análisis al anterior se efectuó para el petróleo combustible y el gas licuado de
petróleo provenientes del mercado de la costa del Golfo de EEUU. Como resultado se
ajustaron algunos parámetros del flete para ambos productos y se corrigió el precio FOB
del propano por un factor de arbitraje del precio del USG con el precio de NWE. De esta
forma se ajusta el precio del propano de Mont Belvieu, mercado de USG, el cual se ha
desalineado respecto a los precios internacionales, debido al excedente de producto
existente en el mercado de EEUU por la mayor producción de shale gas.
En general se observó que en un mismo mercado se informan precios para la gasolina
con distinto octanaje y distinta presión de vapor. En el caso del diesel se observó que en
un mismo mercado solo se informan precios con distinto contenido de azufre.
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Cuadro N° 1.2
Corrección Indicadores Precio FOB USG
Origen
Gasolina
EEUU - USG
Kerosén
Diesel
P.Comb.
GLP
Indicador
87 M
FOB USG
ULS Die­
Res.F.OJet 54
sel
3%
FOB USG FOB USG FOB USG
Propane
FOB USG
Calidad
87 (R+M)/2
80 ppm S
Grado 54
14 ppm S
40 cetano
3% S
Propano
0,5077 SG
0,7313
0,8400
0,8762
0,9986
0,5077
SI
SI
SI
SI
NO
NO
NO
Grav.Esp.
Correccion
Azufre
Octano
RVP
Cetano
Arbitraje
Cuadro N° 1.3
SI
SI
Corrección Indicadores Precio FOB NY
Origen
EEUU - N. York
Gasolina Kerosén
Diesel
Indicador
87 M
FOB NY
87
(R+M)/2
80 ppm S
Calidad
ULS Die­
sel
FOB NY
Jet 54
FOB NY
Grado 54
14 ppm S
40 cetano
Grav.Esp.
0,7313
0,8400
0,8762
Correccion
Azufre
Octano
RVP
Cetano
SI
SI
SI
SI
NO
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SI
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Cuadro N° 1.4
Corrección Indicadores Precio FOB NWE
Origen
Gasolina
NWE – Rotterdam
Kerosén
Diesel
Indicador
Mogas 91R
JET
Diesel French
FOB NWE FOB NWE
FOB NWE
Calidad
91 oct.Ron DEFSTAN
10 ppm S
91/91
10 ppm S
51 cet
Grav.Esp.
0,720
0,810
0,820
Correccion
Azufre
Octano
RVP
Cetano
NO
SI
SI
NO
NO
NO
En los cuadros N° 1.2 y 1.3 se indican las características de calidad, gravedad
específica y correcciones por calidad que requieren los indicadores de precios
determinados para estimar los precios FOB de estos combustibles en los mercados de
la costa del Golfo (USG) y en la costa Atlántica (NY).
En el cuadro N° 1.4 se indican las características de calidad, gravedad específica y
correcciones por calidad que requieren los indicadores de precios determinados para
estimar los precios FOB de estos combustibles en el mercado de la costa norte de
Europa (NWE).
En general se pudo analizar y revisar las correcciones de precio por octano, contenido
de azufre y RVP para la gasolina, en tanto que para el diesel se pudo analizar las
correcciones de precio por contenido de azufre y por número de cetano.
Para otras propiedades de la gasolina como el contenido de benceno, aromáticos,
olefinas y oxígeno, y del diesel como contenido de aromáticos, temperatura del 90% de
destilación, viscosidad, no se pudo determinar factores de corrección cuando la
especificación de calidad del indicador de precios para estas propiedades difería de la
normativa de calidad en Chile. Esto se debe a que no hay cotizaciones de precios que
solo discriminen por una de estas variables para poder estimar los premios o
descuentos que el mercado asigna a la variación de esta especificación de calidad.
En el caso del kerosén doméstico se calculo un factor para corregir el contenido de
azufre del Jet 54 (kerosén de aviación) de 3000 ppm a 500 ppm del kerosén doméstico.
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Para el caso del transporte marítimo, no hay información de mercado que permita
calcular directamente el flete de estos combustibles a Chile desde los orígenes
propuestos. Desde hace algún tiempo, Argus está informando el flete para combustibles
limpios desde USGC a Chile para naves de 38 mil ton. Estos fletes los informa en base
“suma alzada” (lumpsum) y corresponden a lo informado por los “traders” (compañías
comercializadoras internacionales) para las importaciones efectuadas a Chile desde el
golfo de EEUU. Esta ruta adolece de falta de liquidez por el menor volumen
transportado respecto a la ruta USG – Caribs UKCM (38k) recomendada por SCG
Consultoría para determinar el nivel de los fletes de los combustibles limpios.
Por ello se analizaron y revisaron los fletes de las rutas informadas por Argus para el
tráfico de EEUU y Europa que usa la CNE para el cálculo de los precios de paridad, de
manera de establecer la vigencia de la aplicación de estas rutas y se actualizaron los
factores de corrección que deben aplicarse a los fletes.
Para las rutas revisadas se determinaron los factores de corrección por
posicionamiento. Para el caso de EEUU y Europa se estableció la necesidad de
mantener la aplicación de un recargo a los fletes de la ruta empleada para estimar el
flete a Chile. Las rutas y sus factores de posicionamiento se indican en el cuadro N° 1.5
siguiente.
En el capítulo 2 de este informe se hace un análisis de las importaciones en Chile en los
últimos 5 años, de los cinco combustibles analizados, detallando volúmenes y origen. Se
observa que el gas licuado de petróleo y el petróleo diesel son los combustibles que se
importan en mayor volumen.
Cuadro N° 1.5 Rutas en base WS para Fletes a Chile
Origen
USG
USG
N.W.E.
Ruta Platts
USG - Caribs Carib - USAC UKC - USAC
Producto
Clean
Dirty
Clean
Tamaño Nave
38 kt
50 kt
37 kt
Puerto Carga
Corp.Christi Corp.Christi
Rotterdam
Base WS (US$/ton)
21,33
21,33
31,26
Posicionamiento %
Recargo
Flete bajo WS
Factor
Flete sobre WS
Factor
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161
1,10
161
1,20
124
1,10
124
1,20
9
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1,10
143
1,20
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En el capítulo 3 se analizan los mercados de EEUU y del norte de Europa para el
abastecimiento de combustibles importados y se determinan sus disponibilidades de
excedentes de combustibles para exportación.
Se observa que el mercado de la costa del Golfo de EEUU (USG) es el más adecuado
para calcular los precios de paridad de importación, en tanto que el mercado de
Rotterdam en el norte de Europa (NWE) también dispone de excedentes de productos
para exportación. Estos 2 mercados cumplen con la disponibilidad de volúmenes para
exportación y precios de gran liquidez y transparencia, condiciones que son
fundamentales para poder usar un mercado como origen del producto en condición FOB
para el cálculo de los precios de paridad.
En los capítulos 4, 5 y 6 del estudio se detalla todo el análisis y revisión que se efectuó
al procedimiento de cálculo de los precios de paridad de importación para la gasolina,
kerosén, petróleo diesel, petróleo combustible y gas licuado desde los mercados de la
costa del Golfo de EEUU (USG), desde la costa Atlántica (NY) y desde el Noroeste de
Europa, Rotterdam (NWE).
En el capítulo 7 se hace un análisis del procedimiento de cálculo que emplea ENAP
para determinar semanalmente los precios de paridad de importación, los cuales usa
para las ventas de los productos a las compañías distribuidoras. En general se aprecia
que no hay grandes diferencias entre el procedimiento de ENAP y el que usa la CNE.
Las mayores diferencias radican en algunos de los indicadores de precio FOB usados, y
del origen de la paridad del gas licuado de petróleo, el cual ENAP lo calcula desde la
costa occidental de Africa en naves de 38 mil m3 de capacidad.
En el capítulo 8 y 9 se hace un análisis de las consideraciones que tienen presente
GASMAR y COPEC cuando deciden efectuar importaciones directas, complementarias
al suministro que obtiene del contrato de abastecimiento con ENAP en el caso de
COPEC, y como costo alternativo a ENAP de los distribuidores que son clientes, en el
caso de GASMAR.
Finalmente en el capítulo 10 se hace un análisis comparativo de los precios de paridad
calculados por la CNE con los precios efectivos de las importaciones de diesel y de gas
licuado de los dos últimos años. Se uso el caso de estos dos productos porque son los
combustibles que se importan en mayor volumen y en forma regular.
En ambos combustibles se observa que los procedimientos de cálculo de los precios de
paridad que usa la CNE y que han sido revisados en este estudio, presentan pequeñas
diferencias al compararlos con los precios efectivos pagados por las importaciones de
estos productos, según las cifras de la Dirección Nacional de Aduana.
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Conclusiones
1.Del análisis y revisión del modelo de cálculo de los precios de paridad usado
por la CNE se puede concluir que el procedimiento permite evaluar el costo alternativo
de importar combustibles desde los mercados de EEUU y Europa, considerando los
efectos de los precios FOB y fletes para combustibles de similar calidad a la indicada en
la normativa chilena para estos productos.
2.Los indicadores de precio FOB informados por la publicación técnica
internacional Argus, escogidos para los 3 mercados (USG, NY y NWE), cumplen con las
condiciones de liquidez, transparencia y representatividad del nivel de precios de
mercado, necesarias para tener una buena estimación periódica de los precios FOB de
estos combustibles.
3.El análisis y revisión de los indicadores de precio FOB usados para cada
origen, mostró que era necesario corregir el precio informado para el indicador,
mediante algunos factores apropiados para ajustar el octanaje, contenido de azufre,
presión de vapor y número de cetano, de manera de reflejar la diferencia de calidad de
estos indicadores respecto a la calidad de los combustibles en Chile.
4.Las rutas de los tráficos analizados que usa la CNE para estimar el flete a Chile
desde los 3 mercados de origen en el modelo de cálculo de los precios de paridad,
están referidas a rutas informadas por Argus y corresponden a patrones de tráfico con
gran actividad, lo que garantiza niveles de liquidez y representatividad en los
indicadores de fletes. A este respecto se recomienda cambiar la ruta para estimar el
flete de los productos limpios desde el mercado de USG, EEUU, por la ruta propuesta
USG – Caribs UKCM (38k) que tiene mayor liquidez que la que actualmente usa la CNE.
Los factores de posicionamiento que corrigen los niveles de mercado de estos fletes
fueron revisados y modificados de acuerdo con un análisis estadístico de los niveles
históricos y estacionales de los fletes de los últimos años.
5.Del análisis efectuado a los mercados usados por el modelo de cálculo de
precios de paridad se puede concluir que el mercado del norte de Europa (NWE)
mantiene su condición de exportador con excedentes significativos de productos y
precios con liquidez y transparencia apropiada, condiciones fundamentales para usar un
mercado como origen de las importaciones para el cálculo del precio de paridad. En el
mercado de EEUU solamente el mercado de la costa del Golfo (USG) mantiene esa
condición. El mercado de la costa Atlántica (NY), pese a tener precios con buena
liquidez y transparencia, no presenta excedente de volúmenes para exportación y se
muestra deficitario en todos los combustibles, presentando una altísima dependencia del
mercado de la costa del Golfo de EEUU (USG), por lo que no se recomienda usar este
mercado para determinar precios FOB ni precios de paridad.
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6.Con el objeto de verificar la validez y vigencia de los factores de corrección
aplicados a los indicadores de precio FOB, se recomienda actualizar los valores de
estos factores de corrección a lo menos anualmente, de manera de reflejar los cambios
en las especificaciones que puedan experimentar los indicadores de precio FOB usados
en el modelo, en relación con los cambios que tengan los combustibles en Chile.
7.Con relación al cálculo del precio de paridad del gas licuado de petróleo, se
determino una corrección del precio FOB por concepto de arbitraje del mercado del
USG, EEUU, con el mercado de ARA, NWE, debido al desajuste del precio de Mont
Belvieu con los precios internacionales, como consecuencia de la gran oferta de gas
licuado de petróleo existente en el mercado de EEUU por la mayor producción de shale
gas.
8.El modelo de corrección propuesto para el cálculo del precio de paridad del gas
licuado de petróleo muestra pequeñas diferencias al compararlo con los precios
efectivos pagados por las importaciones de este combustible. El procedimiento de
cálculo de los precios de paridad revisado en este estudio, en el caso del petróleo diesel
también se observan pequeñas diferencias al compararlo con los precios de las
importaciones de este producto, según las cifras de la Dirección Nacional de Aduana.
No se realizo esta comparación para los demás combustibles debido a que los
volúmenes importados de estos productos son ocasionales.
9.Para el periodo 2014 a 2016 se recomienda actualizar los criterios usados para
determinar los precios FOB y los fletes de los combustibles, ya que el mercado
internacional se verá afectado por cambios en la logística de transporte y rutas de
comercio como consecuencia de la entrada en operación de la ampliación del Canal de
Panamá.
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2.-
Origen de las Importaciones de Combustibles en Chile
En este capítulo se indica el detalle del origen que han tenido las importaciones de
gasolinas, kerosén, diesel, petróleo combustible y gas licuado de petróleo en los últimos
5 años, para el período Enero 2008 a Diciembre 2012. Se indica además la participación
de ENAP y de las compañías distribuidoras en las importaciones de estos combustibles.
2.1.-
Origen de las Importaciones de Gasolinas
En el cuadro Nº 2.1 se indica el detalle del origen de las importaciones de gasolinas. Se
puede apreciar que el volumen anual importado de gasolinas se ha mantenido en el
nivel de 700 a 800 mil m3, con un fuerte incremento en el año 2010 debido a los efectos
del terremoto, que hizo declinar fuertemente la producción de ENAP por el paro de sus
refinerías, Aconcagua y Bio Bio.
En el cuadro se observa además que en el período, las gasolinas importadas desde
Estados Unidos y Canadá han mantenido una alta participación, debido principalmente a
que cumplen con la condición de bajo contenido de azufre requerido por las gasolinas
en Chile. En los últimos dos años, la gasolina proveniente de Canadá fue reemplazada
por mayor participación de importaciones provenientes de Europa.
Cuadro Nº 2.1
Origen Importaciones Gasolinas - Chile
2008
Finlandia
Holanda
Inglaterra
Francia
Italia
España
Bélgica
Golfo EEUU
Canadá
Total
-------313
238
551
2009 2010
2011 2012
48
98
-44
48
34
-248
222
742
49
-101
----575
-725
-102
-----886
412
1400
-101
51
40
49
51
51
413
48
804
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
En el cuadro Nº 2.2 se muestra la proporción de las gasolinas importadas de 93 octanos
y 97 octanos y en el cuadro Nº 2.3 se indica la participación de ENAP y las compañías
distribuidoras en las importaciones de gasolinas en el periodo.
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Cuadro Nº 2.2
Importaciones Gasolinas - Chile
Producto
Gasolina 93 oct
Gasolina 97 oct
Total
2008
2009 2010
22
529
551
166
576
742
2011 2012
704
696
1400
415
310
725
530
274
804
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
Cuadro Nº 2.3
Importadores de Gasolinas - Chile
Importador
ENAP
COPEC
Total
2008
2009 2010
2011 2012
505
46
551
467
275
742
101
624
725
696
704
1400
764
40
804
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
En general las importaciones de gasolina las realiza ENAP para ajustar su balance de
octanaje, considerando la demanda nacional y las exportaciones de los excedentes de
gasolina de bajo octanaje que realiza.
Hasta el año 2009 se importaba mayor proporción de gasolina 97 octanos. A partir de
2010 se incremento la proporción de gasolina 93 octanos, debido a los diferenciales de
precio en el mercado internacional y al balance de octanaje de la producción de ENAP.
En el cuadro Nº 2.4 siguiente se detalla la distribución de la producción de gasolinas de
las refinerías de ENAP y su participación en la demanda del mercado nacional de
gasolinas en el periodo en análisis.
Cuadro Nº 2.4
Destino Producción Gasolinas ENAP
Producción
Exportación
Excedente Merc.Nac.
Consumo Nacional
Participación %
2008
2009
2010
2011
2012
3332
830
2502
3240
77
3329
395
2934
3475
84
2762
301
2461
3588
69
2985
274
2711
3667
74
3050
195
2855
3856
80
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - Memorias ENAP
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En el año 2009 termino el contrato de exportación de gasolinas que ENAP tenía con
EXXON para el abastecimiento de algunos países de Centro América, por un volumen
entre 600 y 800 mil m3 anuales. Esto altero el balance de octanaje de las refinerías de
ENAP. En la actualidad ENAP mantiene exportaciones regulares entre 120 y 150 mil m3
anuales destinadas al mercado de Perú donde ENAP participa en la distribución de
combustibles a través de la red PRIMAX.
En cuanto a las compañías distribuidoras que importan directamente gasolinas, en el
periodo en análisis, solamente COPEC tuvo una proporción significativa de las
importaciones, salvo el año 2012 pasado en que no importo un volumen relevante
debido a las diferenciales de precio en el mercado internacional que no hacían atractiva
la importación.
2.2.-
Origen de las Importaciones de Kerosén
El kerosén se ha importado regularmente y siempre de calidad kerosén de aviación. Las
importaciones en prácticamente todos los casos han sido efectuadas por ENAP con el
objeto de ajustar su balance de productos intermedios.
En el año 2010 la importación alcanzó un máximo de 493 mil m3 debido a la menor
producción de ENAP por los efectos del terremoto. Luego el volumen importado bajo
para incrementarse nuevamente el año 2012 a 490 mil m3.
En general la importación de kerosén se ha venido incrementando, debido a que ENAP
ha tratado de producir más diesel para suplir en parte la creciente demanda de diesel.
Por ello la producción total de kerosén en las refinerías de ENAP se mantuvo entre 750
y 800 mil m3 en el periodo en análisis.
Cuadro Nº 2.5
Origen Importaciones Kerosén - Chile
2008
Canadá
EEUU
Japón
Singapur
Corea
Total
23
92
174
87
52
428
2009 2010
-107
36
--143
-75
176
-242
493
2011 2012
-90
189
-47
326
-292
150
-48
490
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Cuadro Nº 2.6
Importador
ENAP
COPEC
ESSO
Total
Importadores de Kerosén - Chile
2008
2009 2010
2011 2012
428
--428
143
--143
-284
42
326
473
-20
493
45
445
-490
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
En el cuadro Nº 2.5 se indica el detalle del origen de las importaciones de kerosén. La
mayor proporción de las importaciones proviene de Japón y EEUU. Este último país ha
desplazado a Corea en los últimos años como origen relevante debido a que el arbitraje
de precios entre el mercado del Golfo de EEUU y el del Lejano Oriente, medido según el
mercado de Singapur, no ha estado favorable para el Lejano Oriente.
En cuanto a los importadores, en el cuadro Nº 2.6 se muestra su participación en las
importaciones de kerosén. ENAP era el importador principal, pero en los últimos dos
años, COPEC ha realizado las importaciones directamente en vez de comprar ese
déficit de kerosén a ENAP. No hubo participación de otras compañías distribuidoras,
salvo algunos embarques esporádicos de ESSO.
A diferencia de los otros combustibles, ENAP no exporta kerosén y solamente se
importan los déficits que se producen por la diferencia entre la demanda nacional y la
producción de ENAP.
2.3.-
Origen de las Importaciones de Petróleo Diesel
En el caso del petróleo diesel, en el cuadro Nº 2.7 se indica el detalle del origen y
volúmenes importados de petróleo diesel. El petróleo diesel es el combustible que se
importa en mayor proporción respecto a la demanda nacional. En el año 2012, las
importaciones de diesel alcanzaron al 57% del consumo nacional de 9153 mil m3.
Se observa que en el periodo de análisis, el origen principal del diesel ha sido de EEUU,
el cual ha ido aumentando su participación durante el periodo en análisis desde una
participación de 56% en 2008 hasta 96% en 2012. Este crecimiento ha sido a expensas
de las importaciones desde Corea y Japón, las cuales cayeron desde un 43% en 2008 a
3% en 2012. Esto se debió a menores disponibilidades de volúmenes para exportación
a Occidente en el Lejano Oriente y a desfavorables arbitrajes de precios con el mercado
de la Costa del Golfo de EEUU.
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Cuadro Nº 2.7
EEUU
Canadá
Corea
Japón
Perú
Total
Origen Importaciones Diesel - Chile
2008
2009 2010
2011 2012
3294
35
1670
847
-5846
2881
114
1410
572
-4977
3979 5061
49
-199
54
458
128
26
5
4711 5248
2335
-2708
1956
-6999
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
En el año 2010 se observa un incremento de 40% en las importaciones para sustituir la
menor producción de las refinerías de ENAP debido al efecto del terremoto que provocó
la detención de las refinerías de ENAP.
En el cuadro Nº 2.8 se detallan los importadores de diesel en el periodo en análisis. Se
puede observar que al igual que las importaciones de gasolina, los principales
importadores son ENAP y COPEC. La participación de ENAP ha bajado en el periodo
desde un 44% en 2008 hasta 22% en 2012. La mayor parte de esta disminución fue
cubierta por una mayor participación de COPEC, la cual llegó a un 70% en el 2012.
La participación de la producción de ENAP en el mercado nacional de diesel ha bajado
desde un 41% en 2008 donde pudo destinar 4176 mil m3 de su producción a las ventas
locales para un consumo nacional de 10.136 mil m3, hasta un 36% en 2012 cuando
ENAP solamente pudo destinar 3269 mil m3 de su producción a la demanda del
mercado nacional, 9.153 mil m3.
Cuadro Nº 2.8
Importador
ENAP
COPEC
ESSO
SHELL
Total
Importadores Diesel - Chile
2008
2009 2010
2011 2012
2606
3240
--5846
1794 3135 1422 1132
3183 3806 3196 3673
-58
93
106
---337
4977 6999 4711 5248
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
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Este deterioro se ha debido a la mayor dificultad que ha venido experimentando ENAP
para cumplir con las especificaciones de calidad del mercado local con una canasta de
crudos que en los últimos años ha tenido una mayor participación de crudos más
pesados. En el periodo en análisis las exportaciones de ENAP de los excedentes de
diesel de menor calidad que la requerida en el mercado nacional, han además
disminuido desde 203 mil m3 en 2008 a 80 mil m3 en 2012.
En el cuadro Nº 2.9 siguiente se detalla la distribución de la producción de las refinerías
de ENAP y su participación en la demanda del mercado nacional de diesel en el periodo
en análisis.
Cuadro Nº 2.9
Destino Producción Diesel ENAP
2008
Producción
Exportación
Excedente Merc.Nac.
Consumo Nacional
Participación %
2009 2010
2011 2012
4379 4009 3405
203
189
58
4176 3840 3347
10136 9096 8802
41
42
38
3725 3349
70
80
3655 3269
8935 9153
41
36
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - Memorias ENAP
volumen en 1000 m3
2.4.-
Origen de las Importaciones de Petróleo Combustible
El petróleo combustible lo importa ENAP de manera ocasional para balancear sus
necesidades de producto para el mercado industrial y de venta de rancho para naves
(combustible bunker) en la zona central de Chile, Valparaíso y San Antonio.
En el cuadro Nº 2.10 se indica el detalle del origen de las importaciones de petróleo
combustible. En el periodo en análisis los volúmenes se han mantenido en torno a 500
mil m3 anuales. Respecto del origen, E.E.U.U. y Perú son las principales fuentes de
suministro.
La participación de E.E.U.U. en las importaciones alcanzó a un 82% en 2010 para luego
disminuir a 60% en 2012. La participación de Perú por su parte ha crecido hasta un 40%
en 2012.
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Cuadro Nº 2.10
Argentina
Perú
Ecuador
EEUU
Canadá
Total
Origen Importaciones Petróleo Combustible
2008
2009 2010
2011 2012
93
157
-255
128
633
-49
33
422
-504
-101
-435
-536
--59
452
-511
-168
-250
-- .
418
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
Respecto a las empresas importadoras, en el cuadro Nº 2.11 se indica el detalle de los
volúmenes importados. Hasta el año 2010 solamente ENAP importaba petróleo
combustible. A partir de 2011, COPEC empezó a importar directamente este
combustible para destinarlo al suministro de bunker para naves. Esto se debió a que
ENAP cambió en 2010 su política de fijación de precios del petróleo combustible
destinado al mercado de bunker, perdiendo competitividad con los mercados
alternativos de suministro de bunker de Ecuador y Panamá. Por ello, COPEC decidió
importar directamente desde Ecuador y Perú. Por estas mismas razones, en 2011 y
2012, el distribuidor de bunker Petróleos Marinos (PMC) también ha realizado
importaciones directas desde estos mismos orígenes.
Cuadro Nº 2.11
Importador
ENAP
COPEC
PMC
Total
Importadores de Petróleo Combustible
2008
2009 2010
2011 2012
633
--633
504
--504
86
399
51
536
511
--511
166
213
39
418
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 m3
En el cuadro Nº 2.12 siguiente se detalla la distribución de la producción de las
refinerías de ENAP y su participación en la demanda del mercado nacional de diesel en
el periodo en análisis.
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Cuadro Nº 2.12
Destino Producción P. Combustible ENAP
Producción
Exportación
Excedente Merc.Nac.
Consumo Nacional
Participación %
2008
2009
2010
2011
2012
2028
0
2028
2779
73
1777
64
1713
2269
75
1463
0
1463
1727
85
1389
58
1331
1864
71
1275
155
1120
1498
75
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - Memorias ENAP
volumen en 1000 m3
Se observa que la producción de ENAP de petróleo combustible ha disminuido en el
periodo en análisis en un 37%, pese a que los crudos refinados en el periodo se
volvieron más pesados al dejar de importar crudos desde Africa Occidental (por el
arancel aduanero sin descuento desde este origen), los cuales fueron reemplazados por
crudos más pesados de América del Sur.
Esta disminución de la producción se ha debido a que ENAP en los últimos dos años, ha
decidido refinar en menor proporción, debido a la baja en los márgenes de refinación.
En 1011 y 2012 ENAP opero sus refinerías a un 82% del nivel en que las había operado
hasta antes del año 2010, bajando la producción total de 211 mil BPD en 2008 a 173 mil
BPD en 2012.
La participación de ENAP en el mercado del petróleo combustible con su producción
propia se ha mantenido en el rango de 75% ya que el consumo nacional también ha
bajado en un 46% en el periodo analizado.
2.5.-
Origen de las Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
Hasta el año 2010 el principal proveedor de gas licuado de petróleo (GLP) era
Argentina, con un máximo de 77% de participación en 2009.
Hasta el año 2009 las importaciones crecieron regularmente, debido principalmente al
gran aumento de consumo que se produjo por las restricciones de suministro de gas
natural desde Argentina, lo cual produjo un aumento de consumo de propano para las
redes de propano aire de consumo de gas residencial. Además la producción de ENAP
destinada a la venta disminuyó pues una parte relevante de la producción fue empleada
como fuente de energía en los procesos de las refinerías en reemplazo del gas natural.
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Junto a lo anterior se diversificó la importación por vía marítima, con lo cual el total de
GLP importado desde Argentina bajo de un 77% en 2009 a un 37% en 2012. En el
cuadro Nº 2.13 se indica el detalle del origen de las importaciones de GLP.
Cuadro Nº 2.13
Origen Importaciones GLP - Chile
2008
Argentina
Perú
Ecuador
EEUU
Nigeria
Guinea Ecuat.
Arabia Saudita
Qatar
Noruega
Inglaterra
Total
476
-16
11
--53
59
31
33
679
2009 2010
787
14
-67
22
133
----1023
610
--150
----46
-806
2011 2012
475
--313
------788
280
--434
------- .
714
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 ton
Las importaciones provenientes de Argentina se hacen principalmente por vía terrestre
con camiones de 17 a 23 ton de capacidad, y por oleoducto en la zona de Magallanes.
El resto de las importaciones desde Argentina y de otros orígenes se hace por vía
marítima.
Las importaciones provenientes de EEUU se han incrementado en los últimos dos años
debido a la mayor disponibilidad de gas licuado para exportación en el mercado de la
costa del Golfo de EEUU. Estos mayores excedentes se han producido debido a la
mayor producción de gas natural proveniente de la extracción del shale gas. Se estima
que esta condición de exportador de gas licuado de EEUU se mantendrá en los
próximos años, soportada por una producción creciente de gas natural del shale gas. La
importación de gas licuado desde la costa del Golfo de EEUU represento un 58% del
total importado en Chile en 2012.
En el cuadro Nº 2.14 se detalla la distribución de las importaciones de gas licuado según
el medio de transporte.
Como consecuencia de la diminución de las importaciones desde Argentina, las
importaciones por vía marítima se han incrementado desde un 34% en 2009 hasta un
64% en 2012, del total importado.
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Cuadro Nº 2.14
Medio de Importación Gas Licuado - Chile
2008
Marítima
Oleoducto
Terrestre
Total
378
12
289
679
2009 2010
344
350
329
1023
292
303
211
806
2011 2012
313
253
222
788
446
146
122
714
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 ton
En cuanto a los importadores de gas licuado, en el cuadro Nº 2.15 se detallan los
volúmenes importados por vía marítima por cada compañía. Se aprecia que ENAP dejo
de importar por vía marítima a partir de 2010 y quedo GASMAR como único importador
por esta vía.
Cuadro Nº 2.15
Importadores de Gas Licuado – Vía Marítima
Importador
ENAP
GASMAR
Total
2008
2009 2010
2011 2012
36
342
378
96
248
344
-313
313
-292
292
-446
446
Fuente : Dir. Nacional de Aduana - volumen en 1000 ton
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3.-
Mercados para Importación de Combustibles a Chile.
Para el cálculo de los precios de paridad de importación, actualmente la CNE usa la
información de indicadores de precios de 2 mercados, el Golfo de EEUU (USG) y la
Costa Atlántica de EEUU (N.Y.), para la gasolina, kerosén y petróleo diesel. También
calcula las paridades para estos combustibles desde los mercados del Noroeste de
Europa - NWE (Rotterdam). Para el caso del petróleo combustible y gas licuado de
petróleo, usa la información de precios del Golfo de EEUU (USG).
Se revisó y analizaron estos mercados de América del Norte y Europa, respecto del
abastecimiento de estos combustibles. Para ello se tomaron en cuenta los aspectos de
disponibilidad de producto para exportación en esos mercados en forma regular;
indicadores de precio que posean liquidez, profundidad y transparencia; diferencias de
especificaciones de calidad de los combustibles con relación a las normas chilenas y las
diferenciales de costo de transporte.
Para determinar los precios de paridad de importación de estos combustibles, se
consideraron las especificaciones de calidad en Chile, excluyendo la Región
Metropolitana, de la gasolina de 93 octanos (15 ppm de azufre), el kerosén de aviación,
el petróleo diesel B (50 ppm de azufre), el petróleo combustible y el gas licuado de
petróleo.
Para la indexación de los precios FOB en cada origen, la CNE usa actualmente la
información de las cotizaciones diarias de precios de combustibles informadas por la
publicación técnica Argus. Estos parámetros son los más apropiados, ya que
corresponden a precios informados para los diversos mercados y que representan una
gran liquidez, con un gran número de transacciones diarias. Además corresponden a
cotizaciones usadas ampliamente en el mercado internacional como precio de
referencia para un gran número de transacciones físicas de productos. Los precios
informados corresponden a los precios de combustibles con calidad y condiciones de
entrega estándar.
Entre las más de 30 diversas publicaciones técnicas que informan precios de
combustibles en el mercado internacional, destacan Platts (fundada en 1923), ICIS y
Argus (fundada en 1970) como las de mayor cobertura de mercados y precios para
diversas especificaciones de productos. Platts es la que tiene mayor aceptación, pues
se estima que sus precios son usados en un 60 – 65% de las transacciones. Argus por
su parte tendría una participación de un 20 – 25% en el total de transacciones a nivel
mundial, según algunas publicaciones que han hecho estimaciones respecto a la
cobertura de estas publicaciones técnicas. Platts además tiene una mayor cobertura en
las transacciones de productos en las etapas finales de la cadena de comercialización.
Los precios informados por estas publicaciones son totalmente equivalentes en cuanto a
validez y representatividad del valor de los combustibles en los mercados específicos
respecto de los cuales son informados.
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Estas publicaciones usan distintos métodos para determinar el nivel de precios. Hasta el
año 2006, Platts y Argus usaban una ventana de tiempo amplia durante el día, 9,30hr a
16,30 hr, para evaluar las transacciones producidas en el mercado y estimar entonces el
mejor nivel de precios que reflejara esa actividad. En 1992 Platts modificó ese sistema
y cambio la muestra de información a una ventana de tiempo más estrecha, que
incluyera de mejor forma la información de precios al terminar la jornada. Esta
modificación la implemento inicialmente en los mercados de Asia par luego aplicarla en
Europa en 2002 y finalmente en el mercado norteamericano en 2006.
De acuerdo a esta modalidad, los precios que Platts informa para cada combustible y
mercado son determinados en relación a los niveles de precios informados por los
diversos agentes del mercado en un periodo de tiempo ubicado hacia el término de la
jornada de transacciones. Esta ventana de tiempo previa al cierre del mercado, varía
entre 30 y 45 minutos según el producto y el mercado. En EEUU es en torno a las 15,30
hr del Este y en Europa es a las 16,30 hr de Londres. Esta nueva modalidad, Platts la
llamo “Al cierre del Mercado” (Market on Close, MOC) incluye la información de precios
de transacciones a firme y que puedan ser verificadas por Platts. En esta ventana de
tiempo no se aceptan nuevas cotizaciones. De esta forma se pretende establecer un
nivel de precios que incluya toda la información de la jornada, pero que además refleje
la actividad en el periodo hacia el cierre del mercado que es la etapa del día con mayor
actividad.
Este proceso de estimación de precios al cierre del mercado, es similar al proceso
aplicado en las bolsas de valores, en las cuales el precio de cierre de las acciones se
determina de manera similar en un periodo establecido al final del periodo de actividad
de la bolsa de valores en ese día. Las bolsas de los mercados de futuros también usan
un proceso similar para determinar los precios de cierre de los contratos de futuros.
Argus por su parte ha mantenido hasta hoy la modalidad antigua de estimación de
precios de mercado, considerando los niveles de precio de todas las transacciones
informadas durante la totalidad de la jornada del mercado.
En este estudio se analizaron para cada mercado, las especificaciones de calidad de los
indicadores de precio informados diariamente por Argus para cada uno de los
combustibles. En general se observó que en un mismo mercado se informan precios
para la gasolina con distinto octanaje y con distintas presión de vapor (RVP) en función
de la época del año. Para los mercados analizados no se encontraron precios de
gasolina para distinto contenido de azufre, salvo para el mercado del USG, para el cual
se pudo establecer un criterio de corrección del contenido de azufre de la gasolina.
Para la gasolina se pudo analizar además las correcciones de precio por octano y por
presión de vapor, RVP. Para otras propiedades como el contenido de benceno,
aromáticos, olefinas y oxígeno, no se pudo determinar factores de corrección cuando la
especificación de calidad del indicador de precios para estas propiedades difería de las
especificaciones de calidad de la gasolina de 93 octanos (15 ppm de azufre) en Chile.
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No parece apropiado usar algunos factores de corrección que se encuentran en la
bibliografía y que son costumbre en la industria para corregir alguna de estas
propiedades, puesto que podrían cometerse errores de orden de magnitud, debido a
que ellos fueron determinados para niveles históricos de precios de los combustibles
que habían estado estables en rangos de precios que han sido sobrepasados con
creces en los últimos años.
En el caso del kerosén de aviación no es necesario efectuar correcciones puesto que
los indicadores de precio del Platts corresponden a la calidad estandarizada
internacionalmente y se encuentran en algunos mercados solamente pequeñas
diferencias en algunas especificaciones que no son críticas. Para el caso del kerosén
doméstico si fue necesario corregir el contenido de azufre de la cotización de precio.
En el caso del diesel se observó que en un mismo mercado solamente se informan
precios con distinto contenido de azufre. Es por ello que para el diesel se pudo analizar
solamente las correcciones de precio por esta propiedad. Para otras propiedades como
contenido de aromáticos, temperatura del 90% de destilación, viscosidad, no se pudo
determinar factores de corrección cuando la especificación de calidad del indicador de
precios para estas propiedades difería de las especificaciones de calidad del diesel B
(50 ppm de azufre) en Chile. Para el caso del número de cetano tampoco se informan
en un mismo mercado, cotizaciones de precio para distintos número de cetano. Por esto
se estableció un indicador fijo de corrección en relación al costo de agregar un aditivo
que mejora el número de cetano.
Al igual que lo expresado para la gasolina, no parece apropiado usar algunos factores
de corrección que se encuentran en la bibliografía y que son costumbre en la industria
para corregir alguna de estas propiedades, puesto que podrían cometerse errores de
orden de magnitud, debido a que ellos fueron determinados para niveles históricos de
precios de los combustibles que habían estado estables en rangos de precios que han
sido sobrepasados con creces en los últimos años.
En el caso del petróleo combustible se observó que no es necesario efectuar cambios al
indicador usado actualmente por la CNE, pues corresponde a la calidad del petróleo
combustible en Chile.
Para el caso del gas licuado de petróleo, también se observó que no es necesario
efectuar cambios al indicador usado actualmente por la CNE, basado en la cotización
del propano, pues este corresponde a la calidad del gas licuado en Chile. Solamente se
estableció el uso de un indicador de arbitraje de precios, mediante el cual se corrige la
distorsión que actualmente se presenta entre el precio del propano en el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU y el mercado del norte de Europa, NWE, Rotterdam. Esta
diferencia de precios se debe a la mayor oferta de gas licuado de petróleo existente en
el mercado de la costa del Golfo de EEUU como consecuencia de la mayor producción
de shale gas.
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3.1.-
Origen desde Norte América
Para el caso de Norte América, la CNE en la actualidad calcula los precios de paridad
de importación para combustibles importados desde el Golfo de EEUU (USG) y desde la
Costa Atlántica de EEUU (N. York), usando las cotizaciones de precio del Argus. El otro
mercado alternativo en EEUU para exportaciones por vía marítima es la Costa Oeste
(USWC), Los Angeles.
Estos tres mercados tienen una gran actividad de transferencia de productos con un
gran número de embarques y los precios informados en estos mercados cumplen con
las condiciones de liquidez, transparencia y profundidad, por lo que constituyen buenos
indicadores de precios.
Sin embargo, de acuerdo a consideraciones de calidad y disponibilidad de producto
según los balances de importación y exportación de los tres mercados, se puede
observar que solamente el mercado del Golfo de EEUU (USG) presenta excedentes de
volúmenes para exportación de los cinco tipos de combustibles considerados.
En el caso del mercado de la costa Atlántica de EEUU (NY), no presenta excedentes
netos para exportación para ninguno de los cinco tipos de combustibles, salvo un
pequeño excedente de petróleo diesel de contenido de azufre entre 15 y 500 ppm.
El mercado de la costa oeste de EEUU (USWC) presenta excedentes de productos para
exportación para la gasolina, petróleo diesel de 15 a 500 ppm de azufre, y propano.
De acuerdo a lo anterior, el mercado de la costa del Golfo de EEUU (USG) aparece
como el más representativo entre las alternativas existentes como fuente de importación
para los cinco tipos de combustible. En el capítulo 5 de este estudio se analiza el
mercado de la costa Atlántica de EEUU (NY), el cual corresponde a un mercado
altamente deficitario cuyo abastecimiento depende de las transferencias de
combustibles desde el mercado de la costa del Golfo. De acuerdo a lo anterior, se
recomienda usar las cotizaciones del mercado de la costa del Golfo de EEUU (USG)
para el cálculo de los precios de paridad de importación.
3.1.1
Gasolina
Para el caso de la gasolina, en el Cuadro Nº 3.1 se indica el balance de importación y
exportación para cada uno de los tres mercados considerados en Norte América. Se
han incluido solamente volúmenes de gasolina convencional, excluyendo la gasolina
oxigenada y la reformulada.
Se puede observar que el mercado que presenta el mejor saldo neto para exportación
es el mercado del Golfo de EEUU con un total de 21 millones de m3, según cifras de
2012 de Energy Information Administration (EIA). Las exportaciones de gasolina desde
este mercado constituyen el 90% del total exportado por EEUU, cuyo balance total es de
neto importador de gasolinas.
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El principal destino del total de gasolina exportada por EEUU es México con el 50%, con
12.2 millones de m3 en 2012 (58% en 2011). Una parte importante se exporta desde el
Golfo de EEUU principalmente con destino al Caribe y Centro América (Venezuela 2
millones m3, Guatemala 1 millón m3 y Costa Rica 0.9 millón m3) y corresponde a
gasolina de octanaje medio.
Se observa además que el mercado de la Costa Atlántica de EEUU (NY), no presenta
saldos disponibles para exportación. Este mercado es un neto importador con 2 millones
de m3 en 2012. Este saldo neto importador se ha mantenido en estos niveles en los
últimos años, con 17 millones m3 en 2005, 20 millones m3 en 2006 y 19 millones m3 en
2007.
El mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y) es un mercado marcadamente
deficitario pues recibe además grandes volúmenes de gasolina por transferencias por
vía marítima y por poliductos desde el mercado del Golfo de EEUU (USG), por lo que es
altamente dependiente de este último mercado.
La gasolina del Golfo de EEUU cumple con las especificaciones de calidad del Colonial
Pipeline, un poliducto que transporta combustibles limpios desde Texas hasta el Noreste
de EEUU, el cual tiene grados similares a la normativa de calidad de Chile.
Cuadro Nº 3.1
Region
USG
USAC
USWC
Total
Balance Imp. / Exp. de Gasolina – EEUU
Import
Export
Exp.Neto
877
2117
199
3193
21932
172
2247
24351
21055
--2048
23103
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
3.1.2
Kerosén
Para el caso del kerosén, en el Cuadro Nº 3.2 se indica el balance de importación y
exportación para cada uno de los tres mercados considerados en Norte América. Se
han incluido solamente volúmenes de kerosén correspondiente al grado de aviación o
de doble propósito, excluyendo los volúmenes de otra calidad, los cuales son de menor
magnitud.
Se puede observar que al igual que para la gasolina, el mercado que presenta el mejor
saldo neto para exportación es el mercado del Golfo de EEUU con un total de 4.9
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millones de m3, según cifras de 2012. Las exportaciones de kerosén desde este
mercado constituyen el 68% del total exportado por EEUU, cuyo balance total es de
neto exportador de kerosén.
El principal destino del total de kerosén exportado por EEUU es Canadá con un 44%,
con 3.2 millones de m3 en 2012.
Se observa además que el mercado de la Costa Atlántica de EEUU (USAC) N.Y., no
presenta saldos disponibles para exportación. Este mercado es un neto importador con
1.3 millones de m3 en 2012. Esta condición de neto importador se ha mantenido en los
últimos años.
El mercado de la Costa Atlántica de EEUU es un mercado marcadamente deficitario
pues recibe además grandes volúmenes de kerosén por transferencias por vía marítima
y por poliductos desde el mercado del Golfo de EEUU (USG).
El kerosén del Golfo de EEUU cumple con las especificaciones de calidad del kerosén
de aviación grado 54, que es una calidad similar a la normativa de calidad en Chile.
Cuadro Nº 3.2
Region
USG
USAC
USWC
Total
Balance Imp. / Exp. de Kerosén – EEUU
Import
Export
24
1320
1881
3225
4930
165
2126
7221
Exp.Neto
4906
--245
5151
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
3.1.3
Petróleo Diesel
Para el caso del petróleo diesel, en el Cuadro Nº 3.3 se indica el balance de importación
y exportación para cada uno de los tres mercados considerados en Norte América
según las cifras de 2012. Se han incluido los volúmenes de diesel distribuidos según el
contenido de azufre, para calidad menor o igual a 15 ppm, para calidad entre 15 ppm y
500 ppm y para calidad mayor a 500 ppm. Estas calidades corresponden a las
publicadas por Argus para el ULS Diesel (10 ppm S) y Heating Oil (0.2% S- 2.000 ppm).
Se puede observar que los mercados del Golfo de EEUU (USG) y de la Costa Oeste
(USWC) presentan un saldo neto para exportación para diesel de menos de 15 ppm de
azufre. Desde el primero de estos mercados provinieron los 5.1 millones de m3 de
petróleo diesel que se importaron a Chile en 2012.
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El mercado de la costa Atlántica de EEUU (USAC - NY) presenta un saldo neto
importador con 4 millones m3, un 89% del total de las importaciones de esta calidad de
diesel. Este mercado neto importador recibe grandes volúmenes de diesel por
transferencia por vía marítima y por poliductos desde el mercado de la Costa del Golfo
de EEUU (USG).
La exportación de petróleo diesel de menos de 15 ppm de azufre constituye el 71% del
total exportado por EEUU, cuyo balance total es de neto exportador de petróleo diesel.
Cuadro Nº 3.3
Balance Imp. / Exp. de Diesel – EEUU
Región
Diesel < 15 ppm S
USG
USAC
USWC
Total
Diesel 15 < < 500 ppm S
USG
USAC
USWC
Total
Diesel > 500 ppm S
USG
USAC
USWC
Total
Import
Export
Exp.Neto
90
4004
448
4542
36509
1687
3411
41607
36419
--2963
39382
158
357
-515
5016
2063
809
7888
4858
1706
809
7373
241
1655
68
1964
4985
3400
430
8815
4744
1745
362
6851
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
Para diesel de calidad entre 15 y 500 ppm de azufre, los tres mercados presentan
excedentes para exportación, siendo el mercado de la Costa del Golfo de EEUU (USG)
el mayor con 4.8 millones de m3.
El mercado del Golfo de EEUU también presenta el excedente mayor para exportación
de 4.7 millones de m3 de diesel con más de 500 ppm de azufre.
Los principales destinos del petróleo diesel de menos de 15 ppm de azufre, exportado
por EEUU son Holanda con un 18%, con 7.6 millones de m3, México con un 15%, con
6.3 millones de m3, y Chile con un 12%, con 5.1 millones de m3, según cifras de 2012.
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El mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y) presenta un excedente para
exportación de 1.7 millones de m3 de diesel con 15 a 500 ppm de azufre, calidad que no
cumple con la requerida en Chile que es similar a la especificación de calidad del
Colonial Pipeline, para diesel de 10 ppm de azufre (ULSD).
3.1.4
Petróleo Combustible
Para el caso del petróleo combustible, en el Cuadro Nº 3.4 se indica el balance de
importación y exportación para cada uno de los tres mercados considerados en Norte
América según las cifras de 2012. Se han incluido los volúmenes de petróleo
combustible distribuidos según el contenido de azufre, para calidad menor o igual a
0.3%, para calidad entre 0.3% y 1.0%, y para calidad mayor a 1.0%.
Cuadro Nº 3.4
Balance Imp. / Exp. de Pet. Combustible – EEUU
Región
P.Comb. < 0.3% S
USG
USAC
USWC
Total
P.Comb. 0.3%> < 1.0% S
USG
USAC
USWC
Total
P.Comb. > 1.0% S
USG
USAC
USWC
Total
Import
Export
Exp.Neto
396
2154
-2550
-----
---- .
--
1063
1055
82
2200
-----
---- .
--
1539
6200
1587
9326
17775
2734
1420
21929
16236
--- .
16236
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
Se puede observar que ninguno de los tres mercados presenta un saldo neto de
petróleo combustible para exportación de calidad menor de 0.3% de azufre y de calidad
entre 0.3% y 1.0% de azufre. Solamente el mercado del Golfo de EEUU (USG) presenta
un excedente para exportación de 16.2 millones de m3 de calidad mayor a 1.0% de
azufre. El mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y) no presenta saldo neto
exportable para ninguna de las tres calidades.
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3.1.5
Gas Licuado de Petróleo
Para el caso del gas licuado de petróleo (GLP), en el Cuadro Nº 3.5 se indica el balance
de importación y exportación para cada uno de los tres mercados considerados en Norte
América según las cifras de 2012. Se han incluido los volúmenes de GLP distribuidos
según se trata de propano o de butano. Se separó la información en estos dos
productos, pues el propano es el producto que se importa a Chile por vía marítima.
Se puede observar que el mercado de la Costa del Golfo de EEUU (USG) presenta un
saldo neto para exportación de 7 millones de m3 para el propano, que equivale al 95%
del total de propano exportado por EEUU. En el 2012 los principales destinos de
exportación fueron en millones de m3, México 2.8, Canadá 1.1, Brasil 0.9, Holanda 0.7.
Desde este mercado provino casi la totalidad del propano importado por mar a Chile, 0.9
millón m3 (434 mil ton) en 2012. Este mercado además no presenta importaciones de
GLP.
El mercado de la Costa Oeste de EEUU (USAC – NY) no presenta saldo exportable.
En el caso del butano se aprecian saldos exportables en los tres mercados, con los
mayores volúmenes desde la Costa del Golfo (USG) y Atlántica (USAC).
Cuadro Nº 3.5
Región
Propano
USG
USAC
USWC
Total
Butano
USG
USAC
USWC
Total
Balance Import. / Export. de GLP – EEUU
Import
Export
Exp.Neto
-1672
251
1923
7133
196
590
7919
7133
-339.
7472
-95
52
147
578
240
81
899
578
145
29.
752
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
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3.2.-
Origen desde Europa
Para el caso de Europa, la CNE solamente usa este mercado para calcular los precios
de paridad de la gasolina, kerosén y petróleo diesel. Los dos mercados más relevantes
en Europa son el del Noroeste de Europa - NWE (Rotterdam) y el del Mediterráneo –
MED (Italia). La CNE usa indicadores del mercado NWE (Rotterdam).
Se revisó y analizó si el mercado de NWE (Rotterdam) seguía siendo el más
representativo entre las alternativas existentes como fuente de importación para los tres
tipos de combustible, considerando la calidad y disponibilidad de producto de acuerdo a
los balances de importación y exportación de ambos mercados. Se incluyó además en
el análisis del balance del gas licuado en ambos mercados.
3.2.1
Gasolina
Para el caso de la gasolina, en el Cuadro Nº 3.6, se indica el balance de importación y
exportación en cada mercado para aquellos países que presentan saldos netos para
exportación. Se puede observar que el saldo neto para exportación en el mercado NWE
(Rotterdam) con cifras de 2012 informadas por Europe Energy Statistics Report, es de
34,4 millones de m3 por año, que es mayor que aquel disponible en el mercado MED
(Italia), de 18,6 millones de m3 anuales. Los países con volúmenes significativos para
exportación son Holanda, Francia, Inglaterra y Alemania.
Cuadro Nº 3.6
Balance Imp. / Exp. de Gasolina - Europa
NWE (Roterdam)
Import Export Exp.Neto
País
Alemania
Bélgica
Finlandia
Francia
Holanda
Inglaterra
1975
1004
62
400
15397
5441
6983
3907
3293
7600
25517
11468
24279
58768
Exp.Neto
5008
2903
3231
7200
10120
6027
Italia
España
Grecia
Total
MED (Italy)
Import Export
34489
60
11924
11864
84
395
539
4131
3151
19206
4047
2756
18667
Fuente : Europe Energy Statistics Report.
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
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La gasolina en estos dos mercados, NWE y MED, cumple con las especificaciones de
calidad de la Comunidad Europea, según el estándar EN-228, el cual tiene grados
similares a la normativa de calidad de Chile.
3.2.2
Kerosén
Para el caso del kerosén, en el Cuadro Nº 3.7 se indica el balance de importación y
exportación en cada mercado para aquellos países que presentan saldos netos para
exportación según cifras de 2012. Se puede observar que el saldo neto para exportación
en el mercado NWE (Rotterdam) de 4.5 millones de m3 por año, equivale a cuatro veces
a aquel disponible en el mercado MED (Italia), de 0.9 millones de m3 anuales. Los
países con volúmenes significativos para exportación son Holanda, Finlandia y Bélgica.
El kerosén de aviación en estos dos mercados, NWE y MED, cumple con las
especificaciones de calidad de la Comunidad Europea, DEFSTAN 91/91, antes conocida
como DERD 2494, la cual es similar a la normativa de calidad de Chile.
Cuadro Nº 3.7
Balance Import / Export de Kerosén - Europa
NWE (Rotterdam)
Import Export Exp.Neto
Pais
Alemania
Bélgica
Finlandia
Francia
Holanda
Inglaterra
Italia
España
Grecia
Total
5389
1939
196
4875
3653
9100
25152
1361
2094
429
1000
7755
1789
14428
MED (Italy)
Import Export
Exp.Neto
-155
233
-4102
-1533
2875
130
4538
4490
240
220
1046
1506
--916
916
Fuente : Europe Energy Statistics Report.
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
3.2.3
Petróleo Diesel
Para el caso del diesel, en el Cuadro Nº 3.8 se indica el balance de importación y
exportación en cada mercado para aquellos países que presentan saldos netos para
exportación. Se puede observar que el saldo neto para exportación en el mercado NWE
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(Rotterdam) de 16,5 millones de m3 por año, es similar a aquel disponible en el mercado
MED (Italia), de 14.2 millones de m3 anuales. Los países con volúmenes significativos
para exportación son Holanda, Bélgica y Finlandia. En el mercado MED los mayores
volúmenes excedentes para exportación corresponden a Italia y Grecia.
El petróleo diesel en estos dos mercados, NWE y MED, cumple con las especificaciones
de calidad de la Comunidad Europea, según el estándar EN-590, el cual tiene grados
similares a la especificación de calidad de Chile.
Cuadro Nº 3.8
Balance Import / Export de Diesel - Europa
NWE (Roterdam)
Import Export Exp.Neto
Pais
Alemania
Bélgica
Finlandia
Francia
Holanda
Inglaterra
15045
7657
2793
26488
21655
12832
Italia
España
Grecia
Total 86470
7365
9058
3649
2917
35854
9102
67945
MED (Italy)
Import Export
Exp.Neto
-1401
856
-14199
-2467
7971
1602
12040
16456
12743
7371
5571
25685
10276
-3969.
14245
Fuente : Europe Energy Statistics Report
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
3.2.4
Gas Licuado de Petróleo
Para el caso del gas licuado de petróleo (GLP), en el Cuadro Nº 3.9 se indica el balance
de importación y exportación en cada mercado para aquellos países que presentan
saldos netos para exportación. Se puede observar que el mercado NWE (Rotterdam) es
un mercado importador con un déficit neto de producto. Solamente Inglaterra presenta
un saldo neto menor para exportación con 0.9 millones de m3 por año.
Esta condición es similar a la que presenta el mercado MED (Italia), con un solo país
que presenta un pequeño excedente neto para exportación, Grecia con 0.2 millones de
m3 anuales.
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El GLP en estos dos mercados, NWE y MED, cumple con las especificaciones de
calidad de la Comunidad Europea, el cual tiene grados similares a la especificación de
calidad de Chile.
Cuadro Nº 3.9
Import
Pais
Alemania
Bélgica
Finlandia
Francia
Holanda
Inglaterra
Italia
España
Grecia
Total
1213
1537
291
2950
2188
211
8390
Balance Import / Export de GLP - Europa
NWE (Roterdam)
Export Exp.Neto
263
922
6
1250
1569
1160
5170
Import
MED (Italy)
Export Exp.Neto
-----949
2020
354
41
2415
949
394
306
217
917
--176 .
176
Fuente : Europe Energy Statistics Report
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4.-
Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de la Paridad desde el
Mercado del Golfo de EEUU (USG).
En este capítulo se analizarán y revisarán los diversos parámetros que componen el
procedimiento que emplea la CNE para calcular los precios de paridad de importación
con origen en el Golfo de EEUU, de las gasolinas, kerosén, petróleo diesel, petróleo
combustible y gas licuado de petróleo. Para aquellos parámetros que requieran
cambios, se propondrá un nuevo indicador o valor, el cual será fundamentado.
4.1.-
Cálculo Precio FOB en Origen
Indicadores de Precio FOB
Para calcular los precios FOB en el puerto de origen, la CNE usa las cotizaciones
diarias de la publicación ARGUS, correspondientes a los valores “US Gulf Coast
waterborne (USGwb)” informados para el Golfo de EEUU, para las gasolinas, kerosén,
petróleo diesel y petróleo combustible, y el valor “Mont Belvieu” para el gas licuado de
petróleo.
En el Cuadro Nº 4.1 se indican el origen, los indicadores y su calidad, usados
actualmente por la CNE para evaluar los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 4.1
Indicadores Argus
FOB usados actualmente por la CNE
Gasolinas
Kerosén
Diesel
Pet.Comb.
GLP .
Origen
USGwb
USGwb
USGwb
USGwb
M.Belvieu
Indicador
87 M
Jet 54
ULS Diesel
Res FO
3% S
Propane
Non-LDH
Calidad
87 oct.medio
82 MON
80 ppm S
Grade 54
0.3 % S
14 ppm S
40 Cetano
3.0 % S
Propano
90% min
NO
NO
Corrección
Azufre
Factor
Octano
RVP
Factor
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SI
1.0354
NO
NO
NO
SI
2.9952
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Desde Junio de 2009, cuando el procedimiento de cálculo de precios de paridad que
aplica la CNE fue revisado y actualizado por SCG Consultoría, las especificaciones de
los indicadores de precio que informa Platts y ARGUS han cambiado, al igual como han
cambiado alguna de las especificaciones de calidad de algunos combustibles en Chile.
La CNE ha implementado los cambios en los indicadores FOB sugeridos en el informe
de Junio 2009 y algunos otros que determino eran necesarios para reflejar en mejor
medida los cambios en las especificaciones de los combustibles en Chile desde esa
fecha. Estos cambios están reflejados en los indicadores mostrados en el cuadro Nº 4.1
anterior.
En el cuadro Nº 4.2 se muestran los cambios que SCG Consultoría recomienda
implementar en los indicadores FOB de acuerdo con el análisis y revisión que se detalla
en el presente punto 4.1 de este estudio.
En los Anexos Nº 4 y 5 de este informe se incluye un resumen del procedimiento de
cálculo actual y del revisado en este estudio, de los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 4.2
Indicadores Argus FOB propuestos para USG
Gasolinas
Kerosén
Diesel
P.Combustible
GLP .
Origen
USGwb
USGwb
USGwb
USGwb
M.Belvieu
Indicador
87 M
Jet 54
ULS Diesel
3% S
Res FO
Non-LDH
Propane
Calidad
87 oct.medio
82 MON
80 ppm S
Grade 54
0.3 % S
14 ppm S
40 Cetano
3.0 % S
Propano
90% min
Corrección
Azufre
Factor
SI
1.0086
SI
1.0341
Octano
Factor
SI
0.1667
RVP
Factor
SI
0.028
NO
NO
NO
87M – C4
Cetano
Factor
SI
2.35
US$ c/gal
Arbitraje
Factor
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SI
Ver 4.1.5
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Las cotizaciones de Argus para los precios del USG en condición “waterborne”
informados para la gasolina, kerosene y diesel, no corresponden a cotizaciones de
precio para cargamentos por vía marítima, como en el caso de los precios informados
por Platts.
Argus calcula los precios para entrega en condición “waterborne” como los precios
informados para las entregas por el poliducto Colonial Pipeline, más un recargo fijo de
US$ 1.25 cpg (US$ 3.30 m3). El valor de este recargo lo actualiza trimestralmente.
Los factores de corrección para el contenido de azufre multiplican al precio indicador. El
factor de corrección del octano multiplica a la diferencia de precio de los indicadores de
la gasolina 87M y 93M. El factor de corrección de la presión de vapor multiplica a la
diferencia de precio entre el precio de la gasolina 87M y el precio del butano. Los
factores de corrección del número de cetano y del arbitraje del GLP se adicionan a los
precios del indicador del diesel y del propano, respectivamente.
A continuación se detallan los indicadores de precios propuestos.
4.1.1.-
Indicador Gasolina
Actualmente la CNE emplea para la gasolina el indicador de precio: 87 M US Gulf
Coast waterborne informada por Argus US Products. Esta cotización diaria de precio
corresponde a una gasolina de 87 octano mínimo, medidos como el promedio del
octanaje Research y Motor (RON y MON) con 82 octanos MON mínimo, con 80 ppm de
azufre máximo, con 3.8 % de benceno máximo y con un RVP variable que depende de
la época del año y del destino de la gasolina. El octanaje 87 octano promedio equivale a
un octano RON promedio alrededor de 92 octanos. Esta gasolina corresponde a la
calidad grado M del poliducto Colonial Pipeline.
SCG Consultoría recomienda continuar usando el indicador de precio 87 M US Gulf
Coast waterborne informado por Argus, para representar el precio FOB de la gasolina
93 octano en la Costa del Golfo de EEUU, con las correcciones por contenido de azufre,
número de octano y por presión de vapor (RVP) que a continuación se detallan.
Corrección por Azufre
De acuerdo con lo establecido en la fase II del programa de la ley CAA (Clean Air Act)
de EEUU, el contenido de azufre de la gasolina debía bajar de 300 ppm a 80 ppm a
partir del año 2006. Hasta ese año, Platts y Argus informaban los precios de la gasolina
para dos tipos de contenido de azufre, 300 ppm y 30 ppm que correspondía a una
gasolina de bajo contenido de azufre con entrega en Atlanta.
A partir del año 2006, la gasolina en el mercado de la Costa del Golfo bajo su contenido
de azufre a 80 ppm y Platts y Argus mantuvieron las cotizaciones para ambas gasolinas,
de 80 ppm en el área del Golfo y la de 30 ppm de Atlanta.
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Sin embargo en 2009, estas publicaciones dejaron de informar el precio de la gasolina
de bajo azufre, 30 ppm, y la cotización en Atlanta quedo para la gasolina para mezcla
con etanol. La información más reciente de dos gasolinas en el mismo mercado para
distintos contenidos de azufre, corresponde al periodo de 2006 a 2009, con las
cotizaciones de precio para gasolinas “Pipeline” de “ULS-87 30ppm” (de 87 oct. y 30
ppm de azufre) y “Unl-87” (de 87 oct. y 80 ppm de azufre). Estas cotizaciones son las
únicas en este mercado que muestran la variación de precio por contenido de azufre,
para igual octanaje y similar lugar de entrega.
Para determinar el factor de corrección por contenido de azufre, se usaron las series de
precios de estas dos gasolinas de 87 octano y 30 ppm de azufre (“ULS-87 30ppm”) y de
87 octano y 80 ppm de azufre (“Unl-87”), ambas para entrega por poliducto (Colonial
Pipeline) para el período entre el Mayo 2006 y Septiembre 2009. Se usaron solamente
las cotizaciones de las temporadas de verano (Mayo a Septiembre) para mantener
constante el efecto del RVP de la gasolina (7.8 RVP constante en este periodo).
En la Figura Nº 4.1 se muestra la variación de la diferencia de precios de ambas
gasolinas para los periodos Mayo a Septiembre de los años 2006 a 2009. Los valores
promedio del precio de las gasolinas y de su diferencia para cada temporada, se indican
en el Cuadro Nº 4.3.
Figura Nº 4.1
Diferencia Precio Gasolinas USG
Fuente : Elaborada con serie de precios de Platts
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Se puede apreciar que la diferencia de precio por contenido de azufre es mayor para el
año 2008, en el cual los precios de los combustibles estuvieron en máximos históricos.
Por ello no resulta apropiado establecer una corrección medida en US$ por unidad de
volumen ya que la corrección será menor cuando el precio varíe significativamente
respecto del precio promedio que se usó para determinar el factor de corrección.
Cuadro Nº 4.3
US$ cpg
Temporada
Mayo- Sep.06
Mayo- Sep.07
Mayo- Sep.08
Mayo- Ago.09
Prom. 2006 - 2009
Diferencia Precio Gasolina por azufre - USG
ULS 87 oct
30 ppm S
UNL-87
80 ppm S
209.5
215.3
314.2
180.1
229.82
207.7
213.5
311.5
178.6
227.86
Diferencia
Prom (Desv.Std)
1.79
1.84
2.68
1.54
1.96
(0.16)
(0.13)
(0.15)
(0.12)
De acuerdo a lo anterior se calculó una corrección porcentual usando el promedio de las
diferencias de precios de las cuatro temporadas de Mayo a Septiembre. Esta muestra
incluye precios para distintos rangos, que se indican en el Cuadro Nº 4.3.
El promedio de las cuatro temporadas corresponde a una diferencia de precios de US$
1.96 cpg (5.18 US$/m3), la cual corresponde a una diferencia de precios promedio entre
US$ 227.9 cpg y US$ 229.8 cpg. Este rango corresponde a un rango de precios
promedio entre US$ 178.6 cpg y US$ 314.2 cpg (ver Cuadro Nº 4.3).
El factor para representar la diferencia de contenido de azufre entre estas dos gasolinas
(80 y 30 ppm de azufre), referido al precio de la gasolina de 80 ppm S (USGwb UNL-87)
resultó de 1.0086 y se calculó como el cociente entre US$ 229.82 cpg y US$ 227.86
cpg. El factor de corrección se expresa con 4 decimales puesto que la variación menor de
precio indicada por Platts para el mercado de EEUU es de US$ 0,01 cpg, lo que
representa variaciones de 0.00004 para niveles de precio en torno a US$ 250 cpg.
Este factor representa la corrección en el precio de la gasolina UNL-87 en el USG de 80
ppm de azufre, para representar una gasolina del mismo octanaje, pero de 30 ppm de
azufre. No resulta apropiado extrapolar la corrección anterior para estimar el precio de
una gasolina de menor contenido de azufre a 30 ppm, pues no se cuenta con información
de precios de gasolinas con contenido de azufre menores a 30 ppm.
La aplicación de un factor de corrección expresado como un porcentaje del precio es más
precisa que usar un factor fijo en US$ por volumen, ya que el primero considera la
proporción de la corrección en función del valor absoluto del precio. La diferencia entre
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estos dos tipos de corrección se hace más evidente cuando el precio sufre variaciones
mayores por efecto de alguna de las variables del mercado.
SCG Consultoría recomienda usar el factor de corrección 1.0086 para corregir el precio
de la gasolina 87 M USG, de manera que represente la gasolina 93 RON en Chile con un
contenido de azufre de 15 ppm.
Corrección por Octanaje
En cuanto al octanaje, la cotización 87 M US Gulf Coast waterborne corresponde a
una gasolina de 87 octanos promedio RON + MON con mínimo de 82 octanos MON.
Esta gasolina corresponde a 92 octanos RON equivalente, la cual difiere en 1 octano
respecto a la gasolina en Chile de 93 octanos RON.
La corrección del precio de la gasolina de 87 octano medio (92RON) por la diferencia de
octano con la gasolina en Chile de 93RON, se puede hacer linealmente como
proporción entre los precios de la gasolina de 87 oct y 93 octano medio (98RON) que
también es informada por Argus en el USG.
Hasta el año 2006 y 2007, la diferencia de precio entre ambas gasolinas era entre US$
5 y 7 cpg para niveles de precio entre 150 y 180 US$ cpg. Esta diferencia de precio para
un diferencial de 6 octanos (93 y 87 octano) equivale a US$ 1 cpg para un número de
octano.
Este pequeño valor era equivalente al rango con el cual Argus y Platts informan el precio
de la gasolina (precio máximo y mínimo), por lo que el valor de la corrección era similar
a la variación con que se informaba el precio. Por esto no era apropiado realizar esta
corrección para una diferencia de un número de octano, como en el caso de la gasolina
de 93RON en Chile.
En la Figura Nº 4.2 se muestra la variación de los promedios mensuales de las
diferencias de precio entre estas dos gasolinas para el periodo entre 2009 y 2012.
A partir de 2009 la diferencia de precio entre estas dos gasolinas comenzó a aumentar
(para una diferencia de 6 octanos), llegando el año pasado a niveles por sobre los US$
10 cpg. A estos niveles, la corrección para un numero de octano es del orden de US$
1.7 cpg, que excede el rango de US$ 0.5 a 1.0 cpg con que son informados los precios
de la gasolinas (máximo y mínimo).
Para estos últimos niveles de diferencia de precio por distinto octanaje de la gasolina, es
apropiado corregir el precio de la gasolina 87 octano medio (92RON) para representar el
precio de la gasolina de 93RON en Chile.
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Figura Nº 4.2
Diferencia Precio Gasolina USG
93V y 87M
La corrección se puede hacer usando un valor promedio de las diferencias de precio
calculado para un periodo de tiempo o aplicando la diferencia diaria informada entre
estos dos precios. Si se usa un valor promedio en US$ cpg, este presentará
desviaciones respecto a las diferencias diarias de precio. Por esto es más apropiado
usar la diferencia diaria de precio por número de octano para corregir el precio de la
gasolina 87 octano medio (92RON).
Al igual que lo señalado para la corrección del contenido de azufre, la aplicación de un
factor de corrección expresado como un porcentaje del precio es más precisa que usar
un factor fijo en US$ por volumen, ya que el primero considera la proporción de la
corrección en función del valor absoluto del precio.
SCG Consultoría recomienda usar el factor de corrección 0.1667 aplicado sobre la
diferencia de precio entre las dos gasolinas y sumarlo al precio informado para la
gasolina 87M USG, para corregir el precio de esta gasolina de manera que represente la
gasolina 93 RON en Chile.
Corrección por Presión de Vapor
Actualmente la CNE usa el indicador 87 M US Gulf Coast waterborne informado por
Argus para representar el precio FOB de la gasolina de 93 octanos RON en Chile.
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La gasolina UNL87 del Golfo de EEUU (USG) cumple con las especificaciones de
calidad del Colonial Pipeline, un poliducto de 8.900 km que transporta combustibles
limpios desde Houston, Texas, a Nueva York en la Costa Atlántica de EEUU.
En relación a la presión de vapor (RVP) de las gasolinas, esta propiedad varía
dependiendo de la época del año y del área geográfica, según lo establecido por las
normas de la EPA (Clean Air Act - CAA) que estableció los límites de RVP para las
diversas áreas geográficas de EEUU y el periodo del año según las condiciones
climáticas y grado de contaminación.
Para el caso del Colonial Pipeline, el RVP de la gasolina que se embarque en el área de
Houston variara durante el año y coexistirán gasolinas con dos o más valores diferentes
de RVP, dependiendo del RVP requerido en el área de destino del embarque.
La programación de la operación del poliducto está dividida en ciclos de bombeo
durante el año. El programa consiste en 72 ciclos de 5 días cada uno, con lo que en
promedio hay 6 ciclos de bombeo por cada mes. En estos ciclos se bombean todos los
tipos de productos en una secuencia determinada que garantiza que la calidad se
mantenga durante el transporte de los combustibles.
Durante el año al cambiar el RVP requerido para las gasolinas en los diversos destinos
que cubre el poliducto, pueden coexistir en el poliducto partidas de gasolina con distinto
RVP.
Cuadro Nº 4.4
Calendario Colonial Pipeline RVP Gasolinas
Periodo
1 Enero
al
1 Febrero
al
1 Marzo
al
1 Abril
al
11 Abril
al
26 Abril
al
1 Mayo
al
1 Junio
al
1 Julio
al
1 Agosto
al
26 Agosto
al
1 Sept.
al
11 Sept.
al
16 Sept.
al
1 Oct.
al
11 Octubre
al
1 Nov.
al
1 Dic.
al
.
31 Enero
28 Febrero
31 Marzo
10 Abril
25 Abril
30 Abril
31 Mayo
30 Junio
31 Julio
25 Agosto
31 Agosto
10 Sept.
15 Sept.
30 Sept.
10 Octubre
31 Octubre
30 Nov.
31 Dic.
7.8
7.8
7.8
7.8
7.8
7.8
RVP Gasolina (psi)
.
13.5 15.0
13.5 15.0
11.5 13.5
11.5 13.5
9.0
11.5
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
11.5
9.0
11.5
11.5
11.5 13.5
11.5 13.5
11.5 13.5 15.0
13.5 15.0
13.5 15.0
Fuente : Calendario Colonial Pipeline
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En el Cuadro Nº 4.4 se indica el calendario de los periodos del año en que se
bombearan gasolinas con diversos RVP para la gasolina de calidad tipo “M” (UNL 87).
Para el caso de las gasolinas en Chile, la especificación de RVP establece que para la
gasolina calidad resto país (R.P.) el máximo es 10.0 psi durante todo el año. Para la
gasolina de calidad para la Región Metropolitana (R.M.), el RVP máximo es de 10.0 psi
en el invierno, desde el 1 de Abril al 31 de Agosto, en tanto que el RVP para el resto del
año es de máximo 8.0 psi.
Como se puede apreciar, las especificaciones del RVP de las gasolinas en Chile difieren
durante el año con las del Colonial Pipeline debido a la diferente estacionalidad de los
hemisferios, ya que nuestro invierno corresponde al verano del hemisferio norte.
En el Cuadro N° 4.5 siguiente se ha listado el calendario de RVP de las gasolinas en
Chile, para la R.M. y R.P., junto con el calendario del RVP de las gasolinas del Colonial
Pipeline, para lo cual en cada periodo se tomo el RVP del Colonial Pipeline más cercano
al RVP de las gasolinas en Chile para ese periodo.
Se muestran en negrita los periodos del año en los cuales el RVP de la gasolina en
Chile es menor que el RVP de la gasolina del Colonial Pipeline.
Cuadro Nº 4.5 Calendario RVP Gasolinas Colonial Pipeline y Chile
Periodo
1 Enero
1 Febrero
1 Marzo
1 Abril
11 Abril
1 Mayo
1 Junio
1 Julio
1 Agosto
1 Sept.
11 Sept.
1 Oct.
1 Nov.
1 Dic.
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al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
.
RVP Gasolinas (psi)
Col. Pipe
R. Met. R.Pais
31 Enero
28 Febrero
31 Marzo
10 Abril
30 Abril
31 Mayo
30 Junio
31 Julio
31 Agosto
10 Sept.
30 Sept.
31 Octubre
30 Nov.
31 Dic.
13.5
13.5
11.5
11.5
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
11.5
11.5
13.5
13.5
44
8.0
8.0
8.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
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Para la gasolina de la R.M. se observa que lo anterior sucede para el periodo
comprendido entre el 1 de Septiembre y el 10 de Abril, en tanto que para la gasolina del
R.P., el RVP es menor que el del Colonial Pipeline en el periodo entre el 11 de
Septiembre y el 10 de Abril.
En los periodos antes indicados, el refinador en la Costa del Golfo (USG) deberá
disminuir el RVP de su gasolina para cumplir con la especificación de la gasolina en
Chile para ese periodo. En el resto del año el refinador podrá entregar la gasolina sin
ajustar el RVP pues este será menor que el máximo requerido en Chile.
En el Cuadro N° 4.6 siguiente se indican las diferencias de RVP de las gasolinas en
Chile respecto de las gasolinas del Colonial Pipeline para los diversos periodos del año.
Para cumplir con los cambios de RVP requeridos por las normas de la EPA durante el
año para las diferentes áreas geográficas, las refinerías deben variar la composición de
las gasolinas.
En general las gasolinas son producidas mezclando diversas corrientes de las plantas
de la refinería, tales como gasolina de topping, de cracking, reformatos, alkilatos, de
hidrocracking, butanos y pentanos. Cada uno de estos productos tiene distintas
características en cuanto a densidad, octanaje y RVP.
Cuadro Nº 4.6 Diferencias RVP Gasolinas Colonial Pipeline y Chile
Periodo
1 Enero
1 Marzo
1 Abril
11 Abril
1 Sept.
11 Sept.
1 Nov.
al
al
al
al
al
al
al
.
RVP Gasolinas (psi)
Col. Pipe
R. Met. R.Pais
28 Febrero
31 Marzo
10 Abril
31 Agosto
10 Sept.
31 Oct.
31 Dic.
13.5
11.5
11.5
9.0
9.0
11.5
13.5
- 5.5
- 3.5
- 1.5
+ 1.0
- 1.0
- 3.5
- 5.5
- 3.5
- 1.5
- 1.5
+ 1.0
+ 1.0
- 1.5
- 3.5
Para definir la mezcla de componentes que darán origen a la gasolina, se debe tener
presente el cumplimiento de las especificaciones de octanaje y de RVP. Los productos
componentes de la gasolina con RVP más altos son los butanos y pentanos, por lo que
el contenido de estos componentes constituye la principal variable de ajuste en el RVP
de la gasolina, ya que ellos inciden en mayor medida en el RVP de la mezcla final.
Durante el verano cuando la gasolina requiere un bajo RVP del orden de 9.0 psi, las
refinerías solamente deberán ajustar el contenido de butano de las corrientes de
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gasolina de la refinación del petróleo crudo, para obtener una mezcla con el RVP
requerido.
Este corrección del contenido de butano se hace ajustando la operación de las
columnas de destilación tales como los separadores de nafta de topping, los
estabilizadores de reformación, los debutanizadores de cracking y otras columnas de
ajuste de contenido de livianos. En estas torres de destilación los livianos y gran parte
de los butanos son separados por la parte superior de la columna.
Una segunda etapa en la remoción de compuestos livianos para disminuir el RVP, es el
ajuste del contenido de pentanos de la gasolina de cracking, mediante una columna de
destilación llamada despentanizadora, que puede separar gran parte del contenido de
compuestos C5, dejando los C6+ en la corriente de fondo de la columna.
Durante el invierno, las refinerías además pueden aumentar el RVP de las gasolinas
mediante la adición directa de butano a la gasolina terminada durante la cadena de
distribución de esta.
El butano puede ser agregado en la línea de distribución a la salida de la refinería, en el
poliducto de distribución o en los estanques de almacenamiento del terminal de
recepción de las gasolinas en destino.
Ajuste por mezcla
En las refinerías las operaciones de mezclas son muy comunes con el objeto de obtener
productos que cumplan con las especificaciones finales a partir de productos
intermedios provenientes de las diversas plantas de producción. Los cálculos de
mezclas se hacen con modelos computacionales en línea que correlacionan las
propiedades físicas de los productos intermedios, los inventarios en estanques y los
costos asociados a cada producto.
Cuando existe suficiente información se usa programación geométrica, puesto que los
componentes no se mezclan en forma lineal y los valores dependen de las
características de cada componente y de su concentración en la mezcla.
Uno de los métodos más usados en las refinerías para el cálculo de mezclas es el uso
de índices empíricos de mezcla (Blending Index Numbers) los cuales reemplazan a la
propiedad que se quiere mezclar y se relacionan de forma lineal. De esta manera se
corrige el efecto de la simplificación que implica correlacionar de forma lineal esas
propiedades.
En las refinerías se usan estos índices de mezcla para el octanaje, la presión de vapor,
la viscosidad, el punto de inflamación, entre otras propiedades.
En el caso de la presión de vapor (VP), la correlación empírica es del tipo:
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BIVP(i) = VP(i) elevado a 1,25.
Para el caso de la gasolina de 93 octano de calidad resto país en Chile, se tiene una
diferencia en el valor del RVP con la gasolina 87 M USG wb que varía durante el año.
En el Cuadro N° 4.7 siguiente se muestran las diferencias de RVP entre las dos
gasolinas para los diversos periodos del año y los porcentajes de butano que se deben
agregar o retirar para obtener el RVP requerido.
Como se explico anteriormente, las refinerías producen en el invierno una gasolina de
11.5 psi y según los requerimientos de las áreas de destino entregan gasolina con RVP
de 11.5 psi hasta 15.0 psi ajustando el RVP mediante la adición de butano durante la
cadena de distribución, en poliductos y estanques.
Por esto durante el invierno del hemisferio norte, para una eventual entrega de un
embarque a Chile, la refinería deberá ajustar la gasolina base de 11.5 RVP, removiendo
butano en la planta de tratamiento de livianos para cumplir con el RVP de 10.0 psi de la
gasolina de calidad resto país. El precio de la 87 M USG wb en ese periodo no
contemplara este ajuste de RVP. Por esto para el periodo desde el 11 Septiembre hasta
el 10 Abril, el ajuste será de 11.5 psi a 10.0 psi ya que la refinería producirá la gasolina a
partir de la gasolina base de 11.5 psi, que es la misma que distribuye en su área de
cobertura geográfica y que ajusta con adición de butano durante la distribución para
valores de RVP mayores de 13.5 psi y 15 .0 psi.
Cuadro Nº 4.7
Periodo
1 Enero
1 Marzo
11 Abril
1 Sept.
11 Sept.
1 Nov.
al
al
al
al
al
al
Diferencias RVP Gasolinas Colonial Pipeline
y Resto País, Chile
.
28 Febrero
10 Abril
31 Agosto
10 Sept.
31 Oct.
31 Dic.
RVP Gasolinas (psi).
Col. Pipe
R.País
13.5
11.5
9.0
9.0
11.5
13.5
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
% Butano
Dif RVP
- 3.5
- 1.5
+ 1.0
+ 1.0
- 1.5
- 3.5
agrega - retira
2.8
2.8
- 1.8
- 1.8
2.8
2.8
Durante el verano del hemisferio norte, del 11 Abril a 10 Septiembre, la refinería
producirá gasolinas de 7.0 psi, 7.8 psi y 9.0 psi, de acuerdo a los diversos límites
impuestos por la CAA. De acuerdo a esto, en el caso de un eventual embarque de
gasolina de calidad resto país para Chile, la refinería producirá la gasolina para Chile a
partir de la gasolina de 9.0 psi, a la cual le podrá agregar butano hasta un RVP de 10.0
psi (1,8 % butano). Por esto el precio debería disminuirse de acuerdo a la cantidad de
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butano agregado a la gasolina, pero normalmente este beneficio (vender butano a
precio de gasolina) que obtiene la refinería nos es traspasado al precio.
El porcentaje de butano retirado de la gasolina corresponde al costo de oportunidad que
tiene la refinería al dejar de vender butano a precio de gasolina. Para el invierno del
hemisferio norte, el precio de la gasolina 87 M USG wb se debe corregir por un factor
que representa este costo de oportunidad.
La corrección será igual al 2.8 % de la diferencia de precio entre la gasolina 87 M USG
wb y el precio del butano, correspondiente al precio del “Normal Butane Non LDH”
informado para Mont Belvieu.
SCG Consultoría recomienda usar este 2.8 % de butano, aplicado sobre la diferencia de
estos precios para corregir la presión de vapor d la gasolina 87 M USG wb de manera
que represente el precio de la gasolina 93 RON con la presión de vapor requerida en
Chile en el periodo del 11 Septiembre la 10 Abril.
Para obtener el valor del porcentaje de butano para corregir el RVP de una gasolina de
11.5 psi para obtener una gasolina con 10.0 psi se tiene lo siguiente.
RVP Gasolina
RVP Gasolina
RVP Butano
Pct butano en mezcla
= 10.0 psi ( 69.0 kPa)
= 11.5 psi ( 79.3 kPa)
= 51.6 psi (355.9 kPa)
= B
BIVP = 17.80
BIVP = 21.18
BIVP = 138.31
Para el ajuste de 10.0 psi a 11.5 psi, se calcula la mezcla con los BIVP en forma lineal.
17.80 * (1 - B) + 138.31 * B
17.80 - 17.80 * B + 138.31 * B
B * (138.31 – 17.80)
B
B
=
=
=
=
=
21.18
21.18
21.18 – 17.80
(21.18 – 17.80) / (138.31 – 17.80)
0.0280
Esto implica que retirando un 2.8% de butano en la mezcla se obtiene una disminución
del RVP de la gasolina desde 11.5 a 10.0 psi.
Los índices de mezcla para la presión de vapor (Blending Index Vapor Pressure - BIVP)
se pueden obtener del manual “Refining Processes Handbook” de Surinder Parkash,
2003. Mayores detalles de la corrección del precio de la gasolina por diferente presión
de vapor y la tabla completa de los índices de mezcla BIVP, se pueden encontrar en el
informe “Corrección Precio Gasolina por Presión de Vapor”, realizado para la CNE por
Carlos Zegers en Septiembre de 2011.
Además del costo de oportunidad por la extracción del butano, la refinería incurre en
otros costos al ajustar el RVP de la gasolina. Estos costos corresponden a los costos de
capital, operacional y de contenido energético. Todos estos costos no se reflejan en el
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precio, puesto que la refinería los tiene asumidos como costos hundidos que son
necesarios para cumplir con la normativa vigente.
4.1.2.-
Indicador Kerosén
Actualmente la CNE emplea para el kerosén el indicador de precio: Jet 54 US Gulf
Coast waterborne informada por Argus US Products. Esta cotización diaria de precio
corresponde a un kerosén de aviación de calidad grado 54 que cumple con la
especificación DEFSTAN 91-91, con 108ºF de punto de inflamación, con –40ºF de punto
de congelación y con un 0.3% de azufre (3000 ppm) y un contenido de azufre
mercaptánico de 30 ppm.
Estas cotizaciones de precio corresponden a la misma calidad establecida por el
Colonial Pipeline para el Aviation Kerosene Grade 54.
Esta calidad es equivalente a la del kerosén destinado al consumo de aviación en Chile,
con igual contenido de azufre y similares puntos de inflamación y congelación.
Argus informa también la calidad JET Kerosine 55 que corresponde un kerosén igual al
de calidad 54, pero con 400 ppm de azufre total y con 123 ºF de punto de inflamación.
Esta calidad es la misma establecida por el Colonial Pipeline para el Aviation Kerosene
Grade 55.
Cuadro Nº 4.8
Producción- Consumo- Imp. – Exp. – Kerosén USG
2008
Kero Jet 54
Producción
Importación
Consumo
Exportación
41309
69
8145
1534
Kero 55
Producción
Importación
Consumo
Exportación
211
-209
6
2009
2010
2011
2012
40136 41502 41271 43884
12
222
167
24
7159 8940 8673 8585
1926 3158 3390 4930
511
-345
155
530
-419
44
511
-238
255
161
--180
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Este kerosén se produce en pequeñas cantidades. Sus transacciones no tienen una
gran liquidez, pues corresponden a pequeños volúmenes de transacciones.
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En el cuadro N° 4.8 se indica el balance de la producción, importación, consumo y
exportación para las dos calidades de kerosén en el mercado de la Costa del Golfo de
EEUU para el periodo 2008 al 2012.
Se aprecia una gran diferencia entre la producción de kero jet 54 y el consumo y
exportación en el mercado USG. Esto se debe a que la mayor parte de la producción se
destina como transferencia al mercado de la costa Atlántica de EEUU (NY) por medio
del poliducto Colonial Pipeline y por vía marítima (ver cuadro Nº 5.3 del capítulo 5.1 de
este informe).
Se puede observar que la producción de kerosén de calidad 55 está destinada en su
totalidad a satisfacer el pequeño consumo que alcanza solamente entre el 2.5 y 4.5%
del total de kerosén.
Las importaciones efectivas de kerosene en Chile corresponden a kerosén de aviación,
ya que se importa para satisfacer el déficit de este combustible, cuyo consumo es mayor
que el kerosén doméstico.
Para calcular el precio de paridad del kerosén doméstico se debe usar una cotización de
precio en el USG que represente este combustible, el cual tiene en Chile un contenido
de azufre de 500 ppm. El precio del Jet 54 corresponde a un kerosene de aviación de
3000 ppm de contenido de azufre por lo que este precio se debe corregir para
representar el precio del kerosén doméstico.
Corrección por Azufre
Para corregir el precio del kerosén por el contenido de azufre se deben usar dos
cotizaciones de kerosén con distinto contenido de azufre en el mismo mercado. Para el
caso de los precios informados por Argus, esta condición se presenta en el mercado de
N. York, donde además del Jet 54, Argus informa también el precio de un kerosén de
muy bajo azufre, ULSK de 15 ppm. Platts informa precios para el ULSK también en el
mercado del USG, para el cual Argus no informa cotizaciones en el USG. El ULSK se
emplea como componente de bajo azufre en mezclas para preparar diesel de bajo
azufre en el hemisferio norte.
Para determinar el factor de corrección por contenido de azufre, se usaron las series de
precios de estos dos kerosén, Jet 54 de 3000 ppm y ULSK de 15 ppm de azufre. En la
Figura Nº 4.3 se muestra la variación de la diferencia de precios de ambos kerosén para
el periodo de 2009 a 2012. Los valores promedio del precio de los kerosén y de su
diferencia para cada año, se indican en el Cuadro Nº 4.9.
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Figura Nº 4.3
Diferencia Precio Kerosén USG - Jet 54 y ULSK
Fuente : Elaborado con serie de precios de Platts
Se puede apreciar que la diferencia de precio por contenido de azufre entre estos dos
kerosén ha ido en aumento.
El promedio de los cuatro años corresponde a una diferencia de precios de US$ 10.06
cpg (26.58 US$/m3), la cual corresponde a una diferencia de precios promedio entre
US$ 256.9 cpg y US$ 246.8 cpg. Este rango corresponde a un rango de precios
promedio entre US$ 166.4 cpg y US$ 318.1 cpg.
Cuadro Nº 4.9
US$ cpg
2009
2010
2011
2012
Prom. 2009 - 2012
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Diferencia Precio Kerosén por azufre - USG
ULSK
15 ppm S
173.2
223.9
312.3
318.1
256.87
Jet 54
3000 ppm S
166.4
215.1
300.1
305.6
246.81
51
Diferencia
Prom (Desv.Std)
6.79
8.77
12.23
12.46
10.06
(1.11)
(0.61)
(0.70)
(0.73)
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La diferencia de contenido de azufre entre estos dos kerosén (3000 y 15 ppm de
azufre), referido al precio del Jet 54 resultó de 4.076 %. Esto representa un factor de
1.04076 y se calculó como el cociente entre US$ 256.87 cpg y US$ 246.81 cpg. El
factor de corrección se expresa con 4 decimales puesto que la variación menor de
precio indicada por Platts para el mercado de EEUU es de US$ 0,01 cpg, lo que
representa variaciones de 0.00004 para niveles de precio en torno a US$ 250 cpg.
Para obtener el precio de un kerosén de 500 ppm de azufre (kerosén doméstico en
Chile) se debe mezclar un 83.75% de ULSK con un 16.25% de jet 54. Esta proporción
aplicada a la diferencia de precio entre ambos kerosén, resulta en un 3.414 %, lo que
equivale a un factor de corrección de 1.03414.
SCG Consultoría recomienda usar el factor de corrección 1.03414 para corregir por
azufre el precio del Jet 54 US Gulf waterborne, de manera que represente el precio del
kerosén doméstico con un contenido de azufre de 500 ppm en la Costa del Golfo de
EEUU.
4.1.3.-
Indicador Petróleo Diesel
Actualmente la CNE emplea para el petróleo diesel el indicador de precio informado por
Argus: ULS Diesel USGulf Coast waterborne. Esta cotización diaria de precio
corresponde a un petróleo diesel con un contenido de 10 ppm de azufre, 40 de número
de cetano y con 130ºF de punto de inflamación.
Esta calidad es equivalente a la del diesel B en Chile, con similar punto de inflamación
(126 ºF), con mayor número de cetano (50) y con mayor contenido de azufre. La
diferencia de número de cetano no se puede corregir por diferencial de precio, ya que ni
Argus ni Platts informan precios para dos calidades de ULSD con distinto número de
cetano. Como alternativa se puede agregar al precio el costo que tiene la adición de un
aditivo que se usa para mejorar el número de cetano. El detalle de este costo se indica
más adelante en este capítulo.
En cuanto a la diferencia en el contenido de azufre, esta pequeña diferencia tampoco se
puede corregir por diferencia de precios pues no se informan precios para diferentes
contenidos de azufre. Argus y Platts no informan dos cotizaciones de precio para dos
calidades de ULSD en el mercado del Golfo ni en el mercado de N.Y., pues diferencias
tan pequeñas en el contenido de azufre no se reflejan en diferencias de precio que
puedan ser informadas de manera independiente, representando precios diferentes por
contenido de azufre.
En el cuadro N° 4.10 se indica el balance de la producción, importación, consumo y
exportación para las 3 calidades del diesel que se informan en el mercado de la Costa
del Golfo de EEUU (USGC) para los últimos 5 años, 2008 a 2012.
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Se puede apreciar que la producción de diesel de muy bajo contenido de azufre (<15
ppm), ULSD, se ha incrementado en un 52% en el periodo, alcanzando a 123,5 millones
de m3 en 2012. La producción de esta calidad de diesel representó en 2012 un 85% del
total de diesel, 145.6 millones de m3 producidos en este mercado.
Cuadro Nº 4.10
Producción- Consumo- Importación – Exportación
Petróleo Diesel - USGC
2008
2009
2010
2011
2012
Diesel < 15 ppm S
Producción
Importación
Consumo
Exportación
81143
60
42083
--
83304
16
33507
11778
99170 119390 123535
-94
90
40836 47624 44937
16616 28116
36451
Diesel 15 < < 500 ppm S
Producción
Importación
Consumo
Exportación
27238
32
2053
18146
24487
-8205
12206
13650
36
-1349
6993
49
1198
5566
5931
157
2712
5008
Diesel > 500 ppm S
Producción
Importación
Consumo
Exportación
13371
679
-2951
13749
270
-2546
15748
472
5985
1555
13503
156
2445
4276
16215
241
1806
4977
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Como consecuencia de los excedentes de producción de esta calidad de diesel, las
exportaciones han crecido en el periodo desde cero en 2008 hasta un volumen de 36.4
millones de m3 en 2012.
Como contrapartida, la producción y exportación de diesel de contenido de azufre entre
15 y 500 ppm han bajado drásticamente en los últimos 5 años, desde 27,2 a 5.9
millones de m3 la producción (78% menos que hace 5 años) y de 18.1 a 5.0 millones de
m3 la exportación (72% menos que hace 5 años).
En el caso de diesel de contenido de azufre mayor a 500 ppm, la producción se ha
mantenido estable en el periodo entre 13 y 16 millones de m3, en tanto que la
exportaciones han tenido un crecimiento en los últimos dos años hasta alcanzar los 5
millones de m3.
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Los excedentes de producción que no se consumen son exportados o transferidos a
otras áreas de EEUU tal como el mercado de la costa Atlántica (NY), el cual se analiza
en detalle en el capítulo 5 de este estudio.
De acuerdo al comportamiento antes expuesto, las publicaciones técnicas Platts y Argus
informan precios para dos calidades de diesel, de 15 ppm (ULSD) y de más de 500 ppm
que cubren el 96% (139.7 millones de m3) del diesel producido.
Corrección por Cetano
No hay información de precios de mercado que discriminen por número de cetano y no
parece apropiado aplicar algún factor de corrección que se encuentra en la bibliografía y
que sea costumbre en la industria para corregir esta propiedad, según lo expuesto en el
punto 3 anterior.
Para incluir el efecto en el precio por el mayor número de cetano que tiene el diesel en
Chile (50) respecto al del ULSD USG (40), se puede agregar el costo que tiene agregar
un aditivo para mejorar el número de cetano.
El costo del aditivo ha venido disminuyendo en los últimos años. De acuerdo a
cotizaciones recientes para operaciones de agregar el aditivo, el costo de adición es
progresivo a medida que se requiere aumentar varios números de cetano.
El costo del aditivo es de US$ 0.06 por barril por las primeras 100 ppm y de US$ 0.05
por barril por cada 100 ppm adicionales y la relación de adición del aditivo es la
siguiente:
Para el primer número de cetano de aumento sobre el cetano base = 100 ppm
Para incrementar desde 1 cetano hasta 4 cetano (3 números)
= 150 ppm / num
Para incrementar desde 5 cetano hasta 6 cetano (2 números)
= 200 ppm / num
Para incrementar desde 7 cetano y mas
= 250 ppm / num
Para mejorar el número de cetano desde 40 a 50 se requiere agregar 1950 ppm de
aditivo. De acuerdo al precio del aditivo, el costo de las 1950 ppm es de US$ 0.985 por
barril, equivalente a US$ 2.35 cpg.
SCG Consultoría recomienda usar este factor de corrección US$ 2.35 cpg para corregir
por cetano el precio del ULS Diesel USGulf Coast waterborne, de manera que
represente el precio del diesel con un número de cetano de 50 en la Costa del Golfo de
EEUU.
4.1.4.-
Indicador Petróleo Combustible
Actualmente la CNE emplea para el petróleo combustible el indicador de precio
informado por Argus: Residual Fuel Oil 3.0% USGulf Coast waterborne. Esta cotización
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diaria de precio corresponde a un petróleo combustible de 3.0% máximo de azufre, con
densidad mínima de 10 API, con 200-250 ssf de viscosidad, un contenido de vanadio de
300 ppm máximo y 60ºC de punto de inflamación.
Esta calidad es equivalente a la del petróleo combustible en Chile, con similar contenido
de azufre, con 300 ssf (620 cst a 50ºC) de viscosidad, un contenido de vanadio de 500
ppm máximo y 60ºC de punto de inflamación.
Las publicaciones Platts y Argus informan precios en el mercado de la Costa del Golfo
(USGC) para dos calidades de petróleo combustible, para un contenido de azufre
máximo de 1.0% y de 3%.
En el cuadro N° 4.11 se indica el balance de la producción, importación, consumo y
exportación para 3 calidades del petróleo combustible en el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU, para contenidos de azufre menores a 0.3%, entre 0.3% y 1.0%, y para
contenido mayor a 1.0%. Se puede apreciar que la producción de petróleo combustible
con contenido de azufre mayor de 1.0% fue un 81% del total producido en 2012 (14.0
millones de m3).
Cuadro Nº 4.11
Producción- Consumo- Importación – Exportación
Petróleo Combustible USGC
2008 2009 2010 2011 2012
P.Comb. < 0.3 % S
Producción
1497 1445
1316 1102
614
Importación
394
293
442
147
395
Exportación
----------P.Comb. 0.3% < < 1.0 % S
Producción
1926
851
1605 1372 2017
Importación
1042 1256
467
591 1061
Exportación
----------P.Comb. > 1.0 % S
Producción
13841 15337 16554 14116 11449
Importación
4912 3978
2701 2751 1537
Consumo
6682 5970
6998 7279 5650
Exportación
14788 17412 18752 18613 17747
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Como contrapartida, la producción de petróleo combustible de 2.6 millones de m3 con
contenido de azufre menor a 1,0 % de azufre (0.6 de <0.3%S + 2.0 de 0.3%S a 1.0%S)
representa un volumen menor de transacciones, alrededor de 50 embarques anuales,
esto es un embarque semanal. Este nivel de transacciones representa un bajo nivel de
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liquidez del indicador de precios. Es por esta razón que el indicador apropiado en este
mercado es el de contenido de azufre mayor a 1.0%.
Los indicadores de precio informados por Argus para petróleos combustibles de
contenido de azufre máximo de 3.0 % tienen buena liquidez y transparencia, puesto que
esta calidad corresponde a más del 80% de la producción total de petróleo combustible
en este mercado.
SCG Consultoría recomienda continuar usando este indicador Residual Fuel Oil 3.0%
USGulf Coast waterborne sin correcciones, para representar el precio FOB del
petróleo combustible en el Golfo de EEUU.
4.1.5.-
Indicador Gas Licuado de Petróleo
Actualmente la CNE emplea para el gas licuado de petróleo (GLP) el indicador de precio
informado por Argus: Propane Non LST Mont Belvieu. Esta cotización también aparece
a veces bajo el rótulo “non-LDH” y corresponde a la antigua cotización “Non-TET”.
Las cotizaciones de precio para el Propano (“Propane”) y Butano (“Normal Butane”) de
Mont Belvieu se informan para dos valores:
LST que corresponde al precio FOB en el terminal de almacenamiento Lone Star, y
Non LST que corresponde al valor FOB para embarque en el terminal de Enterprice.
La expresión LST corresponde a la antigua cotización del precio del Propano TET que
correspondía al producto que se movía a través del poliducto de la Texas Eastern
Transmission (TET) que une el sur de Texas con Albany, Nueva York y Filadelfia.
En Marzo 2007 estos activos fueron vendidos a la empresa Louis Dreyfus Energy
Services y la designación del precio pasó a llamarse LDH y Non LDH.
La expresión Non LST corresponde a la antigua cotización Non TET que posteriormente
pasó a llamarse Non LDH.
La expresión Non LST cotización Non TET corresponde a embarques de producto para
entrega FOB Mont Belvieu.
Por ello es que la cotización apropiada para referir el precio FOB es la “Non LST Mont
Belvieu”.
Estas cotizaciones diarias de precio informadas por Argus tienen una alta transparencia
y liquidez pues corresponde al lugar con mayor actividad de transacciones de propano y
butano en el mercado norteamericano.
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La cotización más apropiada para usarse como indicador del precio FOB del GLP
corresponde a la cotización del propano, puesto que este producto corresponde a más
del 90% del GLP importado por vía marítima. La totalidad de los precios pagados por las
importaciones efectivas realizadas por esta vía, están relacionadas con la cotización de
precio de Mont Belvieu, independiente del origen real del embarque.
La cotización diaria de precio para el propano informada por Argus corresponde a un
producto con densidad relativa 0.507, con 90% mínimo de propano y 2.5% máximo de
butanos y más pesados. Esta calidad es similar a la del Propano en Chile (densidad
relativa mínima de 0.500 y 2.5% máximo de butanos y más pesados).
SCG Consultoría recomienda continuar usando este indicador Propane Non LST Mont
Belvieu con las correcciones que a continuación se indican, para representar el precio
FOB del Propano en Houston, en el Golfo de EEUU.
Corrección Precio FOB por Arbitraje de Precio
Mont Belvieu es una pequeña localidad ubicada en Texas, cercana a Houston, donde se
encuentra el terminal de almacenamiento terrestre y distribución de gas natural y GLP
más grande de EEUU, con una capacidad de almacenamiento de 100 millones de
barriles (15.9 millones de m3).
El complejo de almacenamiento de Mont Belvieu está ubicado sobre una de las
cavernas de sal más grande del mundo, en la cual se almacenan gas natural y los
productos provenientes de su fraccionamiento en las plantas de tratamiento que se
ubican en el área del complejo.
Las cuatro principales empresas operadoras del complejo son Enterprise, Lone Star,
Targa y Oneok. Las dos primeras tienen la mayor proporción de las plantas de
tratamiento y de los terminales de almacenamiento ubicados en el área del complejo.
El año 2012 Targa amplió sus instalaciones de carguío en el terminal de Galena Park, el
cual quedo con capacidad de exportación de 0.4 millones de m3 de propano por mes.
En Marzo recién pasado, Enterprise en asociación con Oiltanking, puso en operación la
ampliación de su terminal de exportación de Propano y Butano, la cual aumentó la
capacidad de carga desde 0.6 a 1.2 millones de m3 por mes. La ampliación de la
capacidad de carga considero disponer de mayor número de muelles de carga para
cargar hasta 3 naves gaseras simultáneamente..
Enterprise actualmente está evaluando una nueva ampliación de la capacidad para
llegar a un máximo de 1.6 millones de m3 por mes la cual entraría en operación en el
año 2015. Esta ampliación estaría operativa cuando la ampliación del Canal de Panamá
entre en operación, estimada para ese mismo año.
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Actualmente Conoco – Occidental tiene en desarrollo un proyecto de expansión de la
capacidad de su terminal en Houston desde 1.1 a 2.3 millones de m3 por mes, el cual
entrará en operación en 2014. También se incluye la ampliación de las instalaciones del
terminal marítimo para carga de naves en forma simultánea.
Por su parte, Vitol en el área de Beaumont también tiene en construcción una
ampliación de sus instalaciones de almacenamiento y exportación, desde 0.5 a 1.0
millones de m3 por mes, la cual estará operativa a fines del presente año.
En general el área de la Costa del Golfo ha incrementado sus instalaciones de
tratamiento y almacenamiento de propano y butano para poder exportar los excedentes
de estos productos originados por el aumento de producción proveniente de la
extracción del shale gas.
En el cuadro Nº 4.12 se detalla el balance de la producción, importación y exportación
del propano y butano para el mercado de la Costa del Golfo (USGC) en los últimos 5
años, 2008 a 2012. Se puede apreciar que la producción de propano de refinerías se ha
mantenido en el rango de 7.8 a 8.5 millones de m3 anuales en el periodo. La producción
de propano proveniente del fraccionamiento de gas natural se ha incrementado en un
30% en igual periodo (18.5 a 24.2 millones de m3). Este excedente se ha traducido en
un gran aumento en la exportación de propano, la cual ha crecido en 400% (1.6 a 6.4
millones de m3) en el periodo.
Cuadro Nº 4.12
Producción- Importación – Exportación
Gas Licuado de Petróleo USGC
2008
Propano
Producción - Refinerías
Planta Gas
Importación
Exportación
8330
18460
1294
1878
Butano (normal)
Producción - Refinerías
Planta Gas
Importación
Exportación
3090
3780
1412
103
2009
2010
2011
2012
8410 8500 7720 7800
19370 20305 21380 24210
----3207 4349 4847 7133
2310
3316
203
425
3480
3811
128
457
1990
3576
-340
2410
4464
-577
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
En el caso del butano (normal) que no se destina a la industria petroquímica, la
producción proveniente del fraccionamiento del gas natural también ha crecido en el
periodo, pero en menor medida, un 18% (3.8 a 4.5 millones de m3), lo que ha producido
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también un fuerte aumento de las exportaciones, de 0.1 a 0.6 millones de m3, en el
periodo.
En el cuadro Nº 4.13 se detalla el destino de las exportaciones de propano desde la
costa del Golfo de EEUU para igual periodo de los últimos 5 años. Las exportaciones se
han agrupado según destino a cuatro áreas geográficas, el norte de Europa, Caribe y
Centro América, Sud América y otros destinos. Se observa que las exportaciones hacia
los tres primeros destinos han crecido fuertemente.
Cuadro Nº 4.13
Exportación Propano USGC a NWE
Exportación Propano
NW Europe
Caribe y C.América
Sud América
Otros
Total
2008
2009
2010
2011
2012
69
735
791
283
1878
565
943
1036
663
3207
471
1346
1893
639
4349
1277
1646
1757
167
4847
1354
2270
2755
755
7133
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Las exportaciones al Caribe y Centro América se realizan en naves pequeñas de
acuerdo a las limitaciones de las instalaciones de recepción y almacenamiento
existentes en esa área. En el caso de las exportaciones a Sud América (Brasil, Ecuador
y Chile) y al norte de Europa, los cargamentos son de 40 kton (naves de 80 mil m3),
pues los terminales de recepción pueden recibir naves de este tamaño. En el caso de
Ecuador se emplea una nave de recepción como almacenamiento flotante.
Como consecuencia de la abundancia de GLP en el mercado de la costa del Golfo de
EEUU, por la mayor extracción de shale gas, el precio interno del propano que refleja la
cotización de Mont Belvieu ha bajado comparado con los precios internacionales. En los
últimos dos años se produjo una diferencia apreciable entre el precio del Propano de
Mont Belvieu y el precio del Propano en el mercado del norte de Europa (NWE).
Como se observa en el cuadro Nº 4.13, el destino con menor volumen exportado (1.4
millones m3) de las tres principales áreas geográficas, es el norte de Europa con un
21% del total exportado desde la Costa del Golfo de EEUU el año 2012 a estas tres
áreas (6.4 millones m3). Sin embargo este es un mercado marcador de precios, con
mucha actividad y liquidez, que recibió importaciones por 8.4 millones m3 de propano en
2012.
Los mercados de destino en Sud América, Brasil, Ecuador y Chile, con 2.7 millones de
m3 en 2012, son mercados deficitarios cuyos precios no constituyen referencia para los
precios internacionales. Igual condición se produce con el mercado del Caribe y Centro
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América al cual se exportó 2.3 millones de m3 en 2012. Por esta razón, el mercado del
norte de Europa se vuelve el mercado marginal de referencia para el propano exportado
desde la costa del Golfo de EEUU.
Las exportaciones desde la costa del Golfo de EEUU (USGC) al norte de Europa (NWE)
se volverán atractivas cuando el precio en NWE sea superior al de USGC y la diferencia
de precio del propano (arbitraje) entre estos dos mercados sea superior al costo del flete
desde USGC a NWE. En esta condición de arbitraje de estos dos mercados, favorable a
la exportación a NWE, el exportador en el USGC recibirá un retorno neto (netback)
mayor que el precio de mercado en Mont Belvieu. Al precio vigente en NWE,
representado por los precios de las importaciones que llegan a ese mercado (CIF ARA)
se descuenta el flete desde USGC (Houston) a NWE (Rotterdam) y la tarifa de
terminaling (almacenamiento y carguío) en Houston. Este resultado (netback) se
compara con la cotización del propano en Mont Belvieu.
Cuando el arbitraje de precios entre estos dos mercados supere el valor del flete del
propano entre ellos más la tarifa de terminaling, el exportador del USGC pretenderá
obtener este mismo retorno neto para los volúmenes que exporte a otros mercados sin
precios de referencia internacional, como los son los mercados de Sud América. Por
esta razón el precio FOB de paridad de exportación de USGC para destino a Chile será
igual al precio del propano en Mont Belvieu más el arbitraje de precios del mercado de
NWE con el USGC, calculado según el párrafo anterior.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto, la corrección del precio FOB USGC del
propano será igual a:
CPFA = Netback M.Belvieu - Prc.C3.M.Belvieu
Netback M.Belvieu = Prc.C3.NWE – Flt.C3-USG/NWE-82km3 - Terminaling
Donde:
CPFA
Netback M.Belvieu
Prc.C3.NWE
Prc.C3.M.Belvieu
Flt.C3-USG/NWE-80km3
Terminaling
= Corrección Precio FOB por Arbitraje
= Retorno neto para exportación a NWE
= Precio Propano en NWE (CIF ARA)
= Precio Propano en Mont Belvieu
= Flete Propano desde USGC hasta NWE
en naves de 82.000 m3.
= Tarifa de carga en terminal de Houston
El precio del propano en NWE corresponde al precio informado por Argus como “Cif
ARA (large cargoes)”, que corresponde a cargamentos entre 16.000 y 84.000 m3 de
importaciones que entran a ese mercado.
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El precio del propano en Mont Belvieu corresponde al precio informado por Argus como
“Propane Non LST Mont Belvieu”.
El flete del propano entre USGC y NWE, Flt.C3-USG/NWE-80km3 corresponde al flete
entre Houston y Rotterdam para naves gaseras con cargamentos de 82.000 m3. El
cálculo del flete se detalla en el punto 4.2.3 siguiente de este informe
La tarifa de Terminaling corresponde a la tarifa por el costo de cargar el propano
refrigerado en la nave gasera en el terminal de carga en Houston.
Esta corrección por arbitraje al precio FOB en el USGC será válida siempre y cuando la
diferencia de precios entre estos dos mercados, USGC y NWE sea mayor al valor del
flete desde el USGC a NWE más la tarifa de terminaling.
Recargo por Almacenamiento y Entrega (Terminaling)
La cotización del propano informada por Argus para condición FOB Mont Belvieu,
corresponde a un terminal y planta de almacenamiento ubicado al interior de Houston en
el Golfo de EEUU, el cual no tiene terminal marítimo de carga. De acuerdo a esto a la
cotización de Mont Belvieu debe agregársele el costo de cargar el propano en la nave
en el terminal marítimo del área del golfo, tal como Enterprise, Targa Galena Park o
Dow Freeport. Este costo que refleja el costo de almacenar, enfriar y cargar el producto
a bordo de la nave, se conoce como “terminaling” y no está incluido en la cotización que
Argus informa para el propano en Mont Belvieu.
De acuerdo a Aux Sable America, la tarifa de terminaling en el área del Golfo de EEUU
que cobran los terminales de Enterprise en Houston y el de Targa en Galena Park,
ambos en el área de Houston, Texas, varía entre 12 y 13 centavos dólar por galón (62.6
a 67.9 US$ por ton).
SCG Consultoría recomienda usar un valor de 65 US$ por ton para representar el costo
de terminaling en el puerto de carga en el cálculo del precio de paridad.
4.2.-
Cálculo Transporte Marítimo
En el procedimiento de cálculo del precio de paridad de importación, el cálculo del
transporte marítimo se simula desde un puerto de origen del indicador de precio
escogido, hasta Quintero. La forma de cálculo para cada combustible es diferente y
depende del tipo de producto, puesto que se hace en naves de distintas características
y con información de mercado diferente.
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Para los combustibles limpios, esto es gasolina, kerosén y petróleo diesel, se usa un
mismo tipo de naves, para las cuales se puede usar el sistema Worldscale para el
cálculo de tarifas, corregidas por indicadores del mercado de fletes.
Para el petróleo combustible se usa un tipo de nave similar a la de los productos limpios,
pero de mayor capacidad y que solamente transportan productos sucios, esto es
petróleo combustible y petróleo crudo. Para este tipo de naves también se puede usar el
sistema Worldscale para el cálculo de tarifas, corregidas por indicadores del mercado de
fletes.
Para ambos tipos de naves existe información del mercado de fletes referidos a estas
tarifas worldscale. Esta información periódica de mercado se agrupa en rutas
establecidas entre las áreas o regiones en el mundo con mayor actividad del mercado
petrolero.
Para el gas licuado de petróleo se usan naves especiales que solamente pueden
transportar este tipo de gases por razones técnicas derivadas de las características de
presión y temperatura de estos gases. Para este tipo de naves no es posible aplicar el
sistema Worldscale que está calculado para el transporte de petróleo crudo y
combustibles limpios y sucios. Para estas naves gaseras la información de fletes en el
mercado es muy limitada y referida solamente a muy pocas rutas de fletes, con fletes
expresados en forma de suma alzada o en US dólares por tonelada. Por esta razón el
cálculo del flete desde el puerto de origen del indicador escogido hasta Quintero debe
hacerse de acuerdo a otra modalidad. Por ello para el cálculo del flete del gas licuado se
usa un polinomio basado en parámetros para los cuales si hay información periódica en
el mercado. Estos parámetros corresponden al arriendo mensual de las naves gaseras y
al precio de los combustibles usados por estas naves para su motor de propulsión
(bunkers).
4.2.1.-
Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
1. Indicador del Flete
Para el caso de las gasolinas, kerosén y petróleo diesel, desde Mayo de 2012 la CNE
usa las cotizaciones diarias informadas por la publicación Argus para los fletes
transados en base WS para las rutas del Caribe a la costa Atlántica de EEUU (Caribean
/ USAC) para naves de productos limpios de 38 Kton de carga.
La publicación Argus informa diariamente tarifas de flete de productos limpios en el área
del Caribe y EEUU para dos rutas: Caribe a la Costa Atlántica de EEUU (Caribean /
USAC) y Costa del Golfo de EEUU a Caribe y Norte de Europa (USGC / CaribeanUKCM). Estas rutas corresponden a naves con cargamentos de 38 mil ton.
Estas rutas agrupan los fletes marítimos con mayor actividad en el área y han variado
en los últimos años en cuanto a volumen transportado. Este último parámetro
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representa la liquidez de cada ruta, pues indica la cantidad de embarques cuyos fletes
se consideran para determinar el valor WS informado por la publicación para esa ruta.
En el cuadro Nº 4.14 se indican los volúmenes transportados en los últimos 5 años,
2008 a 2012, en estas rutas antes mencionadas.
Cuadro Nº 4.14
Liquidez Fletes Rutas Caribe y EEUU - Argus
Volumen Transportado
Ruta Argus
Caribean / USAC
Origen : Caribe y
Centro América
Cantidad Embarques
USGC / Caribean - UKCM
Destino : Caribe y
Centro América
NW Europe
Total Ruta
Cantidad Embarques
2008
2009
2010
2011
2012
6198
124
7373
147
6222
124
6132
123
6569
131
5555
9824
15379
307
7757 10490
14361 11940
22118 22430
442
449
12569 16154
16923 19262
29492 35416
590
708
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Del cuadro se observa que en la ruta Caribean / USAC se ha mantenido estable el
volumen transportado en torno a 6.2 y 7.3 millones de m3 durante el periodo de análisis,
con un rango entre 120 y 150 de embarques anuales. Esta ruta incluye principalmente
embarques de componentes de gasolina destinados a la costa Atlántica de EEUU para
la preparación de gasolinas terminadas.
En el caso de la ruta USGC / Caribean – UKCM se aprecia que el volumen transportado
ha crecido desde 15.4 a 35.4 millones de m3 durante los últimos 5 años, con embarques
anuales que han aumentado de 300 a 700. Los dos destinos que se incluyen en esta
ruta muestran la misma tendencia de crecimiento que refleja el aumento de las
exportaciones del mercado de la costa del Golfo de EEUU.
Los embarques destinados al Caribe y Centro América de esta ruta corresponden a
gasolina terminada y petróleo diesel, en tanto que los destinados al norte de Europa
(NWE) corresponden a kero jet y petróleo diesel.
La liquidez de la ruta USGC / Caribean – UKCM (medida como cantidad de embarques)
es mucho mayor que la de la ruta Caribean / USAC. Los 700 embarques anuales de la
primera representan 13 cargamentos semanales comparados con los 3 cargamentos
semanales de la ruta Caribean / USAC.
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La ruta USGC / Caribean – UKCM corresponde además a una ruta de salida del área
del Golfo de EEUU, por lo que refleja la misma condición de las importaciones de
combustibles desde ese origen a Chile.
Por las razones antes expuestas de alta liquidez y de origen de ruta igual al de las
importaciones a Chile, SCG Consultoría recomienda cambiar el indicador de flete
marítimo por la ruta USGC / Caribean – UKCM para naves con embarques de 38 k ton.
2. Tamaño de los Embarques
Actualmente la CNE usa un valor de 40.000 ton para la capacidad de carga de las naves
que transportan estos combustibles.
Para efectos comparativos con las importaciones efectivas realizadas en Chile, se
puede indicar que para el petróleo diesel, que es el combustibles importado en mayor
cantidad, el total importado de 5,248 millones de m3 en 2012, fue abastecido con un
volumen promedio de 45.850 m3 por embarque, según las cifras del Servicio de
Aduanas. Este volumen corresponde a una capacidad de carga de 38.500 ton por
embarque.
De acuerdo a lo anterior, el valor de 40.000 ton es apropiado y refleja bien la capacidad
de las naves que físicamente han traído importaciones a Chile en los últimos años. Por
ello SCG Consultoría propone mantener este valor sin cambio.
3. Tamaño de las Naves
Actualmente la CNE usa un valor de 24.800 ton para el registro del Canal de Panamá,
que corresponde a la medida del tamaño de las naves que usa el Canal de Panamá
para determinar la tarifa de cruce del canal. Este tonelaje corresponde al registro
promedio de una nave petrolera de 40.000 ton de capacidad de carga.
Este valor es el apropiado y refleja bien el tonelaje de registro del Canal de Panamá de
las naves que físicamente han traído importaciones a Chile en los últimos años. Por ello
SCG Consultoría propone mantener este valor de 24.800 ton sin cambio.
4. Flete según Modalidad de Contratación
Actualmente la CNE usa la modalidad ocasional por viaje referido a valor WS de
mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen hasta Quintero. Las
tarifas base para 2013 en aplicación por la CNE, se indican en el Cuadro Nº 4.15
siguiente:
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Cuadro Nº 4.15
2013
Origen
Puerto Carga
Flete WS Base a Quintero desde USG
Gasolinas
Kerosén
Diesel
Golfo EEUU
Corp.Christi
Golfo EEUU
Corp.Christi
Golfo EEUU
Corp.Christi
21.33
21.33
WS Base a Quintero
US$/ton
21.33
.
El valor WS Base a Quintero es calculado por Worldscale anualmente y se expresa en
US dólares por tonelada métrica y es el mismo para cualquier combustible.
SCG Consultoría recomienda seguir usando la misma modalidad ocasional por viaje
referido a valor WS de mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen
hasta Quintero.
5. Duración del Viaje
Depende del origen del combustible, pero en esta modalidad basada en las tarifas
Worldscale no tiene incidencia directa, puesto que la duración del viaje está incluida en
el valor base de la tarifa WS para la referida ruta, Corpus Christi a Quintero, y respecto
de la cual se usa el indicador de flete.
6. Costo de Peaje del Canal de Panamá
Para estos combustibles y de acuerdo al indicador de flete del punto 1 anterior, en la
modalidad WS el costo de los peajes de canales no está incluido en la tarifa y debe
calcularse separada del valor del flete.
El costo del peaje depende del tipo de nave y de la capacidad de carga de la nave,
medida como el registro de la nave. El registro de la nave se mide de acuerdo a ciertas
reglas que definen los volúmenes de la nave que pueden llevar carga. El volumen total
de registro representa el volumen total de carga que puede transportar la nave y se
mide en toneladas de registro, las cuales corresponden a 100 pies cúbicos cada una
(2,83 m3).
La tarifa actual del Canal de Panamá para naves petroleras, que está vigente desde el 1
de Octubre de 2012, es la siguiente en US dólares por ton de registro del Canal de
Panamá:
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Primeras 10.000 ton
Siguientes 10.000 ton
Restantes ton
Carga
4.68
4.61
4.53
Lastre
3.75
3.69
3.62
Carga + Lastre
8.43
8.30
8.15
Las tarifas de peaje se expresan por tonelada de registro de la nave y se establecen
para rangos de tamaño de las naves. La tarifa de cruce en lastre de la nave es además
un poco menor que la tarifa para el cruce con carga.
De acuerdo a estas tarifas, el peaje de cruce en carga más lastre para una nave de
24.800 ton de registro, alcanza a un total de US$ 206.420 que se desglosa en US$
84.300 por las primeras 10.000 ton más US$ 83.000 por las siguientes 10.000 ton más
US$ 39.120 por las restantes 4.800 ton. Se debe usar la tarifa de carga más lastre ya
que el sistema Worldscale considera el cruce en carga y en lastre para el cálculo de la
tarifa base de la ruta.
De acuerdo a lo anterior, la tarifa de cruce del Canal de Panamá alcanza a 8.3234 US$
por ton de registro y es la misma para cualquier combustible transportado en la nave
petrolera.
Actualmente la CNE usa un tonelaje de registro de 24.800 ton para calcular la tarifa de
cruce del Canal de Panamá. SCG Consultoría recomienda mantener este valor para el
cálculo de esta tarifa de cruce del canal de Panamá.
7. Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la
descarga, la tarifa de faros y balizas, y el consumo de bunker de la nave están incluidos
en el valor base de la tarifa WS para la referida ruta, Corpus Christi a Quintero, por lo
que no deben incluirse en el cálculo del flete.
8. Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Al usar los valores de flete de rutas del área del Caribe con destino al Golfo o a la Costa
Atlántica de EEUU para representar el costo de flete desde el Golfo de EEUU o desde el
Caribe a Chile, debe usarse un recargo por sacar de posición a la nave, es decir un
premio que el armador requiere por dejar de transportar en el mercado del Caribe, Golfo
de EEUU y la costa Atlántica de EEUU.
Actualmente la CNE usa un recargo variable que depende del nivel de mercado WS.
Para niveles de flete de mercado inferiores a WS 250, se usa un 10% de recargo. Para
niveles de flete de mercado superiores a WS 250, se usa un recargo de 20%. La
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justificación de este criterio se basa en que este recargo variable depende del nivel de
mercado de los fletes y de su volatilidad. Será mayor cuando el mercado este alto y
menor cuando el mercado este en niveles de flete bajo. La volatilidad del flete depende
del tipo de ruta escogido, de la estacionalidad y de la variación de oferta y demanda de
flete en esa ruta.
Un flete de mercado equivalente a WS 250 para la ruta Caribs-USAC, significa que las
tarifas del mercado de fletes están en un promedio a un 250% sobre el valor base
calculado por el sistema worldscale para esa ruta. El sistema worldscale calcula tarifas
estándar (worldscale base) para diferentes rutas de transporte que cubren las
transferencias entre los diferentes mercados de petróleo crudo y combustibles del
mundo. Estas tarifas son calculadas anualmente y tienen vigencia por año calendario.
La ruta del Caribe a la costa Atlántica de EEUU (Caribs-USAC) corresponde a viajes de
1600 a 1800 millas con una duración de 5 a 6 días. El viaje de retorno además tiene la
alternativa de encontrar cargas para el flete de retorno.
La distancia entre Corpus Christi y Quintero es de 4598 millas y el viaje tiene una
duración de 15 a 17 días (30 a 34 días viaje de ida y vuelta). Las posibles cargas de
retorno al Caribe o al Golfo de EEUU tienen mayor incertidumbre debido a la menor
cantidad de embarques. Es por esto, la duración del viaje y cargas inciertas de vuelta,
que el armador u operador de la nave pedirá un recargo sobre el nivel de flete de
mercado que en ese momento haya en las rutas del Caribe al Golfo o la Costa Atlántica
de EEUU.
Es así que el valor de este recargo refleja la pérdida de oportunidad que el armador
tiene, de seguir con la nave en el mercado del Caribe, contratando fletes para viajes de
corta duración, comparado con el viaje a Quintero, con una duración ida y vuelta de 30 a
35 días, periodo en el cual la nave estará fuera del mercado del Caribe. Además los
viajes en este mercado tienen una pequeña parte en lastre, debido a que la mayoría de
las veces el puerto de descarga puede estar muy cerca del próximo puerto de carga.
Este recargo además está directamente relacionado con la volatilidad del mercado, esto
es la variación de las tarifas en el corto plazo.
Para analizar la volatilidad del nivel de flete WS para las rutas del Caribe a EEUU, se
usó la información de fletes del broker de naves europeo Mallory Jones L.F. la cual tiene
una estrechísima correlación con la información de fletes WS del Platts para la ruta
Caribs–USAC.
En la Figura N° 4.4 siguiente se muestran las variaciones diarias del flete WS para esta
ruta, para naves de productos limpios de 38.000 ton, para el periodo de 2009 a 2012. Se
excluyó el año 2008 debido a la gran variación que sufrieron los valores absolutos de los
combustibles, como consecuencia de la crisis mundial, y que incidió en el
comportamiento de los fletes marítimos.
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Figura 4.4
Tarifas Flete Caribs – USAC Clean Products
Fuente : Mallory, Jones L.F. - Naves de 38 K ton carga
Se puede apreciar que durante el año 2009, el flete de mercado varió desde un nivel de
WS 220 a comienzo de año, hasta llegar a un nivel de WS 82 en Abril y luego subir a
WS 158 en Mayo. Esto representa una variación de 1.9 veces en el lapso de un mes.
Esta variación fue de 1.4 para 2010, de 1.6 para 2011 y de 1.9 para 2012.
Cuando el mercado se encuentra en niveles muy altos de flete, debe pagarse un premio
mayor para contratar una nave que salga de ese mercado para venir a Quintero, puesto
que la pérdida de oportunidad del armador de seguir contratando fletes a un alto nivel es
mucho mayor, y para viajes de corta duración, comparado con el viaje a Quintero, que
además tiene un retorno en lastre significativo hasta el Caribe.
Este costo de oportunidad del armador se hace menor a medida que el mercado
empieza a bajar y llega a desaparecer para niveles de mercado bajos, pues el armador
preferirá aceptar un viaje de mayor duración sin recargo en un mercado a la baja,
puesto que estará asegurando por un periodo mayor de tiempo, un nivel de flete más
alto que el que espera tendrá el mercado en los próximas semanas.
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Es así que el recargo por posicionamiento podría llegar a cero para niveles del mercado
inferiores al promedio estacional. Es por esto que el recargo por posicionamiento
debería ser variable para representar el costo de oportunidad del armador que varía
según sea el nivel del mercado.
Volatilidad con Fletes Promedio Mensual
Para analizar la volatilidad de los fletes promedio mensual, se tomo el periodo de los
últimos 4 años, excluyendo el año 2008 debido a la gran variación que sufrieron los
valores absolutos de los combustibles, que incidió en el comportamiento de los fletes.
En la Figura N° 4.5 se observa la volatilidad del nivel WS de flete promedio mensual
para la ruta Caribs–USAC, donde están graficadas las variaciones anuales de los flete
WS promedio mensuales para esta ruta, para naves de productos limpios de 38000 ton,
para el periodo entre 2009 y 2012. La comparación de la volatilidad se hace anualmente
para considerar el efecto estacional en los fletes marítimos.
Figura 4.5
Tarifas WS Promedio mes Caribs – USAC Clean
Elaboración SCG Consultoría con fletes WS de Platts - Naves de 38 K ton carga
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Se puede apreciar que la volatilidad de los fletes es similar en los cuatro años, con una
dispersión entre 20 y 34 puntos WS. Los rangos de variación máximo se encuentran en
el año 2012 con un máximo de WS 198 y mínimo de WS 105, con una variación de 1.9
veces. Esta variación entre flete máximo y mínimo presenta un menor valor de 1.4 veces
para 2010 con un máximo de WS 213 y un mínimo de WS 155.
Para determinar la volatilidad se calculo la desviación estándar para cada año y luego
se calculo el coeficiente de dispersión para cada año, relación entre la desviación
estándar y el promedio de cada año. Se hizo este cálculo para cada año para incluir el
efecto de la estacionalidad en los fletes. Al analizar los valores de flete WS en los
últimos 10 años se puede apreciar que este coeficiente de dispersión se ha mantenido
estable entre 0.17 y 0.18.
El valor promedio de los fletes mensuales para el periodo de 4 años resulto de WS 161
con un promedio de los coeficientes de dispersión de 0.17 para el periodo de 4 años.
La dispersión promedio de 0.17 está dentro del rango de 0.10 a 0.20 (10% a 20%) que
usa la CNE como recargo variable para representar el costo de posicionamiento de la
nave, en torno a un valor promedio de fletes de WS 250. Este valor es superior al
promedio de fletes para estos últimos 4 años de WS 161.
De esta forma, cuando el valor del flete sea menor que el flete promedio WS 161, se
aplicara un recargo de 10% al flete. Cuando el valor del flete sea mayor que el flete
promedio WS 161, se aplicara un recargo de 20% al flete. Estos recargos están en torno
a 0.17 que es la volatilidad promedio del periodo de 4 años analizado. El detalle de los
cálculos de estos valores aparece en el Anexo N°1.
Aplicación Recargo Flete por posición Nave
Para valores flete mensual menor a WS 161 =
Para valores flete mensual Mayor a WS 161 =
Flete WS Car-USAC 38mt x 1.10
Flete WS Car-USAC 38mt x 1.20
De acuerdo al análisis anterior, SCG Consultoría recomienda mantener un recargo
variable por posicionamiento de la nave, aplicando los factores de recargo de 1.10 y
1.20 en torno al promedio de fletes WS 161, según se indica en la tabla anterior.
4.2.2.-
Petróleo Combustible
1. Indicador del Flete
Para el caso del petróleo combustible, desde Mayo de 2012, la CNE usa las
cotizaciones diarias informadas por la publicación Argus para los fletes transados en
base WS para las rutas desde el Caribe a la Costa del Golfo de EEUU (Caribbean – US
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Gulf 50000t) para naves de productos sucios (petróleo crudo y petróleo combustible)
de 50 Kton de carga.
La publicación Argus informa diariamente tarifas de flete de productos sucios para el
área del Caribe y EEUU, solamente para la ruta antes mencionada para naves de
capacidad de carga de 50 k ton, del tipo panamax. Argus informa también fletes para
otra ruta, Caribbean – US Gulf, pero para naves de 70 k ton.
En el cuadro Nº 4.16 se indican para la ruta Caribbean – US Gulf 50000t, los
volúmenes transportados en los últimos 5 años, 2008 a 2012, los cuales representan la
liquidez de los fletes de esta ruta, pues indican la cantidad de embarques cuyos fletes
se consideran para determinar el valor WS informado por la publicación para esta ruta.
Cuadro Nº 4.16
Liquidez Fletes Ruta Caribean / US Gulf - Argus
Volumen Transportado
Ruta Argus 50 kton
2008
Caribean / US Gulf Coast
Origen : Caribe y C. América
Petróleo Combustible
1439
Petróleo Crudo
58324
Volumen Total
59763
Cantidad Embarques
1195
2009
2010
2011
2012 .
1338 1299 1619
943
61412 67268 65673 67774
62750 68567 67292 68717
1255 1371 1345 1374
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Del cuadro se observa que en esta ruta el volumen transportado ha aumentado desde
60 a 69 millones de m3 durante el periodo de análisis, con un rango entre 1200 y 1370
embarques anuales. Esto significa muy alta liquidez en los fletes informados pues los
1300 embarques anuales representan 25 cargamentos semanales.
Por las razones antes expuestas de alta liquidez, SCG Consultoría recomienda
mantener este indicador de flete marítimo, Caribbean – US Gulf 50000t para naves
con cargamentos de 50 k ton.
2. Tamaño de los Embarques
Actualmente la CNE usa un valor de 53.700 ton para la capacidad de carga de las naves
que transportan este combustible. Este valor es el apropiado y refleja bien la capacidad
máxima de las naves de tamaño panamax que físicamente han traído importaciones a
Chile en los últimos años. Estas naves además son del mismo tipo de las que traen las
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importaciones de petróleo crudo. Por ello SCG Consultoría recomienda mantener este
valor de 53.700 ton sin cambio.
3. Tamaño de las Naves
Actualmente la CNE usa un valor de 30.000 ton para el registro del Canal de Panamá,
que corresponde a la medida del tamaño de las naves que usa el Canal de Panamá
para determinar la tarifa de cruce del canal.
Respecto al tamaño de las naves, las importaciones de petróleo combustible en los
últimos años se han efectuado con naves de tipo panamax de 60.000 a 70.000 ton de
carga, las mismas que se emplean para el transporte de petróleo crudo.
El registro calculado para estas naves del tipo panamax por el Canal de Panamá varía
entre 28.000 y 32.000 ton. Esta característica de la nave que mide su tamaño es la que
se usa para calcular el valor del costo del peaje del Canal.
Para el tamaño de este tipo de naves, es apropiado usar un valor de 30.000 ton para el
registro de la nave y refleja bien el tonelaje de registro del Canal de Panamá de las
naves que físicamente han traído importaciones a Chile en los últimos años. Por ello
SCG Consultoría recomienda mantener este valor de 30.000 ton sin cambio.
4. Flete según Modalidad de Contratación
Actualmente la CNE usa la modalidad ocasional por viaje referido a valor WS de
mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen, Corpus Christi, hasta
Quintero. Las tarifas worldscale base para 2012 en aplicación por la CNE, se indican en
el Cuadro Nº 4.17 siguiente:
Cuadro Nº 4.17
Flete WS Base a Quintero desde USG
2013
Petróleo Combustible
Origen
PuertoCarga
WS Base a Quintero
US$/ton
Golfo EEUU
Corpus Christi
21.33
SCG Consultoría recomienda seguir usando la misma modalidad ocasional por viaje
referido a valor WS de mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen
hasta Quintero.
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5. Duración del Viaje
La duración del viaje depende del origen del combustible, pero en esta modalidad no
tiene incidencia directa, puesto que la duración del viaje está incluida en el valor base de
la tarifa WS para la referida ruta (Corpus Christi a Quintero), y respecto de la cual se usa
el indicador de flete.
6. Costo de Peaje del Canal de Panamá
Para estos combustibles y de acuerdo al indicador de flete del punto 1 anterior, en la
modalidad WS el costo del peaje no está incluido en la tarifa por lo que debe calcularse
aparte del valor del flete y depende del tonelaje de registro de la nave medido por el
Canal de Panamá.
Actualmente la CNE usa un tonelaje de registro de 30.000 ton para calcular la tarifa de
cruce del Canal de Panamá.
De acuerdo a estas tarifas, el peaje de cruce en carga más lastre para una nave de
30.000 ton de registro, alcanza a un total de US$ 248.800 que se desglosa en US$
84.300 por las primeras 10.000 ton más US$ 83.000 por las siguientes 10.000 ton más
US$ 81.500 por las restantes 10.000 ton. Se debe usar la tarifa de carga más lastre ya
que el sistema Worldscale considera el cruce en carga y en lastre para el cálculo de la
tarifa base de la ruta.
De acuerdo a lo anterior, la tarifa de cruce del Canal de Panamá alcanza a 8.2933 US$
por ton de registro y es la misma para cualquier combustible transportado en la nave
petrolera.
SCG Consultoría recomienda mantener este valor para el cálculo de esta tarifa de cruce
del canal de Panamá.
7. Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave en el puerto de carga y
en el puerto de descarga, y el consumo de bunker de la nave, están incluidos en el valor
base de la tarifa WS para la ruta escogida (Corpus Christi a Quintero), por lo que no
deben incluirse en el cálculo del flete.
8. Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Al igual que para los fletes de productos limpios, al usar los valores de flete de las rutas
del Caribe al Golfo o la Costa Atlántica de EEUU para productos sucios, para
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representar el costo de flete desde el Golfo de EEUU o desde el Caribe a Chile, debe
usarse un recargo por sacar de posición a la nave, es decir un premio que el armador
requiere por dejar de transportar en el mercado del Caribe, Golfo de EEUU y USAC.
Actualmente la CNE usa un recargo variable que depende del nivel de mercado WS.
Para niveles de mercado inferiores a WS 200, se usa un 10% de recargo. Para niveles
de mercado superiores a WS 200, se usa un recargo de 20%. La justificación de este
criterio se basa en que este recargo variable depende del nivel de mercado de los fletes
y de su volatilidad. Será mayor cuando el mercado este alto y menor cuando el mercado
este en niveles de flete bajo. La volatilidad del flete depende de la estacionalidad, del
tipo de ruta escogido, y de la variación de oferta y demanda de flete en esa ruta.
El recargo por posicionar la nave fuera de la ruta representa el mayor ingreso que pedirá
el armador u operador de la nave por salir del área en la cual esta transportando. Este
recargo será mayor en cuanto mayor sea la diferencia en el tiempo de viaje comparado
con la duración de los viajes en la ruta en cuestión. Este recargo además está
relacionado con la volatilidad de las cotizaciones de flete en dicha ruta. La volatilidad del
flete depende del tipo de ruta escogido, ya que depende de la variación de oferta y
demanda de flete en esa ruta.
Al igual que para los productos limpios, la ruta del Caribe a la costa Atlántica de EE.UU
para naves con productos sucios corresponde a viajes de 1400 a 1700 millas con una
duración de 4 a 6 días. Para las naves de productos sucios, el viaje de ida puede ser
con crudo o petróleo combustible. El viaje de retorno tiene la alternativa de encontrar
cargas de petróleo combustible para el flete de retorno.
El viaje de la costa del golfo de EEUU a Quintero tiene 4500 a 4700 millas con una
duración de 16 a 18 días dependiendo del puerto de carga. Existe la posibilidad de que
la nave encuentre carga en su viaje de retorno al Caribe, en Perú, petróleo combustible,
o en Ecuador, petróleo crudo. Aunque el armador u operador de la nave encuentre
carga en su viaje de retorno, igual pedirá un recargo sobre el nivel de flete de mercado
que en ese momento haya en la ruta Caribs – USAC.
Al igual que para las naves de productos limpios, este recargo refleja la pérdida de
oportunidad que el armador tiene, de seguir con la nave en el mercado del Caribe,
contratando fletes para viajes de corta duración, comparado con el viaje a Quintero.
La volatilidad del nivel WS de flete para la ruta Caribs – USAC se observa en la Figura
N° 4.6 siguiente, donde están graficadas las variaciones diarias del flete WS para esta
ruta informados por Platts, para naves de productos sucios de 50000 ton, para el
periodo entre 2009 y 2012. En esta figura se usó la información de fletes del broker de
naves europeo Mallory Jones L.F., la cual tiene una estrechísima correlación con la
información de fletes del Platts para esta ruta.
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Figura 4.6
Tarifas Flete WS Caribs – USAC Dirty Products
Fuente : Elaboración SCG Consultoría con fletes de Mallory, Jones L.F.
para naves de 50 Kton de carga
Se puede apreciar que este mercado presenta variaciones de flete que representan
volatilidades similares a las del mercado para las naves de productos limpios. Al igual
que en el mercado de fletes de productos limpios, cuando el mercado de naves del tipo
“panamax” se encuentra en niveles muy altos de flete, debe pagarse un premio mayor
para contratar una nave que salga de ese mercado para venir a Quintero, puesto que la
pérdida de oportunidad del armador de seguir contratando fletes a un alto nivel es
mucho mayor, y para viajes de corta duración, comparado con el viaje a Quintero.
Este costo de oportunidad del armador se hace menor a medida que el mercado
empieza a bajar y llega a desaparecer para niveles de mercado bajos, pues el armador
preferirá aceptar un viaje de mayor duración sin recargo en un mercado a la baja,
puesto que estará asegurando por un periodo mayor de tiempo, un nivel de flete más
alto que el que tendrá el mercado en los próximas semanas.
Es así que el recargo por posicionamiento podría llegar a cero para niveles del mercado
inferiores al promedio estacional. Es por esto que el recargo por posicionamiento
debería ser variable para representar el costo de oportunidad del armador que varía
según sea el nivel del mercado.
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Volatilidad con Fletes Promedio Mensual
Para analizar la volatilidad de los fletes promedio mensual, se tomo el periodo de los
últimos cuatro años, 2009 a 2012, excluyendo el 2008 debido a la gran variación que
sufrieron los valores absolutos del petróleo crudo y petróleo combustible, que incidió en
los niveles de fletes del mercado.
En la Figura N° 4.7 siguiente se observa la volatilidad del nivel WS de flete promedio
mensual para la ruta CARIBS – USAC, donde están graficadas las variaciones
mensuales del flete WS para esta ruta informado por Platts, para naves de productos
sucios de 50.000 ton, para el periodo entre 2009 y 2012.
Figura 4.7
Tarifas Promedio mes Caribs – USAC Dirty
Elaboración SCG Consultoría con fletes WS de Platts - Naves de 50 K ton carga
Se puede apreciar que el año 2009 presenta la mayor variación de fletes con un rango
con máximo de WS 134 y mínimo de WS 69, con una variación de 1.9 veces. Esta
variación entre flete máximo y mínimo presenta un menor valor de 1.3 veces para 2011,
con un máximo de WS 150 y un mínimo de WS 115. Para determinar la volatilidad se
calculo la desviación estándar para cada año y luego se calculo el coeficiente de
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dispersión para cada año, relación entre la desviación estándar y el promedio de cada
año. Se hizo este cálculo por periodos anuales para incluir el efecto de la estacionalidad
en los fletes.
El valor promedio de los fletes mensuales para el periodo de 4 años resulto de WS 124
con un promedio de los coeficientes de dispersión de 0.16 para el periodo.
La dispersión promedio de 0.16 está dentro del rango de 0.10 a 0.20 (10% a 20%) que
usa la CNE como recargo variable para representar el costo de posicionamiento de la
nave, en torno a un valor promedio de fletes de WS 200. Este valor es superior al
promedio de fletes para estos últimos 4 años de WS 124.
De esta forma, cuando el valor del flete sea menor que el flete promedio WS 124, se
aplicara un recargo de 10% al flete. Cuando el valor del flete sea mayor que el flete
promedio WS 124, se aplicara un recargo de 20% al flete. Estos recargos están en torno
a 0.16 que es la volatilidad promedio del periodo de 4 años analizado. El detalle de los
cálculos de estos valores aparece en el Anexo N°2.
Aplicación Recargo Flete por posición Nave
Para valores flete mensual menor a WS 124 =
Para valores flete mensual Mayor a WS 124 =
Flete WS Car-USAC 50mt x 1.10
Flete WS Car-USAC 50mt x 1.20
De acuerdo al análisis anterior, SCG Consultoría recomienda mantener un recargo
variable por posicionamiento de la nave, aplicando los factores de recargo de 1.10 y
1.20 en torno al promedio de fletes WS 124, según se indica en la tabla anterior.
4.2.3.-
Gas Licuado de Petróleo
1. Indicador del Flete
En el caso del gas licuado de petróleo (GLP), no hay indicadores de mercado ocasional
en base WS que reflejen de forma representativa el valor del flete. Tampoco hay alguna
ruta para naves gaseras, para la cual las publicaciones técnicas entreguen valores de
flete ocasional por viaje que tengan la suficiente liquidez y representatividad. Esto se
debe a que las naves gaseras del tamaño de las que abastecen a Chile están
concentradas a nivel mundial bajo el control de muy pocos armadores.
Es por ello que una alternativa para calcular el flete, es mediante un procedimiento de
simulación del costo del viaje en modalidad de arriendo por tiempo (time charter) de la
nave desde el puerto de origen al de destino. En el cálculo del flete según esta
modalidad se debe incluir el arriendo de la nave, los gastos de puerto de la nave, el
consumo de bunker de la nave y los gastos de cruce de canales.
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El cálculo del flete se simula mediante un polinomio que relaciona los tipos de costos
antes indicados, para el viaje desde el puerto de origen hasta Quintero.
Para el caso del GLP, la CNE usa las cotizaciones mensuales informadas por el
Shipping Intelligence Weekly, para los fletes transados en modalidad time charter, para
tamaño de naves de 52.000 m3.
SCG Consultoría recomienda mantener el uso de la publicación Shipping Intelligence
Weekly, puesto que es una publicación técnica de mercado con prestigio y que incluye
toda la actividad del mercado de fletes de GLP.
Considerando además que desde el año 1995 las importaciones efectivas de GLP a
Chile por vía marítima a Quintero se han efectuado con naves de 30.000 ton, con
capacidad de carga de 50.000 a 55.000 m3, según la capacidad del terminal marítimo
en Quintero donde se recibe el GLP importado, se recomienda seguir usando las
cotizaciones mensuales informadas por el Shipping Intelligence Weekly, para los fletes
transados en modalidad time charter, para naves de 52.000 m3 de capacidad.
2.- Tamaño de los Embarques
Actualmente la CNE usa un valor de 52.000 m3 para el tamaño del embarque.
Respecto al tamaño de los embarques, en la práctica las importaciones de GLP en los
últimos años de acuerdo a las cifras indicadas por el Servicio de Aduanas, se han
seguido realizando en naves con cargamentos de 50.000 a 55.000 m3 de acuerdo a las
restricciones del terminal marítimo de GLP refrigerado en Quintero.
SCG Consultoría recomienda seguir usando un valor de 52.000 m3 para el tamaño del
embarque.
3.- Tamaño de las Naves
Actualmente la CNE usa un valor de 34.600 ton para el registro, mediante el cual se fija
el tamaño de la nave.
Respecto al tamaño de las naves, en la práctica las importaciones vía marítima de GLP
se han efectuado con naves de 30.000 ton de carga (50.000 m3), según lo informado
por el Servicio de Aduanas. El registro de estas naves está entre 30.000 y 36.000 ton, lo
cual es relevante puesto que esta característica de la nave está directamente
relacionada con el registro del Canal de Panamá y define también las tarifas de peaje
del Canal de Panamá.
SCG Consultoría recomienda seguir usando un valor de 34.600 ton para el registro de
la nave gasera de 50.000 a 55.000 m3 de capacidad de carga.
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4.- Flete según modalidad de contratación
Para el cálculo del flete se emplea un polinomio que incluye el costo del arriendo de la
nave más los gastos de puerto en origen y en destino, más los gastos de consumo de
bunker de la nave. De esta forma se simula un flete similar al que resultaría según
modalidad ocasional por viaje, con arriendo de la nave por tiempo (time charter).
Polinomio actual para cálculo de flete
Actualmente la CNE usa el siguiente polinomio para el cálculo del flete del GLP:
Flete US$/ton = TCH52 + CCB52MBV + GVU
Donde:
TCH52
CCB52MBV
GVU
= Costo del arriendo para naves de 52 mil m3
= Costo consumo combustibles para nave de 52 mil m3.
= Gastos varios Unitarios
TCH52 = A1 * TCH52SIW, donde
A1 = 0,03487
y corresponde a una constante para el viaje que refleja la duración de
éste y el tamaño del cargamento.
TCH52SIW
= Corresponde a la tarifa de time charter para naves de 52 mil m3,
indicadas en la publicación Shipping Intelligence Weekly (SIW). Incluye
comisión del broker de 1,25% sobre la tarifa de time charter.
CCB52MBV
= Según valor indicado en punto 7 siguiente.
GVU
= Según valor indicado en punto 7 siguiente
Polinomio propuesto por SCG Consultoría
Para el flete del GLP se propone usar un polinomio de similar estructura al actualmente
en uso por la CNE, calculado desde Houston hasta Quintero. Se calcula el flete desde
este origen puesto que el indicador para representar el precio FOB es la cotización de
Argus para el propano en Mont Belvieu, con carguío en el terminal de Enterprise en
Houston.
El polinomio de cálculo para el flete de GLP es el siguiente:
Flete (Houston a Quintero) US$/ton = TCH + CCB + GVU + CP
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Donde:
TCH = Costo del arriendo de la nave
CCB = Costo del consumo de combustibles de la nave.
Ver cálculo en punto 7 siguiente.
GVU = Constante de gastos de la nave.
Ver cálculo en punto 7 siguiente
CP
= Costo peaje Canal de Panamá.
Ver cálculo en punto 6 siguiente
Donde,
TCH = A1 * TCH52.SIW,
A1 =
Corresponde a una constante que pondera el costo diario del arriendo
de la nave. Correlaciona el costo del arriendo para el total del viaje, con
el tonelaje transportado por la nave. Esta constante refleja la duración
del viaje redondo de Houston a Quintero y el tamaño del cargamento
transportado. La constante tiene unidades de “día/ton”. El valor de esta
constante no cambia en cuanto se use el mismo viaje y la misma
capacidad de carga de la nave.
El valor calculado para este viaje y capacidad de la nave es de:
A1 = 0,00113 día/ton
TCH52SIW =
Corresponde a la tarifa de time charter para naves de 52.000 m3,
indicadas en la publicación Shipping Intelligence Weekly (SIW). Incluye
comisión del broker de 1,25% sobre la tarifa de time charter. Se usa con
unidades de “US$/día”.
5.- Duración del viaje
Depende del origen del GLP. Debe establecerse para cada origen, puesto que el
número de días del viaje define el costo por concepto de arriendo de la nave y del
consumo de combustibles. Debe incluir los días de navegación, en carga y en lastre, y
los días de estadía en puerto para carga y descarga.
Respecto de la duración del viaje desde el puerto de origen propuesto para el gas
licuado de petróleo, Houston, EEUU, la duración del viaje completo es de 30 días, los
cuales se desglosan en 24 días de viaje navegando ida y vuelta más 6 días en puerto de
carga y descarga.
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6.- Costo de peaje del Canal de Panamá.
Se calcula de acuerdo a las tarifas vigentes en función del tonelaje de registro de la
nave, ya que las tarifas dependen de la capacidad de carga de la nave, medida según
las reglas de registro del Canal de Panamá.
Actualmente la CNE usa un valor de 34.600 ton para el registro de la nave. Con este
valor se calcula la tarifa de cruce del Canal de Panamá.
Para el registro de la nave se recomienda seguir usando un valor de 34.600 ton. Este
valor corresponde al promedio de las últimas naves que físicamente han traído
importaciones de GLP a Chile en los últimos años.
Para el viaje desde Houston, EEUU, a Quintero, el peaje del cruce del Canal de
Panamá, usando la tarifa vigente indicada en el punto 6 del capítulo 4.2.1 y
considerando una nave de 34.600 ton de registro, corresponde al siguiente monto:
Primeras 10.000 ton registro
Segundas 10.000 ton registro
Restantes 14.600 ton registro
Total peaje Canal
(US$ 8.43 por ton)
(US$ 8.30 por ton)
(US$ 8.15 por ton)
US$ 84.300
US$ 83.000
US$ 118.990
US$ 286.290
Considerando la capacidad de carga de 52.000 m3 y la densidad del propano de 0.507,
se tiene la siguiente constante del polinomio de cálculo:
CP = Tarifa de peaje del Canal de Panamá en US$/ton de carga
CP = US$ 286.290 / 52.000 m3 / 0.507 (ton/m3)
CP = 10.8591 US$/ton
El valor de la constante está calculado con la tarifa actual del Canal de Panamá, vigente
desde el 1 de Octubre de 2012.
7.- Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación
De acuerdo a la modalidad de cálculo del polinomio que simula la operación de un
contrato de arriendo por tiempo (time charter), los gastos de puerto y consumo de
bunker de la nave se calculan de acuerdo a la estadía de la nave en los puertos de
carga y descarga y a los consumos específicos de bunker de la nave, para la referida
ruta.
Actualmente la CNE aplica los siguientes valores en las constantes que reflejan estos
gastos en el polinomio del flete.
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GVU
= US$ 9.655 por ton
Esta constante agrupa los gastos de puerto de la
nave y la tarifa de faros y balizas de la nave en Chile.
CCB52MBV
= A2 * P-IFO380.SIW + A3 * P-MDO.SIW, donde
A2 = 0,04509
y corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker IFO-380 de la nave gasera en el viaje ida y vuelta a Quintero.
P-IFO380.SIW = corresponde al precio del IFO-380 informado por SIW.
A3 = 0,00893 y corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker MDO de la nave gasera en el viaje ida y vuelta a Quintero.
P-MDO.SIW = corresponde al precio del MDO informado por SIW.
Otros Gastos del flete propuestos por SCG Consultoría
Según el polinomio de cálculo del flete, indicado en el número 4 anterior, los términos
GVU y CCB corresponden a los gastos de puerto y consumo de bunker de la nave,
respectivamente, calculados para el viaje ida y vuelta de Houston, EEUU, a Quintero,
según se indica a continuación:
GVU =
Corresponde a una constante que refleja los gastos de la nave
durante su estadía en puerto, la tarifa de los faros y balizas y su
costo de operación. Está referida a la capacidad de carga de la
nave. Para un gasto total de US$ 133.400, el valor de la
constante resulta de:
GVU = US$ 133.400 / 52.000 m3 / 0.507 (ton/m3)
GVU = 5.0599 US$/ton
CCB =
A2 * P-IFO380.SIW + A3 * P-MDO.SIW, donde
A2 corresponde a una constante para el viaje ida y vuelta de Houston a
Quintero que refleja el consumo total de bunker IFO-380 de la nave gasera
durante la navegación y estadía en puerto. Esta constante no tiene
dimensiones puesto que refleja las toneladas de consumo de combustible IFO380 por cada tonelada de carga transportada. Para el cálculo de esta constante
se requiere el consumo diario de la nave navegando y durante la estadía en
puerto. Esta constante no cambia en cuanto no se cambie las características
de la nave, esto es su consumo específico y su capacidad de carga. Para la
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nave gasera de 52.000 m3 para el viaje de Houston a Quintero, el valor de la
constante resulta de:
A2 = 0,04473
P-IFO380.SIW =
Precio del combustible bunker IFO-380 informado por
SIW en US$/ton.
Al igual que para la constante anterior, la constante A3 corresponde a una
constante para el viaje ida y vuelta de Houston a Quintero que refleja el
consumo total de bunker MDO (diesel marino) de la nave gasera durante la
navegación y estadía en puerto. Esta constante no tiene dimensiones puesto
que refleja las toneladas de consumo de combustible MDO por cada tonelada
de carga transportada. Para el cálculo de esta constante se requiere el
consumo diario de la nave navegando y durante la estadía en puerto. Esta
constante no cambia en cuanto no se cambie las características de la nave,
esto es su consumo específico y su capacidad de carga. Para la nave gasera
de 52.000 m3 para el viaje de Houston a Quintero, el valor de la constante
resulta de:
A3 = 0,00981
P-MDO.SIW =
Precio del combustible bunker MDO informado por SIW
en US$/ton.
Los gastos de la nave en Houston y Quintero se calcularon en US$ 62 mil, según
cotización de gastos de una nave tipo, los faros y balizas en Chile en US$ 38.400, con
tarifa de US$ 1.1 por ton de registro, y el consumo total de combustibles del viaje se
calculo en 1.175 ton de IFO-380 más 258 ton de MDO. Estos consumos se obtuvieron
considerando como consumos promedio unitarios de la nave, 48,5 ton/día para el IFO380 y 7,1 ton/día para el MDO.
En resumen el polinomio recomendado por SCG Consultoría se desglosa de la siguiente
manera:
Flete (Houston a Quintero) US$/ton = TCH + CCB + GVU + CP
Donde:
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TCH =
A1 * TCH52.SIW,
A1 =
0,00113 día/ton
CCB =
A2 * P-IFO380.SIW + A3 * P-MDO.SIW, donde
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A2 =
0,04473
A3 =
0,00981
GVU =
5.0599 US$/ton
CP =
10.8591 US$/ton
8.- Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Para el caso del flete del GLP, el recargo por posicionamiento de la nave está incluido al
calcular el costo del flete a partir del arriendo diario de la nave.
La modalidad de arriendo por tiempo corresponde al ingreso diario esperado por el
armador de la nave para retribuir el servicio de transporte que la nave proporciona. La
tarifa diaria de arriendo no depende de la ruta que sirva la nave, pues se paga igual si la
nave esta navegando o detenida en puerto. Por ello para el armador de la nave el
ingreso diario por arriendo de ella no depende del periodo de duración del viaje, pues el
fletador pagara todos los combustibles de la nave y los gastos de ella cuando este en
puerto.
En el caso del sistema worldscale, la tarifa de flete debe cubrir el total de los costos de
la nave (arriendo, combustibles y gastos de puerto), por lo que el ingreso para el
armador depende de las características del viaje (tiempo en navegación, tiempo en
puerto y gastos de la nave). De acuerdo a esto, en esta modalidad el armador corre el
riesgo de que la tarifa de flete cobrada no alcance a cubrir el total de costos del viaje.
En la modalidad de arriendo por tiempo, el armador no tiene costo de oportunidad pues
su ingreso no depende del viaje para el cual la nave sea contratada y el armador recibe
la misma tarifa de arriendo independiente de la ruta que siga la nave al realizar el
transporte de la carga.
Para el caso de un embarque desde Houston, el posicionamiento de la nave está
considerado como el viaje en lastre desde el Caribe, donde es posible contratar naves
gaseras de este tamaño. El viaje en lastre se contempla entregando la nave de vuelta
en el Caribe, por lo que el viaje total equivale al viaje ida y vuelta de Houston a Quintero.
9.- Flete Propano desde Houston a Rotterdam para cálculo de Arbitraje
Para el caso del flete del GLP, el recargo por posicionamiento de la nave está incluido al
calcular el costo del flete a partir del arriendo diario de la nave.
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Polinomio propuesto por SCG Consultoría
Para el flete del GLP se propone usar un polinomio de similar estructura al actualmente
en uso por la CNE, calculado desde Houston hasta Quintero. Se calcula el flete desde
este origen puesto que el indicador para representar el precio FOB es la cotización de
Platts para el propano en Mont Belvieu, con carguío en el terminal de Enterprise en
Houston.
El polinomio de cálculo para el flete de GLP es el siguiente:
Flete (Houston a Rotterdam) US$/ton = TCH + CCB + GVU
Donde:
TCH = Costo del arriendo de la nave
CCB = Costo del consumo de combustibles de la nave.
GVU = Constante de gastos de la nave.
Donde,
TCH =
A1 =
A1 * TCH82.SIW,
Corresponde a una constante que pondera el costo diario del arriendo
de la nave de 82 mil m3. Correlaciona el costo del arriendo para el total
del viaje, con el tonelaje transportado por la nave. Esta constante refleja
la duración del viaje redondo de Houston a Rotterdam y el tamaño del
cargamento transportado. La constante tiene unidades de “día/ton”. El
valor de esta constante no cambia en cuanto se use el mismo viaje y la
misma capacidad de carga de la nave.
El valor calculado para este viaje y capacidad de la nave es de:
A1 = 0,00075 día/ton
TCH82SIW =
Corresponde a la tarifa de time charter para naves de 82.000 m3,
indicadas en la publicación Shipping Intelligence Weekly (SIW). Incluye
comisión del broker de 1,25% sobre la tarifa de time charter. Se usa con
unidades de “US$/día”.
CCB =
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A2 * P-IFO380.SIW + A3 * P-MDO.SIW
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Donde:
A2 =
Corresponde a una constante para el viaje ida y vuelta de Houston a
Rotterdam que refleja el consumo total de bunker IFO-380 de la nave
gasera durante la navegación y estadía en puerto. Esta constante no
tiene dimensiones puesto que refleja las toneladas de consumo de
combustible IFO-380 por cada tonelada de carga transportada. Para el
cálculo de esta constante se requiere el consumo diario de la nave
navegando y durante la estadía en puerto. Esta constante no cambia en
cuanto no se cambie las características de la nave, esto es su consumo
específico y su capacidad de carga. Para la nave gasera de 82.000 m3
para el viaje de Houston a Rotterdam, el valor de la constante resulta
de:
A2 = 0,03263
P-IFO380.SIW =
A3 =
Precio del combustible bunker IFO-380 informado por
SIW en US$/ton.
Al igual que para la constante anterior, la constante A3 corresponde a
una constante para el viaje ida y vuelta de Houston a Rotterdam que
refleja el consumo total de bunker MDO (diesel marino) de la nave
gasera durante la navegación y estadía en puerto. Para naves gaseras
de 82 mil m3 esta constante vale cero pues estas naves gaseras de
este tamaño no consumen MDO.
A3 = 0,0
P-MDO.SIW =
Precio del combustible bunker MDO informado por SIW
en US$/ton.
GVU = Corresponde a una constante que refleja los gastos de la nave durante
su estadía en puerto y su costo de operación. Esta referida a la
capacidad de carga de la nave. Para un gasto total cotizado para este
tamaño de nave de US$ 103 mil, el valor de la constante resulta de:
GVU = US$ 103.000 / 82.000 m3 / 0.507 (ton/m3)
GVU = 2.4775 US$/ton
Los gastos de la nave en Houston y Rotterdam se calcularon en US$ 103 mil, según
cotización de gastos para una nave de este tipo, y el consumo total de combustibles del
viaje se calculo en 1.268 ton de IFO-380. Este consumo se obtuvo considerando como
consumo promedio unitario de la nave, 49 ton/día para el IFO-380.
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En resumen el polinomio recomendado por SCG Consultoría para calcular el flete de
una nave gasera de 82 mil m3 de Houston a Rotterdam, se desglosa de la siguiente
manera:
Flete 82 k m3 (Houston a Rotterdam) US$/ton = TCH + CCB + GVU
Donde:
10.-
TCH =
A1 * TCH82.SIW,
A1 =
0,00075 día/ton
CCB =
A2 * P-IFO380.SIW
A2 =
0,03263
GVU =
2.4775 US$/ton
Costo espera nave para descarga en Quintero
De acuerdo a requerimientos de los terminales de carga en Houston, los cargamentos
de propano se realizan preferentemente en naves gaseras de 82 mil m3 de capacidad.
De esta forma los exportadores buscan optimizar la capacidad de exportación de los
terminales por el aumento de producción de gas licuado de petróleo, como
consecuencia de la mayor producción de shale gas.
Las importaciones de gas licuado de petróleo por vía marítima en los últimos dos años
han provenido en su totalidad desde Houston, EEUU, en naves de alrededor de 82 mil
m3 de capacidad.
La recepción en Quintero de naves de 82 mil m3 de capacidad, que es similar a la
capacidad total de almacenamiento de GASMAR (85 mil m3 en 5 estanques), produce
esperas para la descarga de las naves, puesto que los stocks de seguridad disminuyen
la capacidad disponible para la recepción de los cargamentos, con el objeto de prevenir
falta de producto por eventuales atrasos de la naves.
Esta espera constituye un mayor costo en el precio de paridad de importación respecto
del cálculo en naves de 52 mil m3 de capacidad. La duración de la espera está
relacionada con el exceso de volumen recibido en cargamentos de 82 mil m3, respecto
al de 52 mil m3, y con el promedio de consumo diario de gas licuado de petróleo
proveniente de las importaciones vía marítima durante el periodo de importaciones que
dura en promedio desde Abril hasta Noviembre.
El consumo nacional de gas licuado de petróleo en 2012 fue de 2109 mil m3, lo que
representa un promedio diario de 5.8 mil m3 día. Considerando que durante el periodo
invernal el consumo se incrementa en promedio un 35% sobre el consumo promedio
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anual (según cifras de GASMAR), se tiene que el consumo invernal es de 7.8 mil m3 día
en promedio para 2012.
La producción nacional de gas licuado de petróleo en 2012 fue de 688 mil m3, lo que
representa un promedio de 1.9 mil m3 día. De acuerdo a esto, el abastecimiento con
producto importado en el periodo invernal fue de 5.9 mil m3 día (7.8 de consumo menos
1.9 de producción).
El total de importaciones de gas licuado de petróleo en 2012 fue de 714 mil ton, de las
cuales 446 mil ton correspondieron a importaciones por vía marítima, lo que representa
un 62% (ver cuadro Nº 2.12 del capítulo 2 de este informe).
Por lo anterior, el 62% de los 5.9 mil m3 día que corresponden al abastecimiento
invernal con producto importado, es suministrado por vía marítima. De acuerdo a esto,
durante el periodo invernal, 3.7 mil m3 día (5.9 x 62%) corresponden a gas licuado de
petróleo que es abastecido por mar y recibido en el terminal de Quintero. Considerando
la diferencia de volumen entre la nave de 82 mil m3 y la de 52 mil m3, se tiene que
estos 30 mil m3 tardaran 8.1 días (30 mil m3 / 3.7 mil m3) en consumirse y generar
espacio en la capacidad de almacenamiento para que el saldo a bordo de la nave sea
descargado.
De acuerdo a lo antes expuesto SCG Consultoría recomienda usar un valor de 8 días
para representar la espera que tendrá la nave de 82 mil m3 para descargar el excedente
del cargamento por sobre las 52 mil m3 de una nave tradicional.
El costo de la espera en US$ por ton, será entonces de:
Costo Espera
= (8 días x TCH82.SIW) / (82 mil m3 x 0.507 ton-m3)
= 0.1972 x TCH82.SIW
Donde:
Costo Espera en US$ / ton
TCH82.SIW en Mil US$ / día
4.3.- Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
Se analizaron y revisaron los otros costos involucrados en la compra y el transporte del
combustible hasta el puerto de descarga en Chile, tales como:
Mermas del producto en tránsito,
Actualmente la CNE usa los siguientes valores para representar las mermas del
producto en tránsito:
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Gasolina
Kerosén
Petróleo Diesel
Petróleo Combustible
Gas Licuado de Petróleo
% volumen
0.5
0.3
0.3
0.2
0.5
Durante el transporte de los combustibles se producen pérdidas en volumen debidas a
la evaporación. En el transporte marítimo, las naves poseen dispositivos que controlan
estas pérdidas dentro de rangos aceptados internacionalmente. Los estanques cuentan
con sistema de gas inerte que controla la atmósfera gaseosa dentro del estanque de
manera que la evaporación sea mínima.
En el almacenamiento en tierra de los combustibles se deben usar estanques de techo
flotante para las gasolinas para controlar la evaporación. En estos estanques el techo
flota sobre la superficie del líquido de manera que se produce una fase gaseosa mínima.
El kerosén, el petróleo diesel y el petróleo combustible se almacenan en estanques con
techo cónico. El gas licuado de petróleo se almacena en estanques a presión
(temperatura ambiente) o en estanques a presión ambiente, pero refrigerados a
temperatura bajo cero.
Los niveles de volúmenes de mermas dependen de la presión de vapor del combustible
transportado. Estas pérdidas de volumen no están cubiertas por las pólizas de seguro.
En general los porcentajes de mermas en volumen aceptables por la industria petrolera
internacional son iguales a los actualmente en uso por la CNE. Estos porcentajes son
los aceptados por las compañías petroleras para sus transacciones internacionales en
sus contratos de compra venta, por las compañías de transporte marítimo en sus
contratos de transporte, y por las compañías de seguros en las pólizas que cubren los
riesgos del transporte marítimo.
De acuerdo a lo anterior, SCG Consultoría recomienda mantener el empleo de estos
valores sin cambio, puesto que corresponden a las tasas de merma aceptadas en la
industria para estos combustibles.
El porcentaje de la tasa de merma para cada combustible se debe aplicar sobre el valor
CIF (valor FOB más seguro más flete).
Costo del Seguro Marítimo del Combustible
Actualmente la CNE usa un valor de 0,01848% para el cálculo del seguro marítimo del
transporte de estos combustibles.
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Corresponde al seguro de los productos pagado para cubrir los riesgos del transporte
marítimo desde el puerto de origen de referencia hasta la descarga a los estanques de
almacenamiento en Quintero.
Las pólizas de seguro internacional de riesgo de transporte marítimo, incluyen el riesgo
de la operación de alijes de la carga, en tanto estas operaciones se realicen bajo las
indicaciones entregadas por el código OCIMF (Oil Companies International Marine
Forum) para las transferencias de carga entre tanqueros, que incluye regulaciones de la
IMO (International Maritime Organization) y SOLAS ( Safety of Life at Sea).
La prima de seguro además incluye la condición bajo la cual la nave se pueda ver
expuesta a que se declare una situación de guerra, motín o disturbio, durante la carga,
navegación al puerto de destino y descarga. Se establece la obligación del fletador de
nominar otros puertos de carga y/o descarga en caso que se declare tal condición. El
armador de la nave además está autorizado para desviarse durante el viaje para evitar
alguna zona en la cual se haya declarado una condición de guerra, motín o disturbio.
Las primas de seguro para cubrir los riesgos del transporte marítimo, incluidos los alijos
y la cláusula de guerra como descrita anteriormente, tienen valores en un amplio rango
de 0.010% a 0.100% del valor CFR (costo más flete) del producto. Estas variaciones en
las primas se pueden deber a recargos por la edad de la nave o a la clasificación de
esta, y además el monto de la prima depende del total anual transportado.
En el cuadro siguiente se indican los rangos de prima de seguro marítimo que han
pagado algunas compañías petroleras y de trading internacionales según las cifras
informadas por el Servicio Nacional de Aduana de Chile para operaciones hechas en
2012. Los porcentajes de prima de seguro están expresados como porcentaje sobre el
valor CIF.
Compañia
Astra
British Petroleum
Chevron
Lukoil
Repsol
Shell
Vitol
Prima Seguro %
0.020 – 0.030
0.050 – 0.090
0.060 – 0.080
0.010 – 0.030
0.015 – 0.030
0.010 – 0.030
0.030 – 0.050
Fuente = Información Servicio Nacional de Aduana Chile - 2012
De acuerdo a los valores efectivos promedio de las primas de seguro pagadas en las
importaciones de combustibles a Chile en 2012, se tiene lo siguiente:
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Combustible
Prima Seguro %
Gasolinas
Kerosén
Diesel
Petróleo Combustible
Gas Licuado de Petróleo
0.07923
0.03092
0.05138
0.20561
0.29339
Fuente = Información Servicio Nacional de Aduana Chile - 2012
Las primas de seguro pagadas para cada combustible muestran alzas significativas
respecto a las primas pagadas hasta el año 2008. Para el caso del petróleo diesel, que
es el combustible importado en mayor volumen, la prima promedio de seguro pagada en
el año 2008 era de 0.01766%, muy inferior a la prima promedio de 0.05138% pagada el
año 2012.
La fuerte alza de las primas de seguro marítimo experimentada en los últimos años se
debe a los grandes montos pagados por las compañías aseguradoras por los daños
provocados por los grandes siniestros marítimos y principalmente por el fuerte aumento
que ha tenido los actos de piratería en diversas áreas de transporte marítimo en el
mundo.
Cifras recientes muestran que entre 2009 y 2011, la piratería aumento un 11% a nivel
mundial, con un aumento de 200% en la costa este de Africa (Somalia). Durante el año
2009, se informo de 111 incidentes en el área del Golfo de Adén con 40 de estos casos
que involucraron la toma de rehenes.
Las principales razones por las cuales se ha generado este aumento de la piratería, de
acuerdo al informe “Maritime Piracy: Reasons, Dangers and Solutions”, Rand
Corporation, 2009, se deben a:
-
El enorme movimiento mundial de mercaderías por vía marítima y su constante
aumento,
Las rutas de comercio marítimo que pasan por zonas que favorecen las condiciones
para la piratería, como el Canal de Suez, el Canal de Panamá, el Estrecho de
Hormuz, el Estrecho de Malaca, y otras,
La disminución de la eficiencia en la vigilancia marítima que las naciones ejercen en
sus aguas territoriales,
La tendencia de los armadores a pagar grandes sumas de dinero pedidos por los
piratas como rescate para devolver las naves y/o cargas.
De acuerdo con la International Maritime Organization (IMO) la piratería esta
subestimada, puesto que los armadores no informan para reclamo del seguro todos los
episodios de piratería debido a:
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-
El aumento en las primas de seguro por mayor siniestralidad, el cual puede en
algunos casos de pequeños ataques ser mayor que la pérdida sufrida por el
armador,
El tiempo perdido por la nave por la demora en puerto debido al procedimiento para
informar el incidente que involucra a diversas autoridades del lugar.
De la información anterior de las primas pagadas en 2012, según cifras de la Dirección
Nacional de Aduana, la prima de seguro del diesel es la más representativa pues
corresponde al promedio de las primas de seguro efectivamente pagadas por el total del
volumen importado a Chile en 2012, el cual fue de 5.2 millones de m3.
De acuerdo a lo anterior, SCG Consultoría recomienda usar el valor de la prima
promedio pagada por el petróleo diesel, esto es 0.05138 % para representar el valor
de la prima de seguro correspondiente a la gasolina, kerosén, petróleo diesel, y un valor
de 0.20561 % para el petróleo combustible.
Para el caso del gas licuado de petróleo, los rangos de las primas son mayores, debido
a las características de este combustible y el mayor riesgo involucrado en su transporte.
Por esto SCG Consultoría recomienda usar el valor de la prima promedio pagada por las
importaciones efectivas de propano a Chile en 2012, que fue de 0.29339 %, para
representar el costo del seguro en el cálculo del precio de paridad.
Estas primas de seguro se deben aplicar sobre el valor FOB más el flete marítimo.
Costos financieros (según términos y condiciones de compra),
Se analizaron los valores actuales en uso por la CNE. El costo financiero está
estructurado para una importación en condición FOB. En la práctica la casi totalidad de
las importaciones efectivas se realizan bajo la modalidad costo, seguro y flete (CIF) o
entregada (DES). En ambas modalidades de importación el pago correspondiente al
valor FOB del producto, el seguro y el flete, se hace a los 30 días de efectuada la carga
en el puerto de origen. Este plazo de pago no tiene recargo pues corresponde a la
condición de pago tradicional en el mercado internacional del petróleo crudo y
combustibles.
Si se considera que el flete desde el mercado de EEUU dura alrededor de 15 días y que
el combustible importado es vendido dentro de los 15 días de recibido el embarque, se
tiene que el plazo de 30 días cubre este periodo por lo que al momento de pagar el
embarque ya se dispone del pago recibido por la venta del producto importado. Esta
situación es la que ocurre para un importador de combustible y es distinta a la que
experimenta ENAP como refinador.
Sin embargo hay algunos pagos que deben hacerse antes de recibir el pago del
producto vendido. Estos pagos deben financiarse y corresponden al costo de la carta de
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crédito, el pago del derecho de aduana, del impuesto específico (gasolina y diesel) y del
IVA.
La carta de crédito debe estar aceptada por el proveedor antes del embarque por lo que
se tendrían unos 35 días de financiamiento. El derecho de aduana, el impuesto
específico y el IVA deben pagarse al momento de la llegada del embarque y la
internación de éste, lo que corresponde a un periodo de financiamiento de 15 días antes
de efectuar la venta del combustible.
La fórmula de cálculo del costo financiero (CF) sería entonces:
CF = (Libor + Spread)/ 360 x [30xCCred. + 15x{DAd + IVA + Imp.Esp.x(UTM/TC.U$)}]
Donde:
Libor
Spread
CCred
DAd
IVA
Imp.Esp.
UTM
TC.U$
= Tasa Libor de interés
= Tasa de spread bancario de 0.015
= Costo Carta de Crédito
= Derechos de Aduana
= Impuesto al Valor Agregado (19% sobre valor CIF)
= Impuesto Específico, en UTM / m3
= Valor Unidad Tributaria
= Tasa de cambio del dólar de EEUU
El impuesto específico solamente se incluye en la fórmula para el cálculo del costo
financiero de la gasolina y el petróleo diesel.
Costo carta de crédito.
Se analizaron los valores actuales en uso por la CNE y se recomienda mantenerlos sin
cambio, salvo que la tasa de 0.0025 debe aplicarse al valor CIF y no solamente al valor
CFR (FOB más el flete). Esto se debe a que prácticamente la totalidad de las
importaciones de combustibles se realizan bajo la modalidad CIF (costo FOB, seguro y
flete) o DES (entregado en destino), las cuales incluyen garantizar al proveedor el pago
del total del embarque que considera el costo de estas tres variables, FOB, flete y
seguro.
4.4.-
Otros Costos en Chile.
Se analizaron y revisaron los otros costos involucrados en la recepción, almacenamiento
y entrega del combustible en el puerto de descarga en Chile, tales como:
Derechos de Aduana según origen,
Chile tiene un arancel de aduana general de 6%. Sin embargo el arancel efectivo
pagado por las importaciones de los combustibles ha sido cero en casi la totalidad de
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las importaciones, salvo algunos orígenes específicos para el gas licuado. Esto se debe
a que los países de origen de las importaciones (indicados en el capítulo 2) en su casi
totalidad tienen tratados de libre comercio con Chile y los combustibles tienen un 100%
de descuento en el valor del arancel.
Solamente los embarques de gas licuado de petróelo de algunos países desde donde
se han importado algunos embarques, han sido gravados con el arancel general por no
tener tratado de libre comercio (Guinea Ecuatorial).
De acuerdo a los diversos acuerdos bilaterales de libre comercio que ha firmado Chile,
los precios de paridad calculados desde EEUU y Europa, tienen un 100% de descuento
del arancel, por lo que no pagan derechos de aduana.
Costos Fijos de Descarga del producto,
El costo fijo de descarga usado por la CNE de US$ 0.31 por m3 representa los gastos
fijos en que el importador incurre para efectuar la descarga del producto en Quintero.
Estos gastos corresponden a la cuadrilla que hace la conexión de la nave, los gastos de
lanchas y portuarios de cargo del importador, y el costo del uso del terminal marítimo.
Actualmente el monto correspondiente a estos servicios y costos representa un valor de
alrededor de US$ 15.000 a 17.000 por embarque, por lo que se recomienda usar una
tasa de US$ 0.36 por m3 para representar estos gastos.
Costos Directo de Descarga del producto,
El costo directo de descarga usado por la CNE de US$ 0.06 por m3 representa los
gastos directos que se requieren para la descarga del producto en Quintero. Estos
corresponden al costo del agente de aduana y a la inspección que se efectúa a la
descarga de la nave que hace un inspector independiente pagado a medias por el
importador y el proveedor, y que mide la cantidad y calidad del producto recibido en los
estanques del terminal de recepción.
La tasa de US$ 0.06 por m3 representa un monto de alrededor de US$ 2.600 a 2.800
por embarque, que refleja bien el monto efectivo pagado por los servicios antes
descritos por lo que se recomienda mantener este valor.
Costo de almacenamiento del producto,
Actualmente la CNE usa distintos valores para representar el costo de almacenamiento
de los productos.
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Las tarifas de almacenamiento para combustibles a nivel internacional son variables en
el rango de 0.4 a 1.0 US$/barril, dependiendo del volumen almacenado, el periodo de
almacenamiento y la frecuencia del servicio, esto es si éste es ocasional (spot) o en
base a un contrato regular. Dependen también si en el lugar donde se da el servicio hay
varias compañías que prestan el servicio y si estas son dedicadas solo al almacenaje o
además realizan otras actividades relacionadas.
Las tarifas cobradas por este servicio de almacenamiento en terminales marítimos a
nivel internacional se pueden comparar según la información de estudios realizados por
organismos internacionales como ARPEL (Asociación de Asistencia Reciproca
Petrolera) y Osinergmin (Organismo Supervisor Inversión en Energía y Minas, de Perú).
Las tarifas promedio para este servicio en terminales marítimos de algunos países de
Sud América, en US$ por barril, son de 0.82 en Brasil, 0.67 en Colombia, 0.78 en
Argentina y 0.68 en Chile.
En el caso del sistema de cálculo de los precios de paridad en Perú, se usa un valor de
US$ 0.81 por barril (US$ 5.09 por m3). Este valor está basado en las tarifas de contrato
que para tal efecto cobra la empresa VOPAK en el puerto del Callao para el
almacenamiento de los combustibles que importa Petroperú. Estas tarifas son también
válidas para volúmenes importados por terceros. VOPAK es una empresa internacional
que se dedica al almacenamiento de productos y es dueña del terminal de
almacenamiento de combustibles del Callao.
En el caso de Chile, ENAP usa un valor de US$ 0.32 por barril (US$ 2.0 por m3) para
reflejar la recepción y almacenamiento de los combustibles importados en su
procedimiento de cálculo de los precios de paridad de importación.
Este valor esta en el rango mínimo de las tarifas internacionales, pero considerando que
se aplica para volúmenes significativos del orden de 7.5 millones de m3 importados en
2008 (47 millones de barriles) parece razonable.
De acuerdo a lo anterior se recomienda usar un valor similar al usado por ENAP de US$
2.0 por m3 para el costo de almacenaje.
Recargo por Recepción, Almacenamiento y Despacho (Terminaling)
La recepción del gas licuado de petróleo en Quintero requiere incluir el costo en que se
incurre al recibir el propano desde la nave, almacenarlo refrigerado a baja temperatura y
despacharlo hacia el poliducto o al carguío de camiones. Este costo de terminaling está
representado por la tarifa de GASMAR de US$ 54 por ton, por este servicio.
Además del costo anterior se debe incluir la tarifa de uso del muelle de descarga, que
para el caso de GASMAR en Quintero corresponde al cobro de US$ 5.2 por ton, que
OXIQUIM hace por este servicio.
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Costo de sobreestadía de la nave,
La sobreestadía de la nave corresponde a una indemnización establecida en el contrato
de transporte, mediante la cual el fletador (importador) paga al armador u operador de la
nave el costo de oportunidad que este tiene en caso de que el fletador demore en la
descarga de la nave más del tiempo acordado por contrato.
El costo de oportunidad del armador corresponde al riesgo de perder el flete siguiente
que tiene programado hacer con la nave a continuación de finalizada la descarga del
producto contratado con el fletador que se ha demorado en liberar la nave.
La demora de la nave se puede deber a múltiples razones de tipo climático, de la
autoridad, operativo, de logística o comerciales que no son de responsabilidad del
armador. En general se trata de circunstancias de tipo variable, que no tienen ocurrencia
siempre y que incluso alguna de ellas tampoco son responsabilidad del importador, tales
como las climáticas o de la autoridad.
Es por esta característica circunstancial de la sobreestadía que no debe incluirse en el
cálculo de los precios de paridad.
En algunos casos la sobreestadía se puede producir en forma sistemática debido a
razones específicas que se producen en la descarga como características de la logística
del puerto de descarga que impide descargar la nave dentro de los tiempos acordados
en el contrato. Tal es el caso de la descarga de las naves a estanques de tierra con
capacidad insuficiente para los volúmenes y frecuencia de los embarques que se
reciben. En estos casos, evitar el costo de las sobreestadías pagadas será la
justificación económica para ampliar la capacidad de almacenamiento. Similar situación
se puede dar con la capacidad del fondeadero o muelle que obligue a efectuar alijos
puesto que no tiene capacidad para amarrar la nave con carga completa.
Un ejemplo de esto corresponde a la construcción de estanques de almacenamiento
refrigerado de gas licuado de petróleo. La descarga de este combustible a estanques a
presión en tierra es lenta pues el barco debe calentar hasta la temperatura ambiente el
producto que viene abordo a -45°C. Esto hace que la descarga de la nave sea mucho
más lenta y que como consecuencia el importador incurra en sobreestadías
sistemáticas. El ahorro de estos costos de sobrestadía más la ventajas logísticas de la
descarga más rápida formarán parte de la justificación económica del proyecto para
construir estanques de recepción refrigerados.
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5.-
Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de la Paridad desde el
Mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.York)
En este capítulo se analizarán y revisarán los diversos parámetros que componen el
procedimiento que emplea la CNE para calcular los precios de paridad de importación
con origen en el mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y.), de las gasolinas,
kerosén y petróleo diesel. Para aquellos parámetros que requieran cambios, se
propondrá un nuevo indicador o valor, el cual será fundamentado.
5.1.-
Cálculo Precio FOB en Origen
Indicadores de Precio FOB
Para calcular los precios FOB en el puerto de origen, la CNE usa las cotizaciones
diarias informadas por Argus, correspondientes a los valores “New York” de “Atlantic
Coast” (Costa Atlántica de EEUU) para las gasolinas, kerosén y petróleo diesel.
En el Cuadro Nº 5.1 se indican el origen, los indicadores y su calidad, usados
actualmente por la CNE para evaluar los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 5.1
Origen
Indicador
Calidad
Corrección
Azufre
Factor
Octano
RVP
Factor
Indicadores FOB usados por la CNE
Gasolinas
Kerosén
New York
New York
87 M
Jet 54
87 oct.medio
82 MON
80 ppm S
Grado 54
0.3 % S
Si
1.0354
NO
Diesel .
New York
ULS Diesel
40 cetano
15 ppm S
NO
NO
SI
2.9952
Indicadores según lo informado por la publicación Argus
Factores de corrección se detallan en este capítulo.
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Desde Octubre de 2005, cuando fue revisado y actualizado el procedimiento de cálculo
de precios de paridad que aplica la CNE, las especificaciones de los indicadores de
precio que informan Platts y Argus han cambiado, al igual como han cambiado alguna
de las especificaciones de calidad de algunos combustibles en Chile.
Con el objeto de reflejar los cambios antes indicados, en caso que se use este mercado
para el cálculo de los precios de paridad, SCG Consultoría recomienda usar los
indicadores que se muestran en el cuadro N° 5.2
En el Anexo Nº 6 de este informe se incluye un resumen del procedimiento de cálculo
actual y del revisado en este estudio, de los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 5.2
Indicadores FOB propuestos para N.York
Gasolinas
Kerosén
Diesel .
Origen
N.York
N.York
N.York
Indicador
87 M
Jet 54
ULSD
Grado 54
0.3 % S
15 ppm S
40 cetano
Calidad
87 oct.medio
82 MON
80 ppm S
Corrección
Azufre
Factor
SI
1.0086
Octano
Factor
SI
0.1667
RVP
Factor
SI
0.028
SI
1.0341
NO
87M – C4
Cetano
Factor
SI
2.35
US$ c/gal
Estos indicadores de precio reflejan de manera apropiada las condiciones de este
mercado, con niveles de precio que representan volúmenes significativos de
transacciones de importación e internas en este mercado.
Los factores de corrección para el contenido de azufre multiplican al precio indicador. El
factor de corrección del octano multiplica a la diferencia de precio de los indicadores de
la gasolina 87M y 93M. El factor de corrección de la presión de vapor multiplica a la
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diferencia de precio entre el precio de la gasolina 87M y el precio del butano. El factor
de corrección del número de cetano se adiciona al precio del indicador del diesel.
Sin embargo, el cálculo de precios de paridad desde este mercado no es aconsejable
debido a que es un mercado completamente deficitario y neto importador de
combustibles, desde el cual hay muy poco volumen ocasionalmente, o no existen
volúmenes disponibles para exportación.
Aunque los precios informados por Argus cumplen con la condición de ser
representativos ya que reflejan un gran número de transacciones por los volúmenes
transferidos, este mercado no cumple con la condición esencial por la cual se pueda
usar como origen para el cálculo de un precio de paridad de importación, esto es, que
presente excedentes de combustibles para exportación en volúmenes significativos y
calidades similares a las requeridas por el mercado chileno.
En el estudio “Revisión de Metodología de Determinación de Precios de Paridad de
Combustibles derivados del Petróleo”, contratado por la CNE con SCG Consultoría en
Junio de 2009, en el capítulo 9 se analizó el cálculo del precio de paridad como
promedio de 2 mercados en EEUU (USG y NY). En ese estudio se concluyó que el
mercado de NY por ser dependiente del mercado de USG, no era apropiado para usarlo
como moderador de las alzas de precios que se pudieran producir en el mercado del
USG durante la temporada de huracanes.
El mercado de la costa Atlántica (NY) es altamente deficitario y recibe abastecimiento
regular por poliductos y vía marítima desde el mercado de la costa del Golfo (USG).
En el cuadro N° 5.3 siguiente se muestran los volúmenes transferidos por poliductos y
por vía marítima entre el mercado de la costa del Golfo (USG) y el mercado de la costa
Atlántica de EEUU (NY), para la gasolina convencional, kerosén y diesel, para los
últimos 5 años.
Se observa que los volúmenes totales transferidos por poliducto son estables pues
están relacionados con la capacidad de transporte de los poliductos.
La alta dependencia del mercado de NY con el mercado del USG se puede apreciar en
los volúmenes transferidos por poliducto y por vía marítima. Según las cifras de 2012,
para las gasolinas el volumen total transferido por poliducto y por vía marítima, de 68,1
millones de m3, fue un 92% mayor que el total de gasolina importada al mercado de NY
(35.4 millones de m3 – cuadro N° 5.4). En el caso del kerosén, este volumen transferido,
27.3 millones de m3, fue 21 veces mayor que el total importado al mercado de NY (1.3
millones de m3 – cuadro N° 5.5).
Para el petróleo diesel la situación es similar, puesto que el volumen transferido por
poliducto y por vía marítima en 2012 fue de 36.7 millones de m3 para el diesel de menos
de 15 ppm de azufre, el cual fue 9 veces mayor que el total importado de esta calidad de
diesel al mercado de NY (4.0 millones de m3 – cuadro N° 5.6). Para la calidad de diesel
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con azufre mayor a 500 ppm, el volumen total transferido fue de 7.8 millones de m3, el
cual excede en 4,5 veces al total importado de esta calidad en este mercado, 1.6
millones de m3.
Cuadro Nº 5.3
Transferencias desde el Mercado USG a N.York
2008
Via Poliductos
Gasolina
Gasolina base
Kerosén
Diesel (ppm S)
< 15
15 < < 500
> 500
Via Marítima
Gasolina
Gasolina base
Kerosén
Diesel (ppm S)
< 15
15 < < 500
> 500
2009
2010
2011
2012
53015 44261 30369 17734 13743
5799 16308 31465 46331 51012
20654 21835 21797 22201 23295
20709 22475 26557 31471 31390
6526 4527 3578 2369
793
10781 12084 7447 7360 7777
15198
4026
5258
5065
931
71
8091 10119 9523 7618
12281 11979 12019 14982
4668 3484 3799 4045
4772
387
166
4835
152
23
4900
108
--
5264
84
--
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Gasolina incluye solamente gasolina convencional
Volumen en 1000 m3
Para el caso del diesel de menos de 15 ppm de azufre, se aprecia un aumento del
volumen transportado por el poliducto, en tanto que el volumen transportado por vía
marítima se ha mantenido estable.
En cuanto a la gasolina, se observa en el periodo un aumento significativo de los
volúmenes de gasolinas base para blending, transportados por poliducto y por vía
marítima. Para el caso de las gasolinas terminadas se ha producido el efecto inverso, ya
que las transferencias por vía marítima y por poliducto han disminuido. Esto se debe a
que ha aumentado la cantidad de gasolina base que se usa para preparar gasolina
reformulada agregándole metanol en destino.
El mercado de la costa Atlántica no recibe otras transferencias relevantes de otros
mercados de EEUU, salvo pequeños volúmenes marginales, inferiores al 1% del total,
desde el mercado del centro oeste de EEUU.
Por ello las variaciones repentinas de precio que se puedan producir en la costa del
Golfo, debido a los potenciales daños que pueda producir un huracán o por otras
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razones que afecten al balance de oferta y demanda en este mercado, rápidamente
serán reflejadas en el mercado de la costa Atlántica por ser el mercado receptor de los
excedentes del mercado del Golfo.
De acuerdo a lo anteriormente expuesto, este mercado de la costa Atlántica (NY), pese
a tener precios informados que tienen transparencia y liquidez, no cumple con la
condición de tener disponibles volúmenes para exportación, por lo que el cálculo de un
precio de paridad desde ese mercado no cumpliría con la factibilidad real de importar
combustible desde allí a Chile.
Tampoco resulta apropiado usar el mercado de la costa Atlántica (NY) para corregir o
amortiguar los efectos potenciales o efectivos que podría producir un huracán en el
sistema de refinación, abastecimiento y logística de los combustibles en el mercado de
la costa del Golfo (USG), puesto que el mercado de NY es un mercado deficitario, sin
excedentes disponibles para exportación y además es altamente dependiente del
mercado de la costa del Golfo. Por esto los precios en el mercado de NY reaccionan
rápidamente a los cambios que puedan producirse por alteraciones en el balance de
oferta y demanda del mercado de la costa del Golfo.
Por otra parte, durante algunos periodos de la temporada de huracanes, el mercado de
NY presenta precios más altos que el mercado de USG, sin la presencia de huracanes,
con lo cual se estaría introduciendo un factor que aumenta los precios de un mercado
de referencia real.
Para el caso de cálculo de los precios de paridad con un objetivo comercial, se podría
usar otro mercado para amortiguar el efecto potencial que se busca atenuar, pero este
mercado no debería ser un mercado relacionado, sino uno independiente como el
mercado de la costa oeste de EEUU (USWC). Este mercado funciona aislado del resto
del mercado de EEUU debido principalmente a que tiene especificaciones más estrictas
que el resto de EEUU y que posee un sistema de refinación y logística que permite
abastecer la casi totalidad de su consumo interno.
El mercado USWC no recibe abastecimiento de los otros mercados de EEUU, salvo
pequeños volúmenes desde la costa del Golfo por poliducto, los que no alcanzan al 4%
de los volúmenes que este mercado transfiere a la costa Atlántica. El mercado USWC
ajusta su balance de oferta y demanda mediante importaciones de productos
terminados desde el lejano oriente y exportaciones de pequeños volúmenes.
Por todo lo antes expuesto, SCG Consultoría recomienda usar solamente el mercado de
la costa del Golfo (USG) para el cálculo de los precios FOB de los combustibles y el
cálculo del flete de estos hasta Quintero, para determinar los precios de paridad desde
el mercado de EEUU.
A continuación se detallan los balances de producción, importación y exportación para
este mercado, y el detalle de los indicadores de precios propuestos.
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5.1.1.-
Indicador Gasolina
Actualmente la CNE emplea para la gasolina el indicador de precio: 87 M New York
waterborne informado por Argus. Esta cotización diaria de precio corresponde a una
gasolina de 87 octano, medidos como el promedio del octanaje Research y Motor (RON
y MON), con 80 ppm de contenido de azufre. Este octanaje equivale a un RON
promedio de alrededor de 92 octanos.
En el cuadro N° 5.4 se indica el balance de la producción, recepción desde el USG,
importación y exportación para las gasolinas en el mercado de la Costa Atlántica de
EEUU.
Se puede apreciar que este mercado es completamente deficitario pues si en 2008 la
producción (21.4 millones m3) era un 16% del total importado y recibido desde el
mercado de la costa del Golfo (132.2 millones m3), en 2012 la producción (8.8 millones
m3) bajo a 7% del total importado y recibido desde el mercado de la costa del Golfo
(122.8 millones m3).
El gran déficit de suministro de gasolina se suple en este mercado en mayor medida con
volúmenes que son transferidos desde el mercado de la Costa del Golfo de EEUU, por
vía marítima y por poliductos, los cuales en 2012 fueron 87.4 millones m3 que equivalen
a 2.5 veces el volumen total importado a este mercado, 35.4 millones m3.
Cuadro Nº 5.4
Producción- Import.- Export. – Gasolina N.York
2008
2010
2011
2012
16670 12215
10512
8800
De USG Prod. Blending
De USG Prod Terminado
9825 28589 43444
68213 52352 40488
58350
27257
65994
21361
Import. Prod. Blending
Import. Prod. Terminado
40114
14109
37385
4049
33295
2114
263
172
Gasolinas
Producción
21410
Exportación
1123
2009
37150 39241
9690 4825
288
285
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
De USG incluye la recepción por poliducto y por vía marítima
Volumen en 1000 m3
En caso de usar este mercado para evaluar el precio de paridad de la gasolina, pese a
que no dispone de excedentes para exportación, SCG Consultoría recomienda usar el
indicador 87 M New York waterborne con las mismas correcciones por octanaje,
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contenido de azufre y RVP, indicadas en el punto 4.1.1 de este estudio, para
representar el precio FOB de la gasolina 93 RON en la Costa Atlántica de EEUU (N.Y).
5.1.2.-
Indicador Kerosén
Actualmente la CNE emplea para el kerosén el indicador de precio: JET 54 NY wb. Esta
cotización diaria de precio corresponde a un kerosén de aviación de calidad grado 54
que cumple con la especificación DEFSTAN 91-91, con 108ºF de punto de inflamación,
con –40ºF de punto de congelación y con un 0.3% de azufre (3000 ppm), y que
corresponde a la calidad del poliducto Colonial que nace en Texas.
Esta calidad es equivalente a la del kerosén de aviación en Chile, con igual contenido de
azufre y similares puntos de inflamación y congelación.
En el cuadro N° 5.5 se indica el balance de la producción, recepción desde el USG,
importación y exportación para el kerosén en el mercado de la Costa Atlántica de EEUU.
Se puede apreciar que este mercado es completamente deficitario pues si en 2008 la
producción (5.3 millones m3) era un 17% del total importado y recibido desde el
mercado de la costa del Golfo (30.2 millones m3), en 2012 la producción (3.0 millones
m3) bajo a 10% del total importado y recibido desde el mercado de la costa del Golfo
(28.6 millones m3).
El gran déficit de suministro de kerosén (25.6 millones m3) se suple en este mercado
con volúmenes que son transferidos desde el mercado de la Costa del Golfo de EEUU,
por vía marítima y por poliductos.
Cuadro Nº 5.5
Producción- Importación- Exportación – Kero Jet N.Y
Kero Jet
Producción
De USG
Importación
Exportación
2008
2009
2010
2011
2012
5339
25912
4271
240
4268
26503
2827
248
4035
25281
2646
159
4718
26000
2054
371
3025
27340
1318
164
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
De USG incluye la recepción por poliducto y por vía marítima
Volumen en 1000 m3
En caso de usar este mercado para evaluar el precio de paridad del kerosén, pese a
que no dispone de excedentes para exportación, SCG Consultoría recomienda continuar
usando el indicador JET 54 NY wb con la misma corrección por contenido de azufre
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detallada en el punto 4.1.2 de este estudio, para representar el precio FOB del kerosén
doméstico en el mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y).
5.1.3.-
Indicador Petróleo Diesel
Actualmente la CNE emplea para el petróleo diesel el indicador de precio del Argus
ULS Diesel NY wb. Esta cotización diaria de precio corresponde a un petróleo diesel con
un contenido de 15 ppm de azufre, un número de cetano 40, y con 130ºF de punto de
inflamación.
Esta calidad es equivalente a la del diesel B en Chile, con similar punto de inflamación
(126 ºF), pero con mayor contenido de azufre (50 ppm) y mayor número de cetano (50).
No hay información de precios que discriminen por número de cetano en este mercado.
En el cuadro N° 5.6 se indica el balance de la producción, recepción desde el USG,
importación y exportación para las 3 calidades del diesel en el mercado de la Costa
Atlántica de EEUU.
Cuadro Nº 5.6
Producción- Importación- Exportación – Diesel NY
2008
Diesel < 15 ppm S
Producción
De USG
Importación
Exportación
Diesel >15 < 500 ppm S
Producción
De USG
Importación
Exportación
Diesel > 500 ppm S
Producción
De USG
Importación
Exportación
15213
25774
6392
-1790
7457
783
3302
2009
2010
2011
2012
12777 13261 13263 13481
27247 31392 36371 36654
5846 6199 5835 3997
284
392 1952 1684
734
4914
1893
2692
96
3730
1490
2723
317
2477
206
3287
161
877
357
2060
10652 8923
10852 12250
3462 3620
483
267
7845
7470
3795
351
7351
7360
3325
1603
6013
7777
1653
3481
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
De USG incluye la recepción por poliducto y por vía marítima
Volumen en 1000 m3
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Se puede apreciar que para el diesel de muy bajo azufre, la producción ha bajado
durante el periodo desde 15.2 a 13.5 millones m3. Esta producción en 2012 (13.5
millones m3) equivale a un 33% del total importado y recibido desde el mercado de la
costa del Golfo (40.6 millones m3). Esta condición de suministro propio se ha
deteriorado, puesto que en 2008, la producción (15.2 millones m3) era un 47% del total
importado y recibido desde el mercado de la costa del Golfo (32.2 millones m3).
Para el diesel de contenido de azufre mayor a 500 ppm la producción, las importaciones
y las transferencias recibidas desde la costa del Golfo, han bajado en los últimos 5 años,
lo que indica una disminución del consumo en el periodo.
Este mercado recibe grandes transferencias de volumen por vía marítima y por
poliductos desde el mercado de la Costa del Golfo de EEUU para suplir su déficit de
abastecimiento.
Al igual que lo expresado para la gasolina y el kerosén, en caso de usar este mercado
para evaluar el precio de paridad del diesel, pese a que no dispone de excedentes para
exportación, SCG Consultoría recomienda continuar usando la cotización ULS Diesel
NY wb, sin corrección por contenido de azufre y con la misma corrección por número de
cetano detallada en el punto 4.1.3 de este estudio, para representar el precio FOB del
diesel B en el mercado de la Costa Atlántica de EEUU (N.Y).
5.2.-
Cálculo Transporte Marítimo
Para el cálculo del transporte marítimo desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU
rige todo lo explicado en el capítulo 4.2 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU..
5.2.1.-
Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
1. Indicador del Flete
Para el indicador de flete desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige todo lo
explicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio para el mercado de la Costa del Golfo de
EEUU.
2. Tamaño de los Embarques
Para el tamaño de los embarques desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige
todo lo explicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
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3. Tamaño de las Naves
Para el tamaño de las naves desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige todo
lo explicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio para el mercado de la Costa del Golfo
de EEUU.
4. Flete según Modalidad de Contratación
Actualmente la CNE usa la modalidad ocasional por viaje referido a valor WS de
mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen hasta Quintero. Las
tarifas base para 2013 en aplicación por la CNE, se indican en el Cuadro Nº 5.6
siguiente:
Cuadro Nº 5.6
Flete WS Base a Quintero desde New York
2013
Origen
Puerto
WS Base a Quintero
US$/ton
Gasolinas
Atlantic Coast
Kerosén
Diesel .
Atlantic Coast Atlantic Coast
EEUU
EEUU
EEUU
N. York
N. York
N. York
18.12
18.12
18.12
SCG Consultoría recomienda seguir usando la misma modalidad ocasional por viaje
referido a valor WS de mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen
hasta Quintero.
5. Duración del Viaje
Depende del origen del combustible, pero en esta modalidad no tiene incidencia directa,
puesto que la duración del viaje está incluida en el valor base de la tarifa WS para la
referida ruta, y respecto de la cual se usa el indicador de flete.
6. Costo de Peaje del Canal de Panamá
Para el costo del peaje del Canal de Panamá desde el mercado de la Costa Atlántica de
EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
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7. Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la
descarga, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa
WS para la referida ruta., por lo que no deben incluirse en el cálculo del flete.
8. Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Para el costo del recargo en el indicador de flete según origen desde el mercado de la
Costa Atlántica de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio para
el mercado de la Costa del Golfo de EEUU.
5.3.-
Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
Para los otros costos hasta el arribo del combustible a Chile desde el mercado de la
Costa Atlántica de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el
mercado de la Costa del Golfo de EEUU.
Mermas del producto en tránsito,
Para las mermas del producto en tránsito desde el mercado de la Costa Atlántica de
EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
Costo del Seguro Marítimo del Combustible
Para el costo del seguro marítimo del combustible desde el mercado de la Costa
Atlántica de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el
mercado de la Costa del Golfo de EEUU.
Costos financieros (según términos y condiciones de compra),
Para los costos financieros desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige todo lo
explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del Golfo de
EEUU.
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Costo carta de crédito.
Para el costo de la carta de crédito desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU
rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
5.4.-
Otros Costos en Chile.
Para los otros costos en Chile desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige
todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
Derechos de Aduana según origen,
Para los derechos de aduana según origen desde el mercado de la Costa Atlántica de
EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
Costos Fijos de Descarga del producto,
Para los costos fijos de descarga del producto desde el mercado de la Costa Atlántica
de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
Costos Directos de Descarga del producto,
Para los costos directos de descarga del producto desde el mercado de la Costa
Atlántica de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el
mercado de la Costa del Golfo de EEUU.
Costo de almacenamiento del producto,
Para el costo de almacenamiento del producto desde el mercado de la Costa Atlántica
de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
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6.- Análisis y Revisión de los Parámetros del Cálculo de la Paridad
desde el Mercado de Europa (NWE).
En este capítulo se analizarán y revisarán los diversos parámetros que componen el
procedimiento que emplea la CNE para calcular los precios de paridad de importación
con origen en el mercado del norte de Europa (NWE), de las gasolinas, kerosén y
petróleo diesel. Para aquellos parámetros que requieran cambios, se propondrá un
nuevo indicador o valor, el cual será fundamentado.
6.1.-
Cálculo Precio FOB en Origen
Indicadores de Precio
Para calcular los precios FOB en el puerto de origen, la CNE usa las cotizaciones
diarias informadas por Argus, para “NWE” correspondientes a los precios del norte de
Europa para las gasolinas, kerosén y petróleo diesel.
En el Cuadro Nº 6.1 se indican el origen, los indicadores y su calidad, usados
actualmente por la CNE para evaluar los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 6.1
Indicadores Argus FOB actuales para NWE
Gasolina
Kerosén
Diesel
Origen
FOB
NWE
Rotterdam
NWE
Rotterdam
NWE
Rotterdam
Indicadores
MOGAS 95R
MOGAS 91R
Calidad
95 oct.Ron
91 oct.Ron
10 ppm S
Corrección
Azufre
Octano
Si
Si
Factor Azufre
0.9920
Factor Octano
0.5 x MOGAS 95R
0.5 x MOGAS 91R
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JET
DEFSTAN
91/91
NO
Diesel
French 10
10 ppm S
51 cet
NO
NO
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Desde 2009, cuando fue revisado y actualizado el procedimiento de cálculo de precios
de paridad que aplica la CNE, las especificaciones de los indicadores de precio que
informan Platts y Argus han cambiado, al igual como han cambiado alguna de las
especificaciones de calidad de algunos combustibles en Chile.
Con el objeto de reflejar los cambios antes indicados, SCG Consultoría propone usar los
indicadores que se muestran en el cuadro N° 6.2.
En el Anexo Nº 7 de este informe se incluye un resumen del procedimiento de cálculo
actual y del revisado en este estudio, de los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 6.2
Origen
FOB
Indicadores FOB propuestos para NWE
Gasolina
Kerosén
NWE
NWE
Puertos NWE
Puertos NWE
Indicadores
a) MOGAS 95R
b) MOGAS 91R
Calidad
a) 95 oct.RON
b) 91 oct.RON
10 ppm S
Corrección
Azufre
Octano
P.Vapor
Cetano
Factor Azufre
NO
Si
JET
DEFSTAN
91/91
Si
Diesel
NWE
Puertos NWE
Diesel French
10 ppm
10 ppm S
51 cetano
NO
Si
NO
---
1,0341
x Arb.NWE
---
Factor Octano 0.5 x MOGAS 95R
0.5 x MOGAS 91R
Factor P.Vapor
1.6%
Factor Cetano
---
El mercado de NWE es un mercado de importaciones y exportaciones por lo que los
precios están relacionados con los arbitrajes que se producen por esta condición. En
este mercado las cotizaciones FOB informadas por las publicaciones técnicas Argus y
Platts, las calculan como un netback del precio CIF a ese mercado.
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Para los casos de las cotizaciones de las gasolinas MOGAS 95R, MOGAS 91R, kerosén
JET y diesel DIESEL GERMAN, las cotizaciones de precio informadas están basadas en
el netback que se obtiene de estos combustibles en base CIF en el mercado de NWE
menos el flete desde el Reino Unido (UK) al continente. Este flete lo calculan como el
promedio de 3 rutas, Brofjorden (Suecia) a Rotterdam (Holanda), Coryton (Londres) a Le
Havre (Francia) y Le Havre a Hamburgo (Alemania).
A continuación se detalla la forma propuesta para determinar las correcciones a los
indicadores de precio FOB.
6.1.1.-
Indicador Gasolina
Actualmente la CNE emplea para la gasolina dos indicadores de precio: “Mogas 95R 10
ppm” de 95 octanos RON y 10 ppm de azufre, y “Mogas 91R” de 91 octanos RON y 10
ppm de azufre.
Para obtener un precio que represente la gasolina de 93 octanos RON de Chile, se debe
corregir el indicador “Mogas 91R” con los cambios que se indican a continuación.
Corrección por Octano
Para determinar un precio que represente la calidad de la gasolina de 93 octanos RON
en Chile, se usó una corrección lineal entre las cotizaciones de los dos indicadores
propuestos, “Mogas 95R 10 ppm” de 95 octanos RON y “Mogas 91R” de 91 octanos
RON, usando 50% para cada uno de ellos. Para esto se debe promediar diariamente
ambos indicadores para representar un octanaje de 93 RON.
En estricto rigor, la correlación del número de octano no es lineal, pero la desviación de
la linealidad es muy pequeña para variaciones menores de octano, de 1 a 5 octanos, por
lo que no se produce una gran desviación al aplicar un criterio lineal en la corrección.
Corrección por Azufre
A partir del 2 de Enero de 2009, Platts informa precios en el mercado de NWE
solamente para gasolinas con un contenido de azufre de 10 ppm, de acuerdo a la norma
europea EN 228.
Si comparamos el contenido de azufre de estas gasolinas con la de Chile (15 ppm) se
observa que la diferencia es de 5 ppm en el contenido de azufre, la cual no es necesaria
corregir porque es muy pequeña.
Corrección por Presión de Vapor
Las gasolinas en Europa también presentan una condición variable de la presión de
vapor (RVP) relativa al periodo del año y a la ubicación geográfica.
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De acuerdo a la norma EN 228 se establecen 10 clases de volatilidad asociadas a
rangos de presión de vapor. Para los países que conforman el mercado ARA de NWE
(Holanda y Belgica), los rangos de RVP para el verano (1 Mayo al 30 Septiembre) del
hemisferio norte, corresponden a la clase A (6.5 a 8.7 psi).
Para el invierno (16 Noviembre al 15 Marzo) del hemisferio norte, el rango de RVP
corresponde a la clase D (8.7 a 13.0 psi). En el Cuadro Nº 6.3 se indican los rangos de
RVP para NWE y sus distintos periodos de vigencia.
Cuadro Nº 6.3
Periodo
1 Enero
16 Marzo
1 Mayo
1 Oct.
16 Nov.
al
al
al
al
al
Diferencias RVP Gasolinas Northwest Europe
y Resto País, Chile
.
15 Marzo
30 Abril
30 Sept.
15 Nov.
31 Dic.
RVP Gasolinas (psi).
NW Europe
R.País
8.7 a 13.0
6.5 a 13.0
6.5 a 8.7
6.5 a 13.0
8.7 a 13.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
% Butano
Dif RVP
+ 1.3 / - 3.0
+ 3.5 / - 3.0
+ 3.5 / + 1.3
+ 3.5 / - 3.0
+ 1.3 / - 3.0
agrega - retira
1.6
1.6
1.6
1.6
En el mercado ARA de NWE hay disponibilidad de gasolinas con presión de vapor en
los rangos indicados en el cuadro para los periodos señalados. Por esto si se requiere
un embarque de gasolina con 10 psi de presión de vapor, en promedio de podrá
encontrar con una gasolina con una presión de vapor en el rango medio de los valores
indicados.
En el periodo del 1 Octubre al 30 Abril, en promedio siempre se podrán encontrar
gasolinas con un RVP (10.85) mayor a 10 psi, por lo que se requerirá ajustar la presión
de vapor. El refinador cobrara el costo de oportunidad, equivalente a la cantidad de
butano (que deberá extraer de la gasolina para bajar la presión de vapor), que dejara de
vender a precio de gasolina.
Si se considera el rango medio del RVP, se tiene que la corrección de presión de vapor
debe considerar el ajuste desde 10.85 psi (promedio entre 8.7 y 13.0) al RVP de la
gasolina en Chile, 10.0 psi. En el capitulo 4.1.1 de este estudio se detalla el
procedimiento de ajuste del RVP.
La aplicación del factor de ajuste que se calcule debe ser durante los periodos indicados
en el cuadro Nº 6.3, puesto que las fechas de término de cada periodo corresponden a
las fechas en que los refinadores y distribuidores deben cumplir con la especificación de
presión de vapor indicada en el cuadro. Por esta razón no se pueden aplicar factores de
corrección progresivos durante estos periodos de vigencia de los valores de RVP.
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Para el periodo del 1 Mayo a 30 Septiembre, la presión de vapor de la gasolina estará
entre 6.5 y 8.7 psi, que es inferior al RVP de la gasolina en Chile de 10 psi. En este caso
no se aplica corrección, pues el refinador tiene un beneficio al dejar un mayor contenido
de butano en la gasolina, para aumentar el RVP hasta 10 psi. El beneficio surge porque
venderá butano a precio de gasolina.
Para obtener el valor del porcentaje de butano para corregir el RVP de una gasolina de
10.85 psi para obtener una gasolina con 10.0 psi se tiene lo siguiente.
RVP Gasolina
RVP Gasolina
RVP Butano
Pct butano en mezcla
= 10.0 psi ( 69.0 kPa)
= 10.85 psi ( 74.8 kPa)
= 51.6 psi (355.9 kPa)
= B
BIVP = 17.80
BIVP = 19.69
BIVP = 138.31
Para el ajuste de 10.0 psi a 10.85 psi, se calcula la mezcla con los BIVP en forma lineal.
17.80 * (1 - B) + 138.31 * B
17.80 - 17.80 * B + 138.31 * B
B * (138.31 – 17.80)
B
B
=
=
=
=
=
19.69
19.69
19.69 – 17.80
(19.69 – 17.80) / (138.31 – 17.80)
0.0157
Esto implica que retirando un 1.57 % de butano en la mezcla se obtiene una disminución
del RVP de la gasolina desde 10.85 a 10.0 psi.
De acuerdo a lo anterior, SCG Consultoría recomienda usar la cotización del indicador
“Mogas 91R” de 91 octanos RON corregido por octanaje y por RVP, para representar
el precio de la gasolina de 93 RON en Chile.
La corrección por octanaje se hace multiplicando el factor 0.1667 por la diferencia entre
los precios de los indicadores, “Mogas 95R 10 ppm” de 95 octanos RON y “Mogas
91R” de 91 octanos RON, referidos a embarques en condición FOB, que aparecen bajo
el título “Northwest Europe”.
La corrección por RVP se hace considerando el 1.57% de la diferencia entre los precios
del indicador “Mogas 91R” de 91 octanos RON, y del “Butane” cif ARA (large
cargoes) informado por Argus International LPG.
6.1.2.-
Indicador Kerosén
En el mercado de NWE se publica una sola cotización para el kerosén de aviación en
condición FOB, rotulada “Jet”. Esta cotización diaria de precio corresponde a un
kerosén de aviación de 100ºF de punto de inflamación, con –47ºF de punto de
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congelación y con un 0.3% de azufre. La CNE usa actualmente esta cotización de precio
para el cálculo de los precios de paridad.
Esta calidad es equivalente a la del kerosén de aviación en Chile, con igual contenido de
azufre y similares puntos de inflamación y congelación.
Las importaciones efectivas de kerosene en Chile corresponden a kerosén de aviación,
ya que se importa para satisfacer el déficit de este combustible, cuyo consumo es mayor
que el kerosén doméstico.
Para calcular el precio de paridad del kerosén doméstico se debe usar una cotización de
precio que represente este combustible, el cual tiene en Chile un contenido de azufre de
500 ppm. El precio del Jet NWE corresponde a un kerosene de aviación de 3000 ppm
de contenido de azufre por lo que este precio se debe corregir para representar el precio
del kerosén doméstico.
Corrección por Azufre
Argus y Platts informan solamente una cotización de precio para el kerosén en el
mercado NWE. Por esto no es posible realizar una corrección de precio como la
calculada para el kerosén en el USG.
La alternativa para este caso es usar la misma corrección calculada para el kerosén de
USG (1.0341), pero ajustada por el arbitraje del precio entre la cotización del kerosén en
NWE y el kerosén en USG. Este ajuste se calcula como el cociente entre el precio NWE
y el precio USG.
El factor de corrección por azufre para el Jet NWE se calcula como:
1.0341 x (Jet NWE / Jet 54 USG)
De esta forma el factor de corrección del USG queda ajustado por el arbitraje de precios
entre el mercado del USG y el de NWE, considerando el precio relativo del Jet en NWE
respecto al Jet 54 del USG. Se usa un factor multiplicativo puesto que no es apropiado
usar un factor aditivo, ya que no se consideraría el efecto del arbitraje de precios entre
los dos mercados.
SCG Consultoría recomienda seguir usando la cotización JET referida a embarques en
condición FOB, que aparece bajo el titulo “Northwest Europe”, con la corrección por el
contenido de azufre del mercado de USG, 1.0341 , y por el arbitraje de precio entre
NWE y USG, cociente entre los precios Jet NWE y Jet 54 USG.
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6.1.3.-
Indicador Diesel
Actualmente la CNE emplea para el petróleo diesel el indicador de precio informado por
Argus European Products para el mercado de NWE: Diesel French 10 ppm fob de 10
ppm de azufre, 51 cetano y 2°C de punto de turbidez, según norma EN 590.
Este combustible es de una calidad equivalente al diesel B de Chile, con similar número
de cetano (50), pero con mayor contenido de azufre (50 ppm).
Respecto a otras características técnicas como el punto de inflamación, punto de
ebullición del 90% o contenido de aromáticos, no hay en este mercado cotizaciones de
precio para calidades de diesel que difieran en estas propiedades.
Considerando la pequeña diferencia en el contenido de azufre y número de cetano del
Diesel French 10 ppm fob, no es necesario corregir este precio para representar el
precio equivalente del diesel B en los puertos de NWE, por lo que SCG Consultoría
recomienda mantener el uso de este indicador sin correcciones.
6.2.-
Cálculo Transporte Marítimo
6.2.1.-
Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
El cálculo del transporte marítimo es el mismo para los tres tipos de combustibles, esto
es gasolina, kerosén y petróleo diesel, pues para el transporte de ellos se usa el mismo
tipo de naves.
1.- Indicador del Flete
Para el caso de las gasolinas, kerosén y petróleo diesel, desde Mayo de 2012 la CNE
usa las cotizaciones diarias informadas por la publicación Argus para los fletes
transados en base WS para la ruta de la Costa del Reino Unido y Europa del Norte, a la
Costa Atlántica de EEUU (“UKC – US Atlantic Coast”), para naves de productos
limpios de 37.000 ton de carga.
La publicación Argus informa diariamente tarifas de flete de productos limpios entre el
norte de Europa y EEUU, solamente para la ruta antes mencionada.
En el cuadro Nº 6.3 se indican para esta ruta, los volúmenes transportados en los
últimos 5 años, 2008 a 2012, los cuales representan la liquidez de los fletes de esta ruta,
pues indican la cantidad de embarques cuyos fletes se consideran para determinar el
valor WS informado por la publicación para esta ruta.
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Cuadro Nº 6.3
Liquidez Fletes Ruta UKC / USAC - Argus
Volumen Transportado
Ruta Argus
UKC / US Atlantic Coast
Origen : Mar del Norte y
NW Europe
Cantidad Embarques
2008
2009
2010
2011
2012 .
28041
561
24592 26450 25247 27489
492
529
505
550
Fuente : Energy Information Administration, EEUU
Volumen en 1000 m3
Del cuadro se observa que en esta ruta el volumen transportado se ha mantenido
estable en torno a 25 y 28 millones de m3 durante el periodo de análisis, con un rango
entre 500 y 550 embarques anuales. Esta ruta incluye principalmente embarques de
componentes de gasolina destinados a la costa Atlántica de EEUU para la preparación
de gasolinas terminadas.
Esta ruta presenta alta liquidez pues los 550 embarques anuales representan 10
cargamentos semanales. Esta ruta además corresponde además a una ruta de salida
del área del norte de Europa (NWE), por lo que refleja la misma condición de las
importaciones de combustibles desde ese origen a Chile.
Por las razones antes expuestas de alta liquidez y de origen de ruta igual al de las
importaciones a Chile, SCG Consultoría recomienda mantener este indicador de flete
marítimo, (“UKC – US Atlantic Coast”) para naves con embarques de 37 k ton.
2.- Tamaño de los Embarques
Para este origen corresponde emplear el mismo valor usado para el cálculo del flete
desde USG de EEUU, 40.000 ton, según lo indicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio.
3.- Tamaño de las Naves
La ruta más corta entre Rotterdam y Quintero es a través del Canal de Panamá, por lo
que corresponde emplear el mismo valor usado para el tonelaje de registro de las naves
en el cálculo del flete desde USG de EEUU, 24.800 ton, según lo indicado en el capítulo
4.2.1 de este estudio.
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4.- Flete según Modalidad de Contratación
Para el caso de las gasolinas, kerosén y petróleo diesel, se usa la misma modalidad
ocasional por viaje referido a valor WS de mercado, aplicado a las tarifas base desde el
puerto de origen hasta Quintero, según lo indicado en el capítulo 4.2.1 de este estudio
para el cálculo del flete con origen en el USG EEUU. La tarifa base correspondiente a
2012 que se aplica, se indica en el Cuadro Nº 6.4 siguiente:
Cuadro Nº 6.4
Flete WS Base a Quintero desde N.W.E.
2012
Origen
Puerto
WS Base a Quintero
US$/ton
Gasolinas
Kerosén
Diesel .
N.W.E
Rotterdam
N.W.E.
N.W.E.
Rotterdam
Rotterdam
31.26
31.26
31.26
5.- Duración del Viaje
Depende del origen del combustible, pero en esta modalidad no tiene incidencia directa,
puesto que la duración del viaje está incluida en el valor base de la tarifa WS para la
referida ruta, y respecto de la cual se usa el indicador de flete.
6.- Costo Peaje del Canal de Panamá
Para estos combustibles y de acuerdo al indicador de flete del punto 1 anterior, en la
modalidad WS el costo del peaje se calcula aparte del valor del flete y depende del
tonelaje de registro de la nave.
Para esta ruta corresponde usar el mismo tonelaje de registro de 24.800 ton empleado
para calcular la tarifa de cruce del Canal de Panamá en el flete con origen en USG,
según el capítulo 4.2.1 de este estudio.
7.- Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la
descarga, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa
WS para la referida ruta, por lo que no deben incluirse en el cálculo del flete.
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8.- Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Al usar los valores de flete de mercado de la ruta UKC-USAC para representar el costo
de flete desde Rotterdam, N.W.E. a Chile, debe usarse un recargo por sacar la nave de
posición, es decir un premio que el armador requiere por dejar de transportar en el
mercado de Europa y la Costa Este de EEUU (USAC).
Actualmente la CNE usa para el flete con origen en el Golfo de EEUU, un recargo
variable que depende del nivel de mercado WS. Para niveles de mercado hasta WS
250, se usa un 10% de recargo. Para niveles de mercado sobre WS 250, se usa un
recargo de 20%. La justificación de este criterio se basa en que este recargo variable
depende del nivel de mercado de los fletes y de su volatilidad. Será mayor cuando el
mercado este alto y menor cuando el mercado este en niveles de flete bajo. La
volatilidad del flete depende del tipo de ruta escogido, de la estacionalidad y de la
variación de oferta y demanda de flete en esa ruta.
La ruta del norte de Europa a la costa Atlántica de EEUU (UK-USAC) corresponde a
viajes de 3200 a 3400 millas con una duración de 10 a 12 días.
El viaje de Rotterdam a Quintero tiene 7400 millas con una duración de 22 a 23 días (47
a 50 días viaje de ida y vuelta). Las posibles cargas de retorno al Caribe o al Gofo de
EEUU tienen mayor incertidumbre en el viaje en lastre de retorno al Caribe. Es por esto,
la duración del viaje y cargas inciertas de vuelta, que el armador u operador de la nave
pedirá un recargo sobre el nivel de flete de mercado que en ese momento haya en la
ruta UK–USAC.
Es así que el valor de este recargo refleja la pérdida de oportunidad que el armador
tiene, de seguir con la nave en el mercado del Norte de Europa, contratando fletes para
viajes de menor duración, comparado con el viaje a Quintero, con una duración ida y
vuelta de 47 a 50 días, periodo en el cual la nave estará fuera del mercado del norte de
Europa.
La volatilidad del nivel WS de flete para la ruta UK – USAC se observa en el cuadro N°
6.5 siguiente, donde están graficadas las variaciones anuales del flete WS para esta
ruta para naves de productos limpios de 37000 ton, para el periodo entre 2009 y 2012.
La información de fletes corresponde a la del broker de naves europeo Mallory Jones
L.F., la cual tiene una estrecha correlación con la información de fletes informada por
Platts y Argus para esta ruta.
Se puede apreciar que durante el año 2011, el flete de mercado varió desde un nivel de
WS 122 a comienzo de año, hasta llegar a un nivel de WS 240 en Mayo y luego bajar a
WS 133 en Junio. Esto representa una variación de 1.8 veces en el lapso de un mes.
Esta variación fue similar para el año 2010, en tanto que los años 2009 y 2012 tuvieron
una variación menor.
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Cuadro N° 6.5
Tarifas Flete UK – USAC Clean Products
Elaboración SCG Consultoría – datos Mallory Jones 37 kton
Este costo de oportunidad del armador se hace menor a medida que el mercado
empieza a bajar y podría llegar a desaparecer para niveles de mercado bajos, pues el
armador preferirá aceptar un viaje de mayor duración sin recargo en un mercado a la
baja, puesto que estará asegurando por un periodo mayor de tiempo, un nivel de flete
más alto que el que tendrá el mercado en los próximas semanas.
Es así que el recargo por posicionamiento podría llegar a cero para niveles del mercado
inferiores al promedio estacional. Es por esto que el recargo por posicionamiento
debería ser variable para representar el costo de oportunidad del armador que varía
según sea el nivel del mercado.
Volatilidad con Fletes Promedio Mensual
Para analizar la volatilidad de los fletes promedio mensual, se tomo el periodo de los
últimos 4 años, 2009 a 2012, excluyendo el 2008 debido a la gran variación que
sufrieron los valores absolutos de los combustibles, que incidió en los niveles de fletes,
debido a la crisis internacional.
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Cuadro N° 6.6
Platts (UK – USAC 37 kton CLEAN) 2009 – 2012
Elaboración SCG Consultoría – datos Platts 37 kton
En el gráfico N° 6.6 se observa la volatilidad del nivel WS de flete promedio mensual
para la ruta UK – USAC, donde están graficadas las variaciones anuales del flete WS
para esta ruta, para naves de productos limpios de 37.000 ton, informada por Platts para
los años 2009 al 2012.
Se puede apreciar que el año 2012 presenta la mayor volatilidad de fletes con un rango
con máximo de WS 167 y mínimo de WS 94, con una variación de 1.8 veces. Esta
variación entre flete máximo y mínimo presenta un menor valor de 1.5 veces para 2010
con un máximo de WS 202 y un mínimo de WS 136.
Para determinar la volatilidad se calculo la desviación estándar para cada año y luego
se calculo el coeficiente de dispersión para cada año, relación entre la desviación
estándar y el promedio de cada año. Se hizo este cálculo por periodos anuales para
incluir el efecto de la estacionalidad en los fletes.
El valor promedio de los fletes mensuales para el periodo de 4 años resulto de WS 143
con un promedio de los coeficientes de dispersión de 0.16 para el periodo de 4 años.
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Se puede apreciar que el análisis de volatilidad de las rutas Caribe a la Costa Atlántica
de USA y Norte de Europa a la Costa Atlántica de EEUU arroja resultados similares, ya
que estas son rutas que presentan una volatilidad de fletes y estacionalidad muy
parecidas.
La dispersión promedio de 0.16 está dentro del rango de 0.10 a 0.20 (10% a 20%) que
usa la CNE como recargo variable para representar el costo de posicionamiento de la
nave, en torno a un valor promedio de fletes de WS 250. Este valor es superior al
promedio de fletes para estos últimos 4 años de WS 143.
De esta forma, cuando el valor del flete sea menor que el flete promedio WS 143, se
aplicará un recargo de 10% al flete. Cuando el valor del flete sea mayor que el flete
promedio WS 143, se aplicara un recargo de 20% al flete. Estos recargos están en torno
a 0.16 que es la volatilidad promedio del periodo de 4 años analizado. El detalle de los
cálculos de estos valores aparece en el Anexo N°3.
Aplicación Recargo Flete por posición Nave
Para valores flete mensual menor a WS 143 =
Para valores flete mensual Mayor a WS 143 =
Flete WS UK-USAC 37mt x 1.10
Flete WS UK-USAC 37mt x 1.20
De acuerdo al análisis anterior, SCG Consultoría recomienda mantener un recargo
variable por posicionamiento de la nave, aplicando los factores de recargo de 1.10 y
1.20 en torno al promedio de fletes WS 143, según se indica en la tabla anterior.
6.3.-
Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
Para los otros costos hasta el arribo del combustible a Chile desde el mercado del Norte
de Europa rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
Mermas del producto en tránsito,
Para las mermas del producto en tránsito desde el mercado del Norte de Europa rige
todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
Costo del Seguro Marítimo del Combustible
Para el costo del seguro marítimo del combustible desde el mercado del Norte de
Europa rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
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Costos financieros (según términos y condiciones de compra),
Para los costos financieros desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU rige todo lo
explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del Golfo de
EEUU.
Costo carta de crédito.
Para el costo de la carta de crédito desde el mercado de la Costa Atlántica de EEUU
rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
6.4.-
Otros Costos en Chile.
Para los otros costos en Chile desde el mercado del Norte de Europa rige todo lo
explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del Golfo de
EEUU.
Derechos de Aduana según origen,
Para los derechos de aduana según origen desde el mercado del Norte de Europa rige
todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la Costa del
Golfo de EEUU.
Costos Fijos de Descarga del producto,
Para los costos fijos de descarga del producto desde el mercado de la Costa Atlántica
de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
Costos Directos de Descarga del producto,
Para los costos directos de descarga del producto desde el mercado de la Costa
Atlántica de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el
mercado de la Costa del Golfo de EEUU.
Costo de almacenamiento del producto,
Para el costo de almacenamiento del producto desde el mercado de la Costa Atlántica
de EEUU rige todo lo explicado en el capítulo 4.3 de este estudio para el mercado de la
Costa del Golfo de EEUU.
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7.-
Análisis del Procedimiento de ENAP para el Cálculo de los Precios de
Paridad de Importación.
En este capítulo se analiza el procedimiento mediante el cual ENAP calcula los Precios
de Paridad de Importación de los combustibles.
En general el procedimiento usado por ENAP es bastante similar al que realiza la
Comisión Nacional de Energía para este cálculo. ENAP usa el mercado de EEUU como
origen para el cálculo de los precios FOB y del flete hasta Quintero.
Los precios de paridad de importación calculados semanalmente corresponden a los
precios a los cuales ENAP venderá los combustibles a las compañías distribuidoras con
las cuales tiene contrato de suministro.
Por esta razón, los precios de paridad que ENAP calcula deberían reflejar de la mejor
forma el costo alternativo efectivo que tendrían las compañías distribuidoras en caso
que efectuarán importaciones directas de estos combustibles.
Para la determinación del precio FOB, ENAP calcula un precio promedio de las
cotizaciones de Lunes a Viernes, correspondientes a las 2 semanas previas al Jueves
de cada semana cuando hace el cálculo del precio de paridad que tiene vigencia para
sus contratos de suministro con las compañías distribuidoras. Con la aplicación de este
rezago de 1 semana trata de simular el precio que tendría un cargamento que llega la
semana de aplicación del precio, con un precio FOB que fue calculado con un promedio
de 14 días corridos (diez cotizaciones de precio) en la costa del Golfo de EEUU (con 15
días de viaje hasta Quintero). De esta manera trata de simular la condición del precio
FOB de una importación efectiva de combustible.
En el caso del flete ENAP usa el mismo criterio, calculándolo también como el promedio
de las 2 semanas (diez cotizaciones) previas al Jueves de aplicación del precio de
paridad así calculado.
A continuación se analizan los diversos parámetros que usa ENAP para calcular los
precios de paridad de importación con origen en el mercado de EEUU.
7.1.-
Cálculo Precio FOB en Origen
Indicadores de Precio
Para calcular los precios FOB en el puerto de origen, ENAP usa las cotizaciones diarias
del Platts, correspondientes a los precios de la Costa del Golfo de EEUU (“USGwb”)
para las gasolinas, kerosén, petróleo diesel. Para el petróleo combustible usa las
cotizaciones de la Costa Atlántica de EEUU (“NY”).
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En el Cuadro Nº 7.1 se muestra un resumen de los indicadores, origen y su calidad,
usados actualmente por ENAP para evaluar los precios de paridad de importación.
Cuadro Nº 7.1
Indicadores Platts FOB usados por ENAP
Gasolinas
Kerosén
Diesel
P.Combustible
USGwb
USGwb
USGwb
N.York
Bioko, Guinea
Indicador a) UNL 87
b) UNL 93
Kero 54
ULS Dsl
N°6- 3%S
Propane
netback
Calidad
Grado 54
0.3% S
10 ppm S
40 cetano
Origen
a) 87 oct.prom
80 ppm S
b) 93 oct.prom
80 ppm S
Producto a) Gasol. 93 R Kerosén a)Diesel A1
15 ppm S
Doméstico
15 ppm S
b) Gasol. 97 R
b)Diesel B
15 ppm S
50 ppm S
Corrección
Octano
a)SI - UNL 87
Factor
0.1667
b)SI – UNL 93
Factor
0.1667
Azufre
Factor
Factor
RVP
Factor
Factor
Cetano
Factor
Factor
a)SI – UNL 87
SI
2.4 cpg
ver 7.1.2
b)SI – UNL 93
2.4 cpg
Pet. Comb.
a)NO – ULSD
.
90% Propano
GLP
NO
b)NO - ULSD
a)SI - UNL 87
ver 7.1
b)SI – UNL 93
ver 7.1
a)SI – ULSD
2.0 cpg Dsl A1
b)SI – ULSD
1.5 cpg Dsl B
Arbitraje
Factor
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3% S
GLP
SI - Propane
ver cap. 7.5
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En el caso del gas licuado de petróleo (GLP), usa un sistema “netback” basado en tres
indicadores de precio de tres mercados distintos, USG, NWE y Asia.
Hasta Julio de 2012, ENAP para el caso de las gasolinas, kerosén y petróleo diesel,
usaba las cotizaciones de precio FOB del Golfo de EEUU (USG) durante 7 meses del
año (Diciembre a Junio), en tanto que para los otros 5 meses (Julio a Noviembre) usaba
el promedio de estas cotizaciones con las de la Costa Atlántica de EEUU (NY).
ENAP usaba esta modalidad desde 2006, con el objeto de amortiguar los potenciales
aumentos de precios de estos combustibles que se produjeran en la Costa del Golfo
como consecuencia de los daños que los huracanes que asolan esa región cada año,
pudieran producir en el sistema de refinación y abastecimiento de combustibles de esa
región. Esta modalidad fue adoptada por ENAP después de los efectos que tuvo en los
precios de la Costa del Golfo, los daños que provoco el huracán Katrina en el sistema
de refinación y abastecimiento en Agosto de 2005. El periodo de Julio a Noviembre,
escogido por ENAP que usaba para calcular el promedio de los precios FOB en estos
mercados de la Costa del Golfo y de la Costa Atlántica, coincidía con la temporada de
huracanes en la región del Atlántico norte.
ENAP solamente usaba esta modalidad para corregir los precios FOB de estos
combustibles, ya que para determinar el flete de ellos, usaba todo el año el flete que se
calculaba desde Corpus Christi en el Golfo de EEUU. De esta forma, ENAP usaba una
sola paridad durante todo el año, la de la Costa del Golfo de EEUU (USG), pero con un
precio FOB ficticio estimado como el promedio de ambos mercados, durante la
temporada de huracanes.
ENAP no aplicaba esta modalidad de corrección del precio FOB para el petróleo
combustible ni para el gas licuado, pese a que estos combustibles también veían
afectados sus niveles de precio en la Costa del Golfo en caso que un huracán dañara el
sistema de refinación y abastecimiento de combustibles en esa región.
ENAP decidió desde Julio de 2012 dejar esta modalidad de acuerdo a la opinión de
expertos internacionales consultados, que le señalaron que los mercados de la costa del
Golfo de EEUU (USG) y de la costa Atlántica (NY) eran mercados relacionados, con
este último dependiente del mercado de USG.
En la actualidad ENAP calcula durante todo el año el precio de paridad con los precios
FOB del USG para estos combustibles.
A continuación se detallan los indicadores de precios usados por ENAP.
7.1.1.-
Indicador Gasolina
ENAP emplea para la gasolina dos indicadores de precio de la Costa del Golfo de
EEUU: UNL 87 USGCwb para la gasolina 93 octanos y UNL 93 USGCwb para la
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gasolina 97 octanos. Estas cotizaciones diarias de precio corresponden gasolinas de 87
y 93 octanos, medidos como el promedio del octanaje Research y Motor (RON y MON),
con densidad de 62 API y con 80 ppm de azufre. Estos octanajes equivalen a octanos
RON promedio de alrededor de 92 y 98 octanos, los cuales difieren en 1 octano
respecto a las gasolinas en Chile de 93 y 97 octanos RON.
ENAP corrige estos indicadores por concepto de octanaje, contenido de azufre y presión
de vapor (RVP).
Corrección por Azufre
ENAP usa un factor fijo para corregir por contenido de azufre el precio FOB de los
indicadores UNL 87 y UNL 93. El valor fijo usado es de US$ 2.4 cpg, el cual es fijo y no
depende del precio de la gasolina.
Este valor lo ha mantenido ENAP sin cambio por varios años, pese a que el contenido
de azufre de la gasolina ha cambiado en la costa del Golfo de EEUU y en Chile.
Para niveles de precio de US$ 250 a 280 cpg este ajuste representa una corrección de
0.96 % a 0.86 %. Este factor fijo referido a un nivel de precio de US$ 280 cpg (0.86%)
es igual al factor 1.0086 calculado en el capitulo 4.1.1 de este estudio, para corregir el
contenido de azufre de 80 ppm de la gasolina 87M, a partir de la información de los
precios de gasolina de distinto contenido de azufre analizadas para el mercado del
USG.
Corrección por Octanaje
La cotización UNL 87 USG wb corresponde a una gasolina de 87 octanos promedio
RON + MON con mínimo de 82 octanos MON. Esta gasolina corresponde a 92 octanos
RON equivalente, la cual difiere en 1 octano respecto a la gasolina en Chile de 93
octanos RON.
Para corregir la diferencia de un numero de octano, ENAP utiliza una corrección lineal
como proporción entre el precio de esta gasolina y la UNL 93 USG wb. Esta corrección
es igual a la recomendada por SCG Consultoría en este estudio para corregir el precio
de la gasolina 87 M US Gulf informada por Argus, detallada en el capitulo 4.1.1.
La corrección se aplica tomando un sexto (0.1667) de la diferencia de precio entre las
dos gasolinas y se suma al precio informado para la gasolina UNL 87 USG.
De igual forma se procede para representar el precio de la gasolina 97 RON en Chile. El
sexto de la diferencia de precio entre los dos indicadores, se resta al precio informado
para la gasolina UNL 93 USG.
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Corrección por Presión de Vapor
Como se menciono anteriormente, ENAP usa los indicadores UNL 87 USGC wb para la
gasolina 93 octanos y UNL 93 USGC wb para la gasolina 97 octanos, informados por
Platts, para representar el precio FOB de las gasolinas de 93 octanos y 97 octanos RON
en Chile.
Las gasolinas UNL 87 y UNL 93 del Golfo de EEUU (USG) cumplen con las
especificaciones de calidad del Colonial Pipeline.
La presión de vapor (RVP) de las gasolinas varía según la época del año y del área
geográfica, según lo establecido por las normas de la EPA (Clean Air Act - CAA) que
estableció los límites de RVP para las diversas áreas geográficas de EEUU y el periodo
del año según las condiciones climáticas y grado de contaminación. .
Para el caso del Colonial Pipeline, el RVP de la gasolina que se embarque en el área de
Houston variara durante el año y coexistirán gasolinas con dos o más valores diferentes
de RVP, dependiendo del RVP requerido en el área de destino del embarque.
Para el caso de las gasolinas en Chile, la especificación de RVP establece para la
gasolina de calidad para la Región Metropolitana (R.M.), el RVP máximo es de 10.0 psi
en el invierno, desde el 1 de Abril al 31 de Agosto, en tanto que el RVP para el resto del
año es de máximo 8.0 psi. Para la gasolina calidad resto país (R.P.) el máximo es 10.0
psi durante todo el año.
Cuadro Nº 7.2 Calendario RVP Gasolinas Colonial Pipeline y Chile
Periodo
1 Enero
1 Febrero
1 Marzo
1 Abril
11 Abril
1 Mayo
1 Junio
1 Julio
1 Agosto
1 Sept.
11 Sept.
1 Oct.
1 Nov.
1 Dic.
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al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
al
.
RVP Gasolinas (psi)
Col. Pipe
R. Met. R.Pais
31 Enero
28 Febrero
31 Marzo
10 Abril
30 Abril
31 Mayo
30 Junio
31 Julio
31 Agosto
10 Sept.
30 Sept.
31 Octubre
30 Nov.
31 Dic.
13.5
13.5
11.5
11.5
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
9.0
11.5
11.5
13.5
13.5
127
8.0
8.0
8.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
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En el Cuadro N° 7.2 anterior se ha listado el calendario de RVP de las gasolinas en
Chile, para la R.M. y R.P., junto con el calendario del RVP de las gasolinas del Colonial
Pipeline, para lo cual en cada periodo se tomo el RVP del Colonial Pipeline más cercano
al RVP de las gasolinas en Chile para ese periodo.
Se muestran en negrita los periodos del año en los cuales el RVP de la gasolina en
Chile es menor que el RVP de la gasolina del Colonial Pipeline.
Para la gasolina de la R. Metropolitana se observa que lo anterior sucede para el
periodo comprendido entre el 1 de Septiembre y el 10 de Abril, en tanto que para la
gasolina del R.P., el RVP es menor que el del Colonial Pipeline en el periodo entre el 11
de Septiembre y el 10 de Abril.
En el Cuadro N° 7.3 siguiente se indican las diferencias de RVP de las gasolinas en
Chile respecto de las gasolinas del Colonial Pipeline para los diversos periodos del año.
Cuadro Nº 7.3 Diferencias RVP Gasolinas Colonial Pipeline y Chile
Periodo
1 Enero
1 Marzo
1 Abril
11 Abril
1 Sept.
11 Sept.
1 Nov.
al
al
al
al
al
al
al
.
RVP Gasolinas (psi)
Col. Pipe
R. Met. R.Pais
28 Febrero
31 Marzo
10 Abril
31 Agosto
10 Sept.
31 Oct.
31 Dic.
13.5
11.5
11.5
9.0
9.0
11.5
13.5
- 5.5
- 3.5
- 1.5
+ 1.0
- 1.0
- 3.5
- 5.5
- 3.5
- 1.5
- 1.5
+ 1.0
+ 1.0
- 1.5
- 3.5
En el capitulo 4.1.1 de este estudio se hace un detallado análisis del procedimiento de
corrección de la presión de vapor con adición o retiro de butano.
ENAP corrige la diferencia de presión de vapor para la gasolina de la Región
Metropolitana en el periodo de Septiembre a Abril, considerando solamente las
diferencias de presión de vapor para la Región Metropolitana mediante un
procedimiento similar al descrito en el capítulo 4.1.1.
Este procedimiento calcula el porcentaje de butano que debe ser retirado de la gasolina
para disminuir su presión de vapor. El butano retirado de la gasolina corresponde al
costo de oportunidad que tiene la refinería al dejar de vender butano a precio de
gasolina.
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ENAP calcula la corrección del precio de la gasolina, aplicando el porcentaje de butano
a la diferencia de precio entre el indicador UNL 87 USG wb (gasolina 93 RON) y el UNL
93 USG wb (gasolina 97 RON), y el precio del butano, correspondiente al precio del
“Normal Butane Non LDH” informado para Mont Belvieu.
ENAP aplica esta corrección de RVP de forma mensual, pero de manera progresiva
para amortiguar el alza de precio que se produce al inicio de la temporada de ajuste por
presión de vapor. Para ello calcula la corrección mensual promedio con la información
de precios de un mes determinado dentro del periodo de corrección indicado en el
Cuadro Nº 7.2 anterior. Esta corrección promedio mensual la aplica en el mes siguiente,
pero progresivamente. Durante la primera semana del mes considera solamente un 25%
de la corrección calculada. Para la segunda semana del mes aplica el 50%, para la
tercera semana el 75% y para la cuarta semana del mes el 100% de la corrección.
7.1.2.-
Indicador Kerosén
ENAP emplea para el kerosén el indicador de precio de Platts: JET KERO 54 USGCwb.
Esta cotización diaria de precio corresponde a un kerosén de aviación de calidad grado
54 que cumple con la especificación DEFSTAN 91-91, con 108ºF de punto de
inflamación, con –40ºF de punto de congelación y con un 0.3% de azufre (3000 ppm).
Esta calidad es equivalente a la del kerosén de aviación en Chile, con igual contenido de
azufre y similares puntos de inflamación y congelación.
En el caso del kerosén doméstico, la principal diferencia con el indicador de precio antes
señalado, corresponde al contenido de azufre, el cual es de 500 ppm para el kerosén
doméstico. Para corregir esta diferencia ENAP usa un procedimiento similar al
propuesto que es descrito en el punto 4.1.2 de este informe.
La corrección de precio por contenido de azufre considera una relación lineal entre los
precios del JET 54 de 3000 ppm y la del kerosén de muy bajo contenido de azufre,
ULSK de 15 ppm de azufre. ENAP además considera un recargo de US$ 2.0 cpg por
concepto de costo de mezcla.
7.1.3.-
Indicador Petróleo Diesel
ENAP emplea para el petróleo diesel el indicador de precio del Platts: ULSD USGCwb.
Esta cotización diaria de precio corresponde a un petróleo diesel con un contenido de 14
ppm de azufre, un número de cetano 40, y con 130ºF de punto de inflamación.
ENAP usa este indicador para determinar el precio de paridad del diesel A1 (15 ppm de
azufre y 50 cetano) y del diesel B (50 ppm de azufre y 50 cetano) en Chile. ENAP no
usa corrección para ajustar el indicador por contenido de azufre respecto de los valores
del diesel A1 y B en Chile.
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Para corregir el número de cetano, ENAP usa factores fijos que no dependen del precio
del petróleo diesel. Para el diesel A1, usa un factor que incrementa el precio FOB en
US$ 2.0 centavos por galón (US$ 5.28 por m3) y para el diesel B un factor de US$ 1.5
centavos por galón (US$ 3.96 por m3), pese a que ambas calidades de petróleo diesel
en Chile tienen el mismo número de cetano. Este factor lo usa todo el año y fue
estimado por ENAP a partir de diversas informaciones y fuentes, para representar el
efecto que se pudiera observar en el precio FOB de una importación efectiva, por
concepto del número de cetano y de otras propiedades del diesel.
Este factor es similar al valor US$ 2.35 cpg, calculado en este informe en el capitulo
4.1.3 para corregir el numero de cetano, el cual está basado en el costo del aditivo
agregado para incrementar el número de cetano.
7.1.4.-
Indicador Petróleo Combustible
Para el petróleo combustible ENAP no usa el mercado de la Costa del Golfo para
determinar el precio FOB, sino que usa el indicador de precio N°6 - 3% del mercado de
la Costa Atlántica de EEUU (NY). Esta cotización diaria de precio corresponde a un
petróleo combustible de 3.0% máximo de azufre, con densidad 10.2 API, con 150ºF de
punto de inflamación, con 60ºF de punto de escurrimiento.
Esta calidad es equivalente a la del petróleo combustible en Chile, con similar contenido
de azufre y puntos de inflamación y escurrimiento parecidos.
ENAP usa este indicador porque estima que tiene mayor liquidez que el indicador Nº6 –
3% para igual calidad informado para le USGC. A este respecto se aprecia que el
mercado para petróleo combustible con contenido de azufre mayor a 1%, es mayor en el
USG que el de NY, tal como se indica en los cuadros Nº 3.4 y 4.11 de los capítulos 3.1 y
4.1.4 de este estudio.
7.1.5.-
Indicador Gas Licuado de Petróleo
En el caso del gas licuado, a partir de Abril de este año ENAP dejó de usar el sistema
de cálculo del precio de paridad del gas licuado basado en el abastecimiento desde el
golfo de EEUU, como lo hace para el resto de los combustibles, con el indicador del
precio del propano en Mont Belvieu. Desde esa fecha, ENAP ha comenzado a aplicar un
sistema de cálculo basado en el abastecimiento de gas licuado desde Guinea
Ecuatorial, en la costa occidental de Africa.
Este cambio lo desarrolló para evitar calcular el precio de paridad con el indicador de
precio de Mont Belvieu que en el último año se ha visto afectado por el arbitraje de
precio del propano entre el mercado de USG y el de la costa norte de Europa (NWE).
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Esta diferencia se ha incrementado en el último año debido al excedente de gas licuado
en el mercado de EEUU por la mayor producción de shale gas.
Este nuevo procedimiento de cálculo del precio de paridad del gas licuado considera la
carga del propano en el terminal de Bioko de Guinea Ecuatorial en naves gaseras de 38
mil m3 y su transporte hasta Quintero. Para ello considera un precio FOB en Bioko más
el flete hasta Quintero calculado mediante un polinomio que incluye la tarifa de arriendo
(time charter) de este tamaño de naves, los combustibles (bunker) y los otros gastos del
viaje en esta modalidad.
El problema para este cálculo de precio de paridad radica en que en Guinea Ecuatorial
no hay precio de propano informado por las publicaciones internacionales técnicas como
Platts, Argus o ICIS, por citar algunas. Esto se debe a la pequeña producción de gas
natural y gas licuado que se exporta desde este terminal. La producción actual de
propano disponible para exportación en el terminal de Bioko es de solamente 20 mil bpd
(1.600 ton por día).
En los últimos años, solamente en 2009 se importó en Chile 133 mil ton de propano
desde Guinea Ecuatorial (ver cuadro Nº 2.10), las cuales fueron provistas por los trader
internacionales Pluspetrol y Petredec. Desde entonces no ha habido importaciones de
gas licuado desde Guinea Ecuatorial. Los precios de estas importaciones estuvieron
referidos al precio del propano en Mont Belvieu. Desde Guinea Ecuatorial también se
han recibido importaciones de gas natural licuado a través de traders internacionales,
descargadas en el terminal de GNL en Quintero.
Precio FOB Bioko
Al carecer de un mercado y un precio FOB objetivo en Bioko, Guinea Ecuatorial,
informado por las publicaciones internacionales, ENAP desarrollo un cálculo de precio
FOB basado en un retorno netback (ingreso neto) para el exportador en Guinea.
De acuerdo a este sistema, ENAP calcula cuales serian los ingresos netos que
obtendría el exportador desde Bioko al exportar el propano a mercados de destino
alternativos. Para esto ENAP considero los mercados de la costa norte de Europa
(NWE), del Golfo de EEUU (USG) y del Lejano Oriente, Japón.
De esta forma ENAP calcula cual sería el ingreso neto (netback, NB) en Bioko que el
exportador obtiene al exportar a Rotterdam (NWE), Houston (USG) o Chiba (Japón).
Para estos 3 destinos el ingreso neto del exportador en Bioko corresponde al precio en
el mercado de destino menos el flete del propano desde Bioko a ese mercado, en naves
gaseras de 82 mil m3 de capacidad, tamaño requerido por la infraestructura y logística
de esos mercados.
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Los precios FOB Bioko calculados según esta modalidad netback, se resumen en lo
siguiente según el mercado de destino:
Mercado NWE
NB Bioko
= CIF ARA – Flete Bioko a Rotterdam (82 K)
Mercado USG
NB Bioko
= M.Belvieu – Flete Bioko a Houston (82 k)
Mercado Japón
NB Bioko
= CFR Asia – Flete Bioko a Chiba (82 k)
En la Figura Nº 7.1 se muestra este esquema de precio del propano calculado como el
netback de exportación en Bioko, Guinea Ecuatorial.
Figura Nº 7.1
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Precio Propano – Netback Exportación Bioko, Guinea
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Los fletes para cada destino son calculados con un polinomio similar al que usa la CNE,
con una estructura en función de la tarifa de arriendo de naves gaseras de ese tamaño,
y del precio del bunker.
Precio CFR Quintero
Para establecer el precio FOB que pagaría un importador en Chile para comprar un
cargamento de 38 mil m3 en Bioko, ENAP calcula los precios netback en Bioko para los
3 destinos (NWE, USG y Japón) y usa el mayor, bajo el supuesto que el exportador en
Bioko debería igualar su mejor alternativa de exportación.
A ese precio netback (FOB Bioko) le suma el flete desde Bioko a Quintero en nave de
38 mil m3, calculado por un polinomio de flete similar a los ya comentados, basado en la
tarifa de arriendo (time charter) de una nave de este tamaño, y en el precio del bunker.
El precio CFR del propano en Quintero queda entonces como:
Precio CFR Propano Quintero = NB Bioko + Flete Bioko a Quintero (38k)
Donde:
NB Bioko
= Corresponde al precio netback Bioko más alto entre las tres
alternativas de exportación (NWE, USG y Japón).
Flete Bioko a Quintero (38k) = Corresponde al flete del propano desde Bioko,
Guinea Ecuatorial a Quintero en nave de 38 mil m3.
ENAP calcula el flete desde Bioko a Quintero en naves gaseras de 38 mil m3, que es el
tamaño con que opera el terminal de Bioko, pese a que hace más de 15 años que las
importaciones marítimas efectivas de gas licuado de petróleo en Chile se realizan en
naves de 52 mil m3 o mayores.
En el Cuadro Nº 7.4 se resume el cálculo del precio netback Bioko del propano según el
procedimiento antes detallado.
Para el cálculo del precio CFR en Quintero se usaron los precios promedio durante 2012
del propano en los tres mercados, USG, NWE y Japón. Para el caso de los fletes, estos
se calcularon con polinomios desarrollados para cada ruta y tamaño de nave gasera.
Para calcular los fletes para cada ruta, estos polinomios se evaluaron con los valores
promedio para 2012 de las tarifas de arriendo por tiempo (time charter) y precios de los
bunker.
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Cuadro Nº 7.4
Cálculo Precio Propano - Netback Bioko
El precio promedio del propano netback CIF ARA resulto el más alto, US$ 875.6 por ton,
de los tres mercados. El precio CFR Quintero calculado con este precio netback como
precio FOB Bioko, fue de US$ 985.4 por ton, como promedio para 2012.
En el cuadro además se muestra el precio CFR Quintero calculado desde Houston,
USG, con el precio Mont Belvieu corregido por el arbitraje de este mercado USG con el
mercado NWE, según se recomienda en los capítulos 4.1.5 y 4.2.3 de este informe. El
precio promedio CFR Quintero resulto de US$ 952.5 por ton, incluyendo la tarifa de
terminaling en Houston y el recargo por espera de la nave en Quintero.
Según la modalidad netback, el precio promedio CFR Quintero para el año 2012 con
abastecimiento desde Bioko, Guinea Ecuatorial, resulta superior al precio promedio
calculado desde Houston con un precio Mont Belvieu corregido por arbitraje.
Esta modalidad de cálculo del precio de paridad para el propano adolece de varios
problemas debido a condiciones supuestas que en la práctica no se producen, lo que
hace que el precio netback Bioko así calculado sea teórico, sin una base objetiva.
La logística de los mercados de NWE, USG y Japón opera preferentemente con naves
de tamaño 82 mil m3. La exportación de propano desde Bioko en naves de 82 mil m3 no
se hace en la práctica, debido a que el terminal opera con naves de 38 mil m3 de
capacidad por la infraestructura de almacenamiento y la baja producción de gas licuado
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de petróleo, 20 mil bpd (3.200 m3 día). Un embarque de 82 mil m3 requeriría almacenar
26 días de producción con el evidente riesgo de llenado de la capacidad de
almacenamiento por eventual atraso de la llegada de la nave a cargar. Por esta razón
las exportaciones reales desde Bioko se hacen en naves del tamaño 38 mil m3.
El mercado de NWE y de Japón si reciben importaciones de propano en la práctica. Sin
embargo el mercado de USG es en la actualidad un mercado neto de exportación,
debido al excedente de producción por el shale gas, como se explico en los capítulos
3.1.5 y 4.1.5. En este mercado no se realizan importaciones de propano. Considerar un
precio FOB Bioko calculado como netback de una exportación al USG es solo un
ejercicio teórico.
Un precio FOB calculado bajo esta modalidad netback no cumple con las condiciones
esenciales que debe tener el precio en el mercado considerado como referencia, el cual
debe cumplir con la condición de disponibilidad de volúmenes para exportación. El
precio además debe tener gran liquidez, profundidad, transparencia, condiciones que
son fundamentales para poder usar un mercado como origen del producto en condición
FOB para el cálculo de los precios de paridad.
Además de lo anterior, cabe mencionar que el gas licuado de petróleo con origen en
Guinea Ecuatorial paga en Chile el arancel completo de 6% sobre el valor CIF, puesto
que Chile no tiene convenio de libre comercio con ese país que permita que las
importaciones desde ese origen tengan descuento en el arancel aduanero. Este ítem es
relevante, puesto que el gas licuado de petróleo proveniente de EEUU tiene 100% de
descuento del arancel aduanero de acuerdo al tratado de libre comercio de Chile con
EEUU.
Para los niveles de precio de la importación desde Bioko, Guinea Ecuatorial, calculados
con los precios promedio de 2012 que se muestran en el cuadro Nº 7.4 anterior, para el
precio CFR Quintero de US$ 985.4 por ton correspondiente al precio netback Bioko, el
precio CIF equivale a US$ 990,3 por ton (985,4 + 0.5% por seguro).
El arancel de aduana de 6% para este precio es de US$ 59.4 por ton. Esta diferencia
hace impracticable del punto de vista económico una importación de gas licuado de
petróleo desde Guinea Ecuatorial.
Recargo por Almacenamiento y Entrega (Terminaling)
El cálculo del precio netback Bioko detallado anteriormente corresponde a un precio
FOB, el cual ya incluye el costo de almacenar, enfriar y cargar el producto a bordo de la
nave en el terminal. Por esta razón no ENAP no incluye en el cálculo una tarifa de
“terminaling” en el procedimiento de cálculo.
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7.2.-
Cálculo Transporte Marítimo
Para el cálculo del flete marítimo desde el mercado de la Costa del Golfo de EEUU a
Quintero, ENAP usa un procedimiento muy similar al que emplea la CNE y que esta
descrito en detalle en el capítulo 4.2 de este informe.
ENAP usa rutas de mercado de fletes informadas por Platts, similares a las que usa la
CNE para los productos limpios y sucios, y aplicadas sobre los fletes del sistema
Worldscale. En el caso del gas licuado, ENAP usa una modalidad similar a la que aplica
la CNE, basada en el cálculo del flete mediante un polinomio en función de la tarifa de
arriendo de una nave gasera más el consumo de combustibles y gastos de puerto de la
nave.
Para los productos limpios y sucios ENAP usa Corpus Christi, el mismo puerto de origen
que usa CNE, pero ENAP usa un recargo fijo de 15% por posicionamiento de la nave.
Este recargo lo ha usado ENAP por muchos años, desde que implemento en forma
regular el procedimiento de cálculo de precios de paridad. Este recargo de 15% está
basado en una apreciación del efecto del nivel de fletes en la tarifa que se obtiene para
fletes de la costa del Golfo de EEUU a Chile.
7.2.1.-
Gasolinas, Kerosén y Petróleo Diesel
1.- Indicador del Flete
Para el caso de las gasolinas, kerosén y petróleo diesel, ENAP usa las cotizaciones
diarias informadas por el Platts para los fletes transados en base WS para las rutas del
UK y Continente en el norte de Europa, a la costa este de EEUU (UKC – USAC) para
naves de productos limpios de 37.000 ton de carga. Anteriormente ENAP usaba la ruta
del Caribe a la costa este de EEUU (Caribs – USAC) para naves de productos limpios
de 37.000 ton de carga.
ENAP cambio la ruta para calcular el flete de la Caribs – USAC a la ruta UKC – USAC,
pues estimo que la liquidez de esta última era mayor que la de la ruta anterior. A este
respecto en los cuadros Nº 4.14 y 6.3 de los capítulos 4.2.1 y 6.2.1 de este estudio, se
muestra la liquidez de estas rutas. Se observa que el año pasado, la ruta Caribs –
USAC tuvo un movimiento de 6.6 millones m3 equivalentes a 131 embarques (cuadro Nº
4.14), en tanto que la ruta UKC – USAC tuvo un movimiento mucho mayor de 27.5
millones m3 equivalentes a 550 embarques (cuadro Nº 6.2.1).
A este respecto, la ruta USG – Caribs/UKCM recomendada por SCG Consultoría para
calcular el flete de estos combustibles, tiene una liquidez aun mayor que la ruta UKC –
USAC. En 2012, en la ruta USG – Caribs/UKCM se transportaron 35.4 millones m3
equivalentes a 708 embarques (cuadros Nº 4.14).
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2.- Tamaño de los Embarques
ENAP usa un valor de 40.000 ton para la capacidad de carga de las naves que
transportan estos combustibles. Este valor es igual al usado por la CNE y refleja bien la
capacidad de las naves que físicamente han traído importaciones a Chile en los últimos
años.
3.- Tamaño de las Naves
ENAP usa un valor de 24.800 ton para el registro del Canal de Panamá, como una
medida del tamaño de las naves. Este valor es el mismo usado por la CNE y refleja bien
el tonelaje de registro del Canal de Panamá de las naves que físicamente han traído
importaciones a Chile en los últimos años.
4.- Flete según Modalidad de Contratación
ENAP usa la modalidad ocasional por viaje referido a valor WS de mercado, aplicado a
las tarifas base desde el puerto de origen Corpus Christi en la costa del Golfo de EEUU,
hasta Quintero. Este es el mismo puerto de origen usado por la CNE con la misma tarifa
base para 2013 de US$ 21.33 por tonelada.
5.- Duración del Viaje
Depende del origen del combustible, pero en esta modalidad no tiene incidencia directa,
puesto que la duración del viaje está incluida en el valor base de la tarifa WS para la
referida ruta, y respecto de la cual se usa el indicador de flete.
6.- Costo de Peaje del Canal de Panamá
ENAP usa un tonelaje de registro de 24.800 ton para calcular la tarifa de cruce del Canal
de Panamá.
7.- Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la
descarga, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa
WS para la referida ruta, por lo que ENAP no los incluye en el cálculo del flete.
8.- Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Al usar los valores de flete de la ruta UKC-USAC para representar el costo de flete
desde el Golfo de EEUU a Chile, debe usarse un recargo por sacar de posición a la
nave, es decir un premio que el armador requiere por dejar de transportar en el mercado
del Caribe, Golfo de EEUU y EEUUC.
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Como ya se señaló, ENAP usa un recargo fijo de 15% sobre el nivel del flete de
mercado WS, informado por la ruta UKC-USAC.
7.2.2.-
Petróleo Combustible
1.- Indicador del Flete
Para el caso del petróleo combustible, ENAP usa las cotizaciones diarias informadas por
el Platts para los fletes transados en base WS para las rutas del Caribe a la costa
Atlántica de EEUU (Caribs – USAC) para naves de productos sucios de 50.000 ton de
carga. Esta es similar a la ruta Caribean – USG para naves de 50.000 ton de carga, que
usa la CNE para el cálculo del flete del petróleo combustible.
La ruta Caribean – USG tiene una altísima liquidez, la cual se muestra en el cuadro Nº
4.16 del capítulo 4.2.2 de este estudio. El año pasado esta ruta incluyo un volumen
transportado de 67.8 millones m3, equivalentes a 1374 embarques. Este movimiento es
muy superior al de la ruta Caribs – USAC, ya que incluye el transporte de petróleo
combustible destinado a las refinerías del USG.
2.- Tamaño de los Embarques
ENAP usa un valor de 50.000 ton para la capacidad de carga de las naves que
transportan este combustible. Este valor es similar al usado por la CNE y refleja bien la
capacidad máxima de las naves de tamaño panamax que físicamente han traído
importaciones a Chile en los últimos años.
3.- Tamaño de las Naves
ENAP usa un valor de 30.000 ton para el registro del Canal de Panamá, como una
medida del tamaño de las naves. Este valor es similar al usado por la CNE y refleja bien
el tonelaje de registro del Canal de Panamá de las naves que físicamente han traído
importaciones a Chile en los últimos años.
4.- Flete según Modalidad de Contratación
Al igual que para los productos limpios, ENAP usa la modalidad ocasional por viaje
referido a valor WS de mercado, aplicado a las tarifas base desde el puerto de origen
Corpus Christi en la costa del Golfo de EEUU, hasta Quintero. Este es el mismo puerto
de origen usado por la CNE con la misma tarifa base para 2013 de US$ 21.33 por
tonelada.
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5.- Duración del Viaje
Depende del origen del combustible, pero en esta modalidad no tiene incidencia directa,
puesto que la duración del viaje está incluida en el valor base de la tarifa WS para la
referida ruta, y respecto de la cual se usa el indicador de flete.
6.- Costo de Peaje del Canal de Panamá
ENAP usa un tonelaje de registro de 30.000 ton para calcular la tarifa de cruce del Canal
de Panamá.
7.- Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación.
De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la
descarga, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa
WS para la referida ruta, por lo que ENAP no los incluye en el cálculo del flete.
8.- Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Al igual que para los fletes de productos limpios, al usar los valores de flete de la ruta
Caribs-USAC para productos sucios, para representar el costo de flete desde el Golfo
de EEUU o desde el Caribe a Chile, ENAP usa un recargo por sacar de posición a la
nave, es decir un premio que el armador requiere por dejar de transportar en el mercado
del Caribe, Golfo de EEUU y USAC.
Al igual que para los productos limpios, ENAP usa un recargo fijo de 15% sobre el nivel
del flete de mercado WS.
7.2.3.-
Gas Licuado de Petróleo
Como ya se explico en el capitulo 7.1.5 anterior, ENAP calcula el precio de paridad para
el gas licuado desde Bioko, Guinea Ecuatorial, en naves gaseras de 38 mil m3.
Al igual que la CNE, para calcular el flete ENAP usa un procedimiento de cálculo que
simula el costo del viaje con la nave en modalidad de arriendo por tiempo (time charter)
desde el puerto de origen al de destino, incluyendo el arriendo de la nave, los gastos de
puerto, el consumo de bunker de la nave, los gastos de cruce de canales y un
coeficiente de mercado. El cálculo del flete se simula mediante un polinomio que
relaciona los tipos de costos antes indicados, para el viaje desde el puerto de origen,
Bioko, hasta Quintero.
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1.- Indicador del Flete
Para determinar el valor del arriendo de la nave, ENAP usa las cotizaciones mensuales
informadas por el Shipping Intelligence Weekly, para los fletes transados en modalidad
time charter, para tamaño de naves de 38.000 m3.
2.- Tamaño de los Embarques
ENAP usa un valor de 38.000 m3 para el tamaño del embarque. Este tamaño de naves
corresponde a las naves que operan en el terminal de Bioko, pero no es consistente con
las importaciones de gas licuado de petróleo que en los últimos años se han realizado
en naves con cargamentos de 50.000 a 55.000 m3 de acuerdo a las características del
terminal marítimo de gas licuado refrigerado en Quintero de GASMAR.
3.- Tamaño de las Naves
ENAP usa un valor de 23.000 ton para el registro, correspondiente a naves de 38 mil
m3, mediante el cual se fija el tamaño de la nave para el cálculo de las tarifas de cruce
de canales.
4.- Flete según modalidad de contratación
ENAP usa un polinomio similar al que aplica la CNE para el cálculo del flete del gas
licuado de petróleo. El polinomio es del tipo siguiente:
Flete US$/ton = TCH + CCB + GVU
Donde:
A1
TCHSIW38
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TCH
CCB
GVU
= Costo del arriendo para naves de 38 mil m3
= Costo consumo combustibles para nave de 38 mil m3.
= Gastos varios Unitarios
TCH
= A1 * TCHSIW38, donde
corresponde a una constante para el viaje que refleja la duración desde
Bioko, Guinea Ecuatorial, hasta Quintero, y el tamaño del cargamento.
Corresponde a la tarifa de time charter para naves de 38 mil m3,
indicadas en la publicación Shipping Intelligence Weekly (SIW).
CCB
= Corresponde al costo del consumo de bunker de la nave
GVU
= Según indicado en punto 7 siguiente
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5.- Duración del viaje
Depende del origen del gas licuado de petróleo. ENAP usa Bioko, Guinea Ecuatorial
como origen de este combustible. La duración del viaje completo ida y vuelta es de 40
días aproximadamente.
6.- Costo de peaje de Canales.
La ruta desde Africa a Quintero no pasa por el Canal de Panamá, pero si cruza por el
Estrecho de Magallanes por lo que debe incluirse el costo del practicaje de la nave al
realizar este cruce. El costo del cruce ida y vuelta para una nave de este tamaño es de
alrededor de US$ 50 mil.
7.- Otros gastos no incluidos según modalidad de contratación
De acuerdo a la modalidad de cálculo del polinomio, los gastos de puerto y consumo de
bunker de la nave se calculan de acuerdo a la estadía de la nave en los puertos de
carga y descarga y a los consumos específicos de bunker de la nave, para la referida
ruta, Bioko a Quintero.
El valor CCB refleja los gastos de combustible de la nave (IFO-380 más MDO).
CCB
= Cifo * P-IFO380 + Cmdo * P-MDO
donde
Cifo
corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker IFO-380 de la nave gasera en el viaje ida y vuelta a Quintero.
P-IFO380
corresponde al precio del IFO-380 informado en Quintero. En Bioko no
hay entrega de bunker.
Cmdo
corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker MDO de la nave gasera en el viaje ida y vuelta a Quintero.
P-MDO
corresponde al precio del MDO informado en Quintero
El valor constante (GVU) refleja los gastos de puerto de la nave en Bioko y Quintero,
más la tarifa de faros y balizas de la nave en Chile.
8.- Recargo en el Indicador de Flete según Origen
(costo de posicionamiento)
Para el caso del flete del gas licuado de petróleo, el recargo por posicionamiento de la
nave se incluye al fijar la duración del viaje, el cual debería incluir la navegación de la
nave hasta el puerto de origen de la carga (viaje en lastre).
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9.- Terminaling en Quintero.
ENAP considera en el cálculo del precio de paridad una tarifa de terminaling en Quintero
que incluye la descarga y almacenamiento del gas licuado refrigerado.
El terminal de recepción de gas licuado refrigerado en Quintero es de propiedad de
GASMAR, el cual junto con el terminal de Abastible en Lenga, San Vicente, son los
únicos que permiten en la zona central del país, descargar gas licuado refrigerado y
almacenarlo refrigerado. La descarga del gas que trae la nave a presión atmosférica y a
una temperatura a bordo de -45°C, se realiza a la misma temperatura sin necesidad de
calentarlo. Esto hace que la descarga sea mucho más rápida que recibir el gas a
presión y temperatura ambiente (estanques a presión) que es como se almacena el gas
en la refinería y terminales de almacenamiento en Concón y Maipú de ENAP.
La tarifa considerada por estos servicios es de US$ 54 por ton.
7.3.-
Otros Costos hasta el arribo del combustible a Chile.
Mermas del producto en tránsito,
ENAP usa los mismos valores que usa la CNE para representar las mermas del
producto en tránsito, los cuales corresponden a valores que son usados
internacionalmente por la industria petrolera.
Costo del Seguro Marítimo del Combustible
ENAP usa un valor único de 0,5% para el cálculo del seguro marítimo del transporte de
estos combustibles.
Costo carta de crédito.
ENAP no incluye este costo pues realiza todas sus importaciones sin esta exigencia,
pues ENAP solamente opera con proveedores que no exigen carta de crédito.
Costos financieros
En este ítem ENAP en los últimos años, incluye el costo financiero asociado a los
instrumentos disponibles en el mercado financiero internacional para protección
respecto de la variación de precio del petróleo crudo y de los productos. Estos
instrumentos corresponden a opciones y swaps (intercambio) de precio, los cuales
operan compensando la variación entre el precio ocasional y el precio promedio
calculado en un periodo de tiempo para el petróleo crudo o producto.
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De acuerdo al cálculo de ENAP, este costo representa entre un 0.2 y 0.4% del valor CIF
del producto.
7.4.-
Otros Costos en Chile.
Derechos de Aduana según origen,
De acuerdo al acuerdo bilateral de libre comercio que ha firmado Chile con el NAFTA,
los precios de paridad calculados desde EEUU tienen un 100% de descuento del
arancel, por lo que no pagan derechos de aduana.
Costos Fijos de Descarga del producto,
ENAP usa un valor fijo de US$ 2.0 por m3 para representar los costos de descarga del
combustible más su almacenamiento en el terminal.
Costos Poliducto de Quintero a Concon
ENAP incluye en el precio de paridad el costo del poliducto que transporta el
combustible desde Quintero a Concón. Para esto usa la tarifa vigente que SONACOL
cobra por el uso del poliducto. ENAP incluye este costo pues el precio de paridad lo
calcula hasta Concón, para igualar la condición de venta que tienen los combustibles
producidos en su refinería.
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8.-
Análisis del Cálculo del Precio de Paridad de GASMAR
En este capítulo se analiza el procedimiento mediante el cual GASMAR calcula el Precio
de Paridad de Importación del Propano desde el mercado de EEUU.
Gasmar es una empresa dedicada a la compra, venta, transporte y almacenamiento
mayorista de graneles líquidos y gases licuables. Para ello dispone de un terminal de
embarque, desembarque y almacenamiento de gases licuados refrigerados en Quintero.
Los socios de GASMAR son Gasco con 51%, Abastible con 29% y Ultragas con 20%.
A diferencia de COPEC, SHELL (ENEX), PETROBRAS y TERPEL, GASMAR no es
distribuidor final de combustible, como GASCO, LIPIGAS o ABASTIBLE
GASMAR desarrolla tres líneas de negocios:
- Comercialización de gas licuado de petróleo a empresas distribuidoras mayoristas en
Chile. Para ello importa, descarga, almacena y distribuye el gas licuado de petróleo a las
instalaciones de sus clientes.
- Servicios de Terminal, mediante los cuales le presta a ENAP servicios de descarga y
carga de buques, almacenamiento y despacho de propano y butano con que ENAP
abastece por vía marítima las demandas de sus clientes de la zona central de Chile.
- Respaldo al Sistema de Gas Natural, para lo cual GASMAR almacena volúmenes de
propano de acuerdo al contrato de respaldo firmado con METROGAS para el
abastecimiento de sus plantas de propano-aire en Santiago.
GASMAR constituye para sus clientes distribuidores, una alternativa complementaria al
abastecimiento de gas licuado de petróleo que realiza ENAP con su producción. Por
esto el objetivo de GASMAR es importar gas licuado de petróleo a un precio idealmente
inferior al que ENAP cobra por su producción, valorizada al precio de paridad de
importación. De esta forma puede ser una alternativa atractiva para sus clientes
distribuidores de gas licuado de petróleo.
8.1.-
Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
Hasta el año 2009, las importaciones de gas licuado de petróleo por vía marítima las
realizaban ENAP y GASMAR en mayor proporción. A partir de 2010 la totalidad de las
importaciones por esta vía las ha realizado GASMAR, ya que ENAP no cuenta con
instalaciones de recepción y almacenamiento refrigerado de gas licuado de petróleo (ver
cuadro Nº 2.12).
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Las importaciones de gas licuado de petróleo por vía marítima provinieron
principalmente desde Argentina hasta el año 2009. A partir del año 1010, las
importaciones de gas licuado de petróleo desde EEUU comenzaron a aumentar hasta
que el año 2011 y 2012 la totalidad de ellas provinieron desde este origen.
Junto con lo anterior, el tamaño de los embarques aumento desde el rango de 50 mil m3
hasta embarques de 80 mil m3. Esto se debió a requerimientos de los terminales de
carga en el USG que aumentaron el tamaño mínimo de los lotes de carga con el objeto
de optimizar la infraestructura y logística existente. De esta forma se pretendía
maximizar las exportaciones ante el excedente de gas licuado de petróleo proveniente
del shale gas.
La capacidad de almacenamiento del terminal de GASMAR alcanzo en 2006 a un total
de 85 mil m3 con la construcción de un cuarto estanque de 35 mil m3, que incremento la
existente de entonces de 50 mil m3 (2 estanques de 20 mil m3 c/u más 1 estanque de
10 mil m3). Posteriormente en 2009 el muelle de OXIQUIM en Quintero que usa
GASMAR para la descarga del gas licuado, fue ampliado para poder recibir naves de 80
mil m3 de capacidad.
Como se indico anteriormente, en 2011 y 2012 GASMAR realizo todas las
importaciones desde EEUU. Todas estas importaciones fueron en naves del rango 82
mil m3 de capacidad.
Como consecuencia del incremento del arbitraje de precio entre Mont Belvieu (USG) y
ARA (NWE), GASMAR en 2012 comenzó a comprar el propano en el Golfo de EEUU,
cargando en Houston, pero con el precio referido al indicador CIF ARA del mercado de
NWE. De esta forma relaciona el precio directamente con el indicador CIF ARA,
respecto del cual se calcula el arbitraje con el precio de Mont Belvieu. En la práctica
comercial del mercado internacional, los traders internacionales ofrecen regularmente
esta alternativa de comprar el combustible en un mercado, pero con un precio referido a
otro mercado. El trader internacional cubre el riesgo por las diferencias de precio entre
los indicadores de cada mercado, mediante los instrumentos disponibles en los
mercados de futuro y de swaps de precios.
En cuanto al periodo para fijar el precio, usa el promedio de los valores de las
cotizaciones de precio del indicador durante el mes completo en el cual se realiza la
carga de la nave, para el caso del mercado de ARA.
En la figura Nº 8.1 se muestra el diagrama del arbitraje de precios del propano entre las
cotizaciones de Mont Belvieu (Houston) del mercado de la costa del Golfo de EEUU
(USGC) y la cotización de ARA (Rotterdam) del mercado del norte de Europa (NWE).
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Figura Nº 8.1
Arbitraje Precio Propano USG - ARA
El precio CFR pagado por GASMAR al trader internacional por las importaciones desde
el mercado del USG, queda entonces formulado como:
Precio CFR Qtro. = CIF ARA + Recargo
Donde:
CIF ARA
= Precio Propano para embarques que entran al mercado NWE.
GASMAR usa los precios publicados por Argus.
Recargo
= Diferencial de precio que incluye la tarifa de terminaling en
Houston, más el flete desde Houston a Quintero en naves del
tamaño 82 mil m3.
Este precio CFR Quintero también puede relacionarse con el precio en Mont Belvieu de
la siguiente forma:
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Precio CFR Qtro. = M.Belvieu + Arb + Term + Flete Hou-Qtro (82 k)
Donde:
M.Belvieu
= Precio Propano M.Belvieu Non LDH.
Gasmar usa los precios publicados por Argus.
Term
= Tarifa de terminaling en Houston
Arb
= Arbitraje de precio del propano entre USG y NWE, calculado
como la diferencia de precio entre el propano Mont Belvieu
(USG) y el propano CIF ARA (NWE). Este arbitraje se explica
con detalle en el capitulo 4.1.5 de este informe.
Flete Hou-Qtro (82 k)
= Flete de Houston a Quintero en naves de 82 mil m3
de capacidad, calculado mediante un polinomio.
De acuerdo a la información de GASMAR, el precio CFR calculado con el precio referido
a Mont Belvieu, más los recargos señalados en la fórmula anterior y un flete de Houston
a Quintero en naves de 82 mil m3, calculado mediante un polinomio, que se detalla en el
punto 8.2 siguiente, tiene una muy buena correlación con los precios efectivos pagados
por GASMAR por las importaciones de gas licuado de petróleo del año 2012 referidas al
indicador de precio del propano CIF ARA.
8.2.-
Cálculo Transporte Marítimo
8.2.1
Polinomio de Flete Marítimo
Para el cálculo del flete desde Houston a Quintero, GASMAR usa un polinomio similar al
detallado en el capitulo 4.2.3 de este estudio. El polinomio tiene la siguiente forma:
Flete Houston – Quintero = TCH + CCB + GVU
Donde:
TCH
= Costo del arriendo para naves de 82 mil m3
CCB
= Costo consumo combustibles para nave de 82 mil m3.
GVU
= Otros gastos de la nave
Los términos del polinomio de flete se calculan de la siguiente forma:
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TCH
= A1 * TCH82
donde
A1
TCH82
corresponde a una constante para el viaje Houston a Quintero que
refleja la duración de éste y el tamaño del cargamento.
Corresponde a la tarifa de time charter para naves de 82 mil m3.
GASMAR usa las tarifas indicadas en la publicación de Clarckson.
De acuerdo a la modalidad de cálculo del polinomio, el consumo de bunker de la nave
se calcula de acuerdo a la duración del viaje, de la estadía de la nave en los puertos de
carga y descarga, y a los consumos específicos de bunker de la nave, para la ruta
Houston a Quintero.
CCB
= Cifo * P-IFO380 + Cmdo * P-MDO
donde
Cifo = corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker IFO-380 de la nave gasera en el viaje ida y vuelta de Houston
a Quintero.
P-IFO380 = corresponde al precio del IFO-380 informado en Houston. GASMAR usa
los precios informados por Platts.
Cmdo = corresponde a una constante para el viaje que refleja el consumo total
de bunker MDO de la nave gasera en el viaje ida y vuelta de Houston a
Quintero.
P-MDO = corresponde al precio del MDO informado en Houston. GASMAR usa
los precios informados por Platts.
Según el cálculo del polinomio, el término GVU es una constante que incluye los
gastos de puerto por la estadía de la nave en los puertos de Houston y Quintero, y la
tarifa de faros y balizas de la nave en Chile.
En este polinomio no hay un término que represente el costo de cruce del Canal de
Panamá, debido a que estas naves gaseras de 82 mil m3 no pueden cruzar el canal por
su tamaño que excede los máximos permitidos. La ruta hasta Quintero pasa por el
Estrecho de Magallanes, por lo cual en este ítem del polinomio se incluyen también los
gastos de cruce ida y vuelta del Estrecho de Magallanes, los cuales para una nave de
este tamaño son del orden de $ 93 mil.
A continuación se analizan otros parámetros que usa GASMAR para calcular los precios
de paridad de importación del propano con origen en el mercado de EEUU.
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8.3.-
Otros Costos hasta el arribo del Gas Licuado de Petróleo a Chile.
Mermas del Gas Licuado en tránsito,
GASMAR usa el mismo valor que usa la CNE para representar las mermas del gas
licuado de petróleo en tránsito durante el flete marítimo, esto es un 0.5% del valor CIF
Quintero.
Costo del Seguro Marítimo del Gas Licuado de Petróleo
GASMAR usa un valor de 0,5% del valor CFR Quintero para el cálculo del seguro
marítimo del transporte del gas licuado de petróleo, que es superior a la tasa de 0.29%
recomendada por SCG Consultoría para el gas licuado de petróleo en este informe.
Costo Cobertura Riesgo de Precio
GASMAR compra el gas licuado de petróleo importado a precios referidos a indicadores
tales como Mont Belvieu o a CIF ARA, con los cuales se fija el precio FOB del propano
en el puerto de carga. Estos indicadores de precio presentan altos niveles de volatilidad
y GASMAR está expuesta a la variación de precio de estos indicadores en el periodo
que media entre la compra del producto y la venta de este en Chile.
Con el objeto de de cubrir estos riesgos de precio, GASMAR aplica un programa de co­
berturas mediante instrumentos derivados financieros. Estas operaciones las desarrolla
GASMAR con diversas contrapartes, que incluyen compañías petroleras, traders inter­
nacionales y bancos comerciales. Estos instrumentos cubren los riesgos de variación de
precios entre el momento de la compra y de la venta del gas licuado de petróleo, ambas
indexadas a Mont Belvieu. De esta manera GASMAR logra mantener razonablemente
estable el margen de comercialización del gas licuado de petróleo, no obstante los cam­
bios de precio observados en el mercado internacional.
8.4.-
Otros Costos en Chile.
Derechos de Aduana según origen
De acuerdo al acuerdo bilateral de libre comercio que ha firmado Chile con el NAFTA,
los precios de paridad calculados desde EEUU tienen un 100% de descuento del
arancel, por lo que no pagan derechos de aduana.
Costos Fijos de Descarga del Gas Licuado de Petróleo
GASMAR incluye en el cálculo del precio de paridad una tarifa de terminaling en
Quintero que incluye la descarga y almacenamiento del gas licuado refrigerado.
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GASMAR recibe sus importaciones de gas licuado de petróleo en su terminal de
recepción en Quintero, el cual le permite recibir gas licuado refrigerado y almacenarlo
refrigerado. La descarga del gas que trae la nave a presión atmosférica y a una
temperatura a bordo de -45°C, se realiza a la misma temperatura sin necesidad de
calentarlo. Esto hace que la descarga sea mucho más rápida que recibir el gas a
presión y temperatura ambiente (estanques a presión) que es como se almacena este
combustible en la refinería y terminales de almacenamiento en Concón y Maipú de
ENAP. La tarifa considerada por estos servicios es de US$ 54 por ton.
Costo Espera Nave para Descarga en Quintero
Las importaciones efectivas de gas licuado de GASMAR en los últimos años se han
realizado en cargamentos del rango de 82 mil m3.
La recepción de naves de 82 mil m3 de capacidad, similar a la capacidad total de
almacenamiento de GASMAR, produce esperas para la descarga de las naves, puesto
que los stocks de seguridad disminuyen la capacidad disponible para la recepción de los
cargamentos.
Esta espera constituye un mayor costo en el precio de paridad de importación respecto
del cálculo en naves de 52 mil m3 de capacidad. La duración de la espera está
relacionada con el exceso de volumen recibido en cargamentos de 82 mil m3, respecto
al de 52 mil m3, y con el promedio de consumo diario de gas licuado de petróleo
proveniente de las importaciones vía marítima durante el periodo de importaciones que
dura en promedio desde Marzo-Abril hasta Noviembre.
Como se estableció en el capítulo 4.2.3 de este estudio, la espera de la nave de 82 mil
m3 se puede estimar en 8 días, con un costo que depende de la tarifa de arriendo de la
nave gasera. Las esperas efectivas reales serán de duración en torno a 8 días, pues
dependerán de la fecha efectiva de arribo de la nave y de los consumos reales de gas
licuado de petróleo que se produzcan en el periodo en que arriba la nave a Quintero.
En este caso de espera que se produce en forma sistemática por la capacidad de
almacenamiento del terminal de GASMAR en Quintero que impide descargar la nave
dentro de los tiempos normales de operación de una nave de 82 mil m3, el costo de la
nave por la espera corresponde a la justificación económica para ampliar la capacidad
de almacenamiento del terminal.
A este respecto, GASMAR ya tomó la decisión de ampliación del terminal y ha iniciado
el proyecto de construcción de un nuevo estanque de almacenamiento de 60 mil m3 que
está programado para entrar en operación en 2014.
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9.-
Análisis del Cálculo del Precio de Paridad de COPEC
En este capítulo se analiza el procedimiento mediante el cual COPEC calcula los
precios de paridad de importación de los combustibles desde el mercado de EEUU.
COPEC es el principal distribuidor de combustibles en Chile con un 57% de
participación de mercado. En el año 2012 distribuyo un total de 9.3 millones m3 de
combustibles, de los cuales un 62% correspondió a petróleo diesel y un 21% a
gasolinas. Del total de ventas, el 57% correspondió a ventas industriales y el 43%
restante a ventas mediante la red de concesionarios.
9.1.-
Abastecimiento de Combustibles de Copec
COPEC se abastece con productos suministrados por ENAP y mediante importaciones
de combustibles que realiza directamente. En la figura Nº 9.1 se muestra la evolución de
la composición del abastecimiento de COPEC, en cuanto a compra nacional a ENAP y a
las importaciones directas.
Figura Nº 9.1
Abastecimiento Combustibles COPEC
Fuente : COPEC
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Del cuadro se observa que COPEC hasta el año 2006 se abastecía principalmente de
combustibles que compraba a ENAP y realizaba importaciones directas esporádicas con
totales anuales en torno a los 600 mil m3 que representaban el 10% del abastecimiento
total.
En 2007 se produjo un fuerte aumento de la demanda de petróleo diesel, cuando el
consumo nacional de este combustible subió de 6.2 millones m3 en 2006 a 9.5 millones
m3 en 2007, debido a la crisis del abastecimiento de gas natural desde Argentina. El
petróleo diesel destinado a generación eléctrica subió de 0.6 millones m3 en 2006 a 2.8
millones m3 en 2007.
Desde hace más de 15 años que ENAP no es capaz de abastecer todo el petróleo
diesel requerido por el consumo nacional. La producción de petróleo diesel de ENAP en
2007 alcanzó solamente a 3.8 millones m3 (40% de la demanda), por lo que tenía que
importar un gran volumen de combustible para suplir el déficit. De esta manera el
abastecimiento de ENAP a las compañías distribuidoras estaba formado por producción
propia de ENAP mas importaciones que ENAP hacia para completar el combustible
comprometido en los contratos de abastecimiento.
COPEC tenía una alta participación del mercado de petróleo diesel para clientes
industriales, generadoras de electricidad y compañías mineras. Con el objeto de
garantizar a estos clientes el abastecimiento oportuno, COPEC decidió importar
directamente la mayor parte del suministro de petróleo diesel que ENAP no era capaz
de hacerlo con producción propia. De esta forma COPEC asumió el riesgo de la
programación del abastecimiento de combustible desde el extranjero y el riesgo del
precio de compra en relación al precio de paridad de importación calculado por ENAP
para determinar el precio del combustible suministrado a COPEC.
COPEC aumento sus importaciones directas de combustibles a 0.7 millones m3 en 2006
a 3.0 millones m3 en 2007, incremento que correspondió principalmente a mayores
importaciones de petróleo diesel destinado al suministro de los clientes de generación
eléctrica.
Este gran déficit de petróleo diesel se mantuvo en 2008 y disminuyo un poco en 2009.
COPEC mantuvo altos sus niveles de importación directa pues se dio cuenta que al
importar mayores volúmenes de combustible de manera programada, podía obtener de
los proveedores en el mercado internacional, precios inferiores a los precios de paridad
de importación que calcula ENAP para determinar el precio de venta de sus productos.
COPEC se beneficia con esta diferencia de precios, en tanto sea capaz de comprar en
el mercado internacional en mejores condiciones que las que pueda lograr ENAP al
importar directamente la parte del abastecimiento de COPEC que ENAP no puede
suministrar con producción propia.
De esta forma en 2011, las importaciones directas de COPEC fueron de 5.0 millones
m3, superando a las compras de producto nacional a ENAP. Esta situación se ha
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mantenido en 2012 y se vislumbra que aumentara en el futuro, pues la brecha seguirá
aumentando entre la demanda nacional de combustibles y la producción de ENAP.
La estrategia de importación directa de los combustibles que ENAP no es capaz de
producir, fue acompañada de un plan de mejora y aumento de la capacidad de
recepción y almacenamiento de combustibles. De esta manera COPEC dispondría de
una logística apropiada para la recepción de sus importaciones directas de productos.
En el año 2006 inicio sus operaciones el terminal de recepción y almacenamiento de
Quintero, destinado a la recepción de combustible para la zona central de Chile, y en
2007 el nuevo terminal de Mejillones, destinado a optimizar el abastecimiento a
compañías de generación eléctrica y mineras.
Con estos dos nuevos terminales marítimos COPEC mejoró las condiciones de
recepción de sus importaciones, con lo cual ha podido desarrollar una mejor
coordinación con el abastecimiento nacional de ENAP y optimizar el costo final de sus
importaciones de combustibles.
En el cuadro Nº 9.1 se muestran las ventas de COPEC y las importaciones directas de
combustibles durante el año 2012. Se aprecia que el petróleo diesel y el kerosén son los
combustibles con mayor participación de producto importado.
Cuadro Nº 9.1
Ventas e Importaciones Combustibles COPEC - 2012
Combustible
Gasolinas
Kerosén Aviación
Diesel
Petróleo Combustible
Ventas
1.953
744
5.766
837
Import
40
445
3.673
213
% Total
2
60
64
25
Fuente = Ventas e Importaciones en miles m3
Información Servicio Nacional de Aduana Chile y COPEC
En el caso del petróleo diesel, se trata del combustible de mayor demanda en el país y
que ENAP abastece en menor proporción con su producción nacional. COPEC además
para este combustible tiene una participación mayor que su participación promedio de
mercado de 57%.
En el caso del kerosén, COPEC importa solamente kerosén de aviación, con el objetivo
de optimizar su estrategia de suministro a las compañías de aviación comercial.
Para el petróleo combustible, COPEC importa directamente las cantidades
correspondientes al abastecimiento para sus ventas de bunker para naves, el cual tiene
una condición de exportación que no está gravado con impuestos nacionales.
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En este negocio de exportación además, el precio de venta debe estar relacionado con
las cotizaciones de bunker en otros puertos de la costa oeste de Sudamérica y del
Canal de Panamá, de manera que el abastecimiento en Chile sea una alternativa
atractiva para las naves del tráfico internacional.
Hasta el año 2010, COPEC se abastecía en un 100% de ENAP, pues el precio que
ENAP fijaba para el petróleo combustible destinado a ventas de bunker para naves,
estaba relacionado al precio del bunker en el Canal ce Panamá.
En el año 2011 ENAP dejo de relacionar el precio del petróleo combustible para bunker
con el precio en el Canal de Panamá. Como consecuencia de esto, el precio subió y las
ventas de bunker en Chile disminuyeron al no ser atractivo este precio comparado con
el del bunker en el Canal de Panamá.
COPEC entonces decidió importar directamente el petróleo combustible que requería
para sus venta de bunker, de manera de que el precio de importación fuera competitivo
con el precio del bunker en el Canal de Panamá.
Como se observa en los tres casos anteriores, cada combustible tiene condiciones
especiales de comercialización que condicionan la decisión de abastecerse de producto
de ENAP y que no dependen solamente del precio de paridad de importación que ENAP
determine.
9.2.-
Condiciones de Compra del Abastecimiento de ENAP
A partir de 2010, COPEC firmo un nuevo contrato de abastecimiento con ENAP, de
acuerdo a la nueva política comercial que esta última estableció para la venta de sus
productos a las compañías distribuidoras.
Esta política comercial de ENAP se aplica a todos los clientes, sin necesidad de contar
con contratos por volúmenes comprometidos a firme. Se establece además la aplicación
de precios de acuerdo a la condición del plazo de entrega del producto.
Para las compras programadas con un plazo mayor de 45 días, sujetas a la
disponibilidad del producto por ENAP, se contempla la aplicación de un Precio de
Paridad. Para las compras con un plazo inferior a 45 días, se establece la aplicación de
un Precio Spot (ocasional).
El Precio de Paridad corresponde al precio detallado en el capítulo 7 de este informe. El
Precio Spot se determina a partir del Precio de Paridad, agregando a este los costos
asociados al almacenamiento del producto en inventario de seguridad, seguros de
precio y todos aquellos otros costos de oportunidad relacionados con transacciones
ocasionales.
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El contrato de abastecimiento de COPEC con ENAP considera la aplicación de
descuentos al Precio de Paridad, diferenciados por tipo de producto y lugar de entrega,
para aquellos volúmenes contratados que cumplan con un sistema de programación que
permita a ENAP optimizaciones en sus procesos de compra de petróleo crudo,
refinación, transporte y almacenamiento.
Esta última condición contractual es igual para todas las compañías distribuidoras y
clientes industriales que firmen contratos de abastecimiento a firme con ENAP.
El contrato de abastecimiento de ENAP con COPEC es anual y le permite a COPEC
asegurar las condiciones de su necesidad básica de suministro, con descuentos al
Precio de Paridad. Estas condiciones establecen el marco respecto del cual COPEC
debe efectuar sus importaciones directas en cuanto a oportunidad, volúmenes y precios,
de manera que le resulten más convenientes que realizar el abastecimiento de estos
volúmenes de producto complementarios a través de ENAP.
Por las razones antes expuestas, COPEC está interesada en que el precio de paridad
de importación que calcula ENAP y que se aplica en el contrato de abastecimiento, sea
consistente con los precios internacionales con que se transan los productos en el
mercado internacional, y que considere los costos efectivos en que se incurren en la
importación de los combustibles.
9.3.-
Condiciones de Compra de las Importaciones
Para las importaciones directas de combustibles complementarias al abastecimiento
básico realizado mediante el contrato con ENAP, COPEC ha definido diversas
condiciones, con el objeto de optimizar el costo de las ellas y administrar el riesgo del
precio.
COPEC importa los combustibles en condición “entregado”, DES (delivered ex ship) en
Chile. Esta condición de INCOTERM , también conocida como DAT (delivered at place)
establece que la cantidad y calidad del producto se mide en el puerto de destino. En la
condición DES la transferencia de propiedad y riesgo se efectúa en el puerto de
descarga.
Con esto COPEC se asegura que el riesgo pérdida del cargamento, de mermas y de
cumplimiento de la calidad los retiene el proveedor, a diferencia de las otras condiciones
como FOB, CFR y CIF, en las cuales la transferencia de propiedad y riesgo se hace en
el puerto de carga.
En cuanto a la fijación del precio, COPEC compra los combustibles con el precio
referido a las mismas cotizaciones con las cuales ENAP determina el precio de paridad
de importación para los combustibles, esto es al indicador de precio del producto en el
mercado de la costa del Golfo de EEUU (USGC). De esta forma elimina el riesgo de
variación en el indicador que se usa para calcular el precio.
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Respecto de la fijación del indicador de precio, esto es el periodo de cotizaciones que se
usaran para calcular el precio del combustible, Copec solicita a los proveedores que el
precio se calcule de la misma forma que aplica ENAP para el cálculo de los precios de
paridad. Para determinar el precio de cada embarque, COPEC establece que se
deberán usar las cotizaciones del indicador de precio, correspondientes a las dos
semanas anteriores a la semana en que llega el embarque a Quintero.
De acuerdo a esta modalidad, Copec se protege del riesgo de variación de precio del
indicador que se produce entre la fecha de carga del embarque y la fecha de arribo a
Quintero. En una condición de venta tradicional, el precio se fija en torno a la fecha en
que se termina de embarcar el cargamento (fecha del B/L). El periodo entre esta fecha y
el arribo a Quintero es de 15 a 20 días si el embarque viene del Golfo de EEUU, 25 días
si el embarque proviene del norte de Europa, y 30 a 35 días si el embarque viene desde
Corea.
COPEC establece además en sus términos de compra para las importaciones, que el
precio del combustible siempre deberá estar indexado a la cotización de precio del
combustible en el mercado de la costa del Golfo de EEUU (USGC), independiente del
origen del producto. De esta manera, el precio se calcula siempre con el mismo
indicador de precio mediante el cual ENAP fija el precio de venta del combustible en
Chile.
Para poder indexar todos los embarques a las cotizaciones del indicador de precio del
producto en el mercado de USGC, independiente del origen efectivo del producto, los
proveedores usan swaps de precios para fijar los arbitrajes entre los mercados. Para
poder replicar el periodo de cotizaciones usado en el cálculo del promedio del indicador
(promedio de dos semanas previas a la semana de arribo) que es igual al del cálculo del
precio de paridad de importación de ENAP, los proveedores usan mercados de futuros.
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10.-
Comparación Precios de Paridad con Precios Efectivos de Importación.
En este capítulo se efectúa una comparación de los precios de paridad calculados con
los precios efectivos pagados por las importaciones realizadas por vía marítima.
Como se detallo en el capítulo 2 de este informe, los volúmenes de los combustibles
importados se han incrementado en los últimos años para suplir la brecha entre el
mayor consumo y la capacidad de producción de ENAP que se ha mantenido estable.
En el cuadro Nº 10.1 se detallan las importaciones realizadas durante 2012 con origen
de EEUU, de acuerdo a cifras de la Dirección Nacional de Aduana. Se ha incluido
además una columna con el porcentaje de participación de este origen en el total de las
importaciones de cada combustible.
Cuadro Nº 10.1
Importaciones Combustibles
Origen EEUU - 2012
Combustible
Mil m3
Gasolina 93 oct
Gasolina 97 oct
Kerosén Aviación
Diesel
Petróleo Combustible
Gas Licuado de Petróleo
295
118
292
5.061
250
856
% Total
56
43
60
96
60
100
Fuente = Información Servicio Nacional de Aduana Chile - 2012
Como se aprecia del cuadro, solamente el petróleo diesel y el gas licuado de petróleo se
importan en forma regular. El primero se importa durante todo el año y el gas licuado de
petróleo se importa por vía marítima durante el periodo invernal. Los demás
combustibles se importan de manera ocasional en volúmenes menores que no permiten
hacer una comparación válida con los precios de paridad de importación calculados
según los procedimientos que usa la CNE detallados en este informe.
Los combustibles importados con mayor participación del origen de EEUU son el
petróleo diesel y el gas licuado de petróleo, con 96% y 100%, respectivamente. Estos
además son los dos combustibles que se importan de manera regular.
De acuerdo a esto, a continuación en este capítulo se hace una comparación para el
petróleo diesel y el gas licuado de petróleo, de los precios efectivos de las importaciones
regulares durante el año 2012, con los precios de paridad de importación calculados
según el procedimiento que usa la CNE y que ha sido analizado y revisado en este
informe.
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10.1.-
Comparación Importaciones de Petróleo Diesel
Los dos principales importadores de este combustible durante 2012 fueron COPEC y
ENAP, con una participación pequeña de SHELL y una esporádica de ESSO. En el
cuadro Nº 10.2 se detallan los volúmenes importados por cada compañía desde EEUU
durante 2012.
Cuadro Nº 10.2
Importaciones Petróleo Diesel
Origen EEUU - 2012
Importador
Mil m3
COPEC
ENAP
SHELL
ESSO
Total
3.595
1.075
301
90
5.061
Fuente = Información Servicio Nacional de Aduana Chile - 2012
Condiciones de Compra
En cuanto a las importaciones regulares, COPEC y ENAP compran el petróleo diesel en
condiciones diferentes. COPEC lo importa en condición “entregado” (DES) en Chile, en
tanto ENAP importa el combustible en condición costo más seguro y flete (CIF).
De acuerdo a los términos de INCOTERMS, para la condición DES o DAT, el proveedor
de COPEC retiene el riesgo de pérdida del embarque, por las mermas y por la calidad,
en tanto que en la condición CIF, ENAP retiene los riesgos antes indicados.
En cuanto a la fijación del precio, ambas compañías compran el petróleo diesel con el
precio referido a las cotizaciones del ULSD USG. Respecto de la fijación del indicador
de precio, ENAP y COPEC solicitan a los proveedores que calculen el precio de la
misma forma que aplica ENAP para el cálculo de los precios de paridad de importación.
Para determinar el precio del embarque, solicitan a los proveedores usar las
cotizaciones del indicador correspondientes a las dos semanas anteriores a la semana
en que llega el embarque a Quintero.
De acuerdo a esta modalidad, ENAP y COPEC se protegen del riesgo de variación de
precio del indicador que se produce entre la fecha de carga del embarque y la fecha de
arribo a Quintero. En una condición de venta tradicional, el precio se fija en torno a la
fecha en que se termina de embarcar el cargamento (fecha del B/L). El periodo entre
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esta fecha y el arribo a Quintero es de 15 a 20 días si el embarque viene del Golfo de
EEUU.
ENAP y COPEC solicitan a los proveedores que la formula de precio siempre esté
relacionada al ULSD USG, independiente del origen del producto. De esta manera, el
precio se calcula siempre con el mismo indicador que es el indicador de precio mediante
el cual ENAP fija su precio de venta en Chile.
Para poder indexar todos los embarques a las cotizaciones del ULSD USG,
independiente del origen efectivo del producto, los proveedores usan swaps de precios
para fijar los arbitrajes entre los mercados. Para poder replicar el periodo de
cotizaciones usado en el cálculo del promedio del indicador (promedio de dos semanas
previas a la semana de arribo) que es igual al periodo de cálculo del precio de paridad
de importación de ENAP, los proveedores usan mercados de futuros.
Es por esto que todos los embarques de petróleo diesel importado tienen el precio
calculado con el mismo indicador de la costa del Golfo de EEUU, con lo que ENAP y
COPEC pueden comparar el precio de compra con el precio de paridad de importación.
Distribución de Embarques
ENAP y COPEC compran los embarques de petróleo diesel con opción de descargar en
un rango geográfico de puertos para tener flexibilidad operativa con la descarga de la
nave.
ENAP compra el petróleo diesel con la opción de descargar la nave en el rango
geográfico desde Quintero a San Vicente. Así tiene la flexibilidad de destinar el
embarque a la refinería que lo requiera cuando la nave llega a descargar.
En el caso de COPEC, la compra del petróleo diesel la hace con la opción de descargar
el producto en el rango geográfico desde Iquique por el norte hasta San Vicente por el
sur. De esta forma COPEC obtiene una gran flexibilidad operativa, pues de ser
necesario descarga el producto en el norte. Se evita de esta forma el costo de cabotaje,
que corresponde al flete de distribución entre Quintero y los puertos del norte, que
tendría si descargara el embarque de importación en Quintero.
Para las importaciones desde EEUU, la nave viene del norte por lo que el costo de
descarga en alguno de los puertos del norte, será solamente el correspondiente al de la
desviación de la nave para entrar al puerto. Además Copec pide al proveedor la opción
de descargar en más de un puerto, con lo que optimiza el empleo de la capacidad de
almacenamiento de sus terminales.
En el cuadro Nº 10.3 se detalla la distribución de embarques de petróleo diesel
importados desde EEUU y descargados durante el año 2012 en los puertos que se
señalan.
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Cuadro Nº 10.3
Puerto
Tocopilla
Mejillones
Chañaral
Quintero
San Vicente
Total
Importación P. Diesel de EEUU - 2012
COPEC
ENAP
Shell+Esso
31
1342
170
2052
--3595
------610
465
1075
------391
--- .
391
Fuente : Dirección Nacional de Aduana
Cifras de 2012 - Volumen en 1000 m3
La totalidad del petróleo diesel importado en 2012 correspondió a la calidad A1.
En la figura Nº 10.1 se indica la distribución durante el año 2012 de los embarques de
petróleo diesel descargados en Quintero. Los embarques corresponden a importaciones
de COPEC, ENAP y algunas esporádicas de SHELL y ESSO.
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Para efectuar la distribución se consideró la fecha de la semana de arribo a Quintero de
la nave. Varios de los embarques corresponden a naves que descargaron parcialmente
en algún puerto del norte antes de descargar el saldo en Quintero.
Comparación de Precios
Para los efectos de comparar los precios efectivos de las importaciones de petróleo
diesel con el precio de paridad calculado por el procedimiento de la CNE revisado en
este informe, se consideraron todos los embarques que fueron descargados en
Quintero, ya que los cargamentos destinados al norte o a San Vicente tienen un recargo
de precio diferente al de Quintero, correspondiente al costo del desvío de la nave para la
descarga.
En la figura N° 10.2 se indican las diferencias entre los precios de importación del
petróleo diesel según los datos del Servicio de Aduana, con los precios de paridad para
el petróleo diesel calculados por la CNE, para el año 2012.
FIGURA N° 10.2
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Los precios de las importaciones de petróleo diesel corresponden al precio CIF en
Quintero informado por la Dirección de Aduanas.
Para la comparación se consideraron todos los embarques que llegaron en una semana
determinada a Quintero y se calculo el precio promedio entre ellos. Luego este precio
promedio se comparo con el precio de paridad vigente para esa semana, calculado con
el procedimiento que usa la CNE con las modificaciones que se incluyen en este
informe.
En Quintero se recibió durante 2012 un total de 3.1 millones de m3, que corresponden a
un total aproximado de 80 embarques por año, equivalentes a 1 a 2 embarques por
semana. En la figura Nº 10.1 se aprecia una mayor frecuencia de embarques, lo cual se
debe a que varios de los embarques recibidos en Quintero corresponden al saldo de
descargas parciales efectuadas en los puertos del norte.
De acuerdo a la programación de los embarques y a los atrasos en el arribo de estos,
hubo semanas en que no llego ningún embarque y otras semanas en que llegaron 4 o 5
cargamentos a Quintero. La descarga en estas condiciones se realizo con esperas lo
que generó sobreestadías de las naves.
En general se observa que la diferencia entre los precios CIF de las importaciones
efectivas de petróleo diesel y el precio de paridad CIF calculado por el procedimiento
que usa la CNE, presenta valores pequeños negativos y positivos, salvo tres embarques
que tienen diferencias en torno a los US$ 60 por ton. La mitad del número total de
semanas presenta valores negativos, esto es que el precio de paridad CIF calculado por
el procedimiento de la CNE es mayor al precio efectivo CIF de la importación.
El valor promedio de las diferencias en el periodo es de US$ 1.73 por ton, que
representa un 0.2% respecto al precio promedio de importación del petróleo diesel de
US$ 843.7 por m3 en el periodo.
Si no se consideran los tres embarques de Junio que tienen diferencia en torno a US$
60 por ton, el promedio para el periodo cambia a US$ - 2.33 por ton, que representa un
0.3% negativo respecto al precio promedio de importación del petróleo diesel en el
periodo.
No se observa una desviación sistemática entre los dos precios, el de importación y el
de paridad CNE.
En cuanto al flete marítimo de las importaciones, estas se efectuaron en su casi
totalidad en naves contratadas ocasionalmente, pues las naves que transportaron los
embarques efectivos fueron diferentes y solamente se repitieron en algunos casos
aislados. Es así que no se aprecia tampoco valores de fletes que pudieran ser más
convenientes por tratarse de contrataciones por periodos o por volúmenes que
involucren varios embarques.
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10.2.-
Comparación Importaciones de Gas Licuado de Petróleo
El análisis de las importaciones de gas licuado de petróleo (GLP) se realizó en el
capítulo 2.5 de este informe. Las importaciones de este combustible se realizan por vía
terrestre y por poliducto desde Argentina, y por vía marítima desde EEUU
principalmente (ver cuadro Nº 2.14).
Desde 1995, cuando GASMAR inicio sus operaciones, los dos principales importadores
de este combustible han sido ENAP y GASMAR. Hasta el año 2009 ENAP había
importado cantidades menores de GLP debido a que no cuenta con instalaciones en su
terminal de Quintero que le permitan descargar el GLP en condición refrigerada, esto es
a presión ambiente y baja temperatura, a - 45ºC (ver cuadro Nº 2.15).
A partir del año 2010 ENAP dejo de importar gas licuado de petróleo pues llego a un
acuerdo con GASMAR para descargar el GLP que ENAP trae desde Magallanes por vía
marítima. La producción de GLP de ENAP ha venido bajando en los últimos 5 años, de
manera que ha crecido el déficit de abastecimiento nacional no suministrado por ENAP.
De esta manera, a partir del año 2010, GASMAR ha sido el único importador de GLP
por vía marítima, la cual corresponde al 62% del total de GLP importado.
Las importaciones por oleoducto en la región de Magallanes realizadas por ENAP, 147
mil ton, corresponden al 21 % del total de GLP importado en 2012, en tanto que las
importaciones realizadas por vía terrestre, 122 mil ton, efectuadas por Abastible,
Lipigas, Gasco Sur y Ecogas, corresponden al 17% del total de GLP importado en 2012.
GASMAR realiza regularmente las importaciones de GLP por vía marítima durante el
periodo invernal, desde Mayo a Noviembre, que son descargadas en su terminal
refrigerado de Quintero. Durante 2012 la totalidad del GLP importado por GASMAR
provino de EEUU.
Condiciones de Compra
GASMAR realiza las importaciones de gas licuado de petróleo en condición CFR, CIF o
DES (DAT), dependiendo del tipo de compra, ocasional o por varios embarques. Como
ya se indicó, en el caso de CFR y CIF, GASMAR retiene el riesgo de pérdida del
embarque, de las mermas y de la calidad, en tanto que en la condición DES (DAT),
estos riesgos los retiene el proveedor de GASMAR.
En cuanto a la fijación del precio, GASMAR acuerda con sus proveedores el uso de
indicador de precio del propano referido al mercado del USG, cotización de Mont
Belvieu, o al mercado de NWE, cotización de CIF ARA.
Para determinar el precio del embarque, los proveedores usan las cotizaciones del
indicador correspondientes a la semana de carga, en el caso de las cotizaciones de
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Mont Belvieu, y al promedio de las cotizaciones del mes en que se efectuó la carga en el
caso del indicador CIF ARA.
En el caso de la modalidad del precio del propano referido a la cotización de Mont
Belvieu, esta es la misma que tradicionalmente ha usado ENAP para determinar el
precio de paridad de importación, pero con un periodo distinto para calcular el precio,
semana en que se realiza la carga de la nave, y las dos semanas previas al arribo de la
nave a Quintero. Para cubrir este riesgo de variación de precio del indicador, GASMAR
se protege mediante instrumentos financieros de cobertura de precios.
En el caso de la modalidad del precio del propano referido a la cotización CIF ARA del
mercado de NWE, el indicador es diferente a Mont Belvieu, que usa ENAP, y además
con un periodo de cálculo distinto, promedio del mes en que se realiza la carga de la
nave. Al igual que en la otra modalidad, GASMAR se protege de ambos riesgos
mediante swaps de precios, que son instrumentos financieros de cobertura de precios.
Durante el año 2012, GASMAR recibió importaciones de propano con precios
referenciados a las dos modalidades antes indicadas.
Distribución de Embarques
GASMAR recibió durante 2012 un total de solamente 11 embarques de gas licuado de
petróleo en su terminal de Quintero, en el periodo desde Marzo a Noviembre. En el
cuadro Nº 10.4 se indica el detalle de fecha de arribo de cada nave a Quintero, el
volumen del embarque y el proveedor.
Cuadro Nº 10.4
Embarques Importación GLP
Terminal GASMAR - 2012
Fecha Qtro.
12 Marzo
26 Abril
7 Mayo
4 Junio
27 Junio
13 Julio
27 Julio
10 Agosto
29 Agosto
20 Septiembre
5 Noviembre
Volumen
91.100
39.500
88.000
28.200
66.700
94.500
90.700
88.200
93.300
86.600
91.300
Proveedor
Petrobras
Petrobras
Petrobras
Petrobras
Petrobras
Petrobras
Totsa
Petrobras
Totsa
Petrobras
Trafigura
Fuente : Dirección Nacional de Aduana
Volumen en m3
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El abastecimiento corresponde a un contrato con Petrobras y a compras spot
(ocasionales) a Totsa (Total Oil Trading) y el trader Trafigura.
Del cuadro se observa que de los 11 embarques, 8 de ellos fueron en naves gaseras de
capacidad mayor a 82 mil m3, y dos embarques de menos de 52 mil m3 (39 mil y 28 mil
m3). Los embarques de menor tamaño a 82 mil m3 corresponden a cargamentos del
contrato con Petrobras, en tanto que los tres cargamentos spot fueron en naves de
capacidad mayor a 82 mil m3.
Comparación de Precios
Para los efectos de comparar los precios efectivos de las importaciones de gas licuado
de petróleo con el precio de paridad, se consideraron todos los embarques que fueron
descargados en Quintero provenientes de la costa del Golfo de EEUU.
En el cuadro Nº 10.5 se indican las diferencias entre los precios de importación del gas
licuado de petróleo según los datos del Servicio de Aduana para el año 2012, con los
precios de paridad calculados según el procedimiento de la CNE, revisado en este
informe y con la corrección por arbitraje de mercados y los nuevos polinomios de cálculo
de fletes marítimos.
El precio de la columna CIF del cuadro corresponde a los precios informados por la
Dirección Nacional de Aduana.
Cuadro Nº 10.5
Comparación Precios Embarques Importación GLP
Terminal GASMAR - 2012
Fecha
Vol
CIF
Indicador Mercado
Quintero
mil M3 US$/m3
USGC
NWE
12 Marzo
91
765
M.Belv
26 Abril
40
799
M.Belv
7 Mayo
88
762
ARA
4 Junio
28
983
ARA
27 Junio
67
632
ARA
13 Julio
94
532
M.Belv
27 Julio
91
650
M.Belv
10 Agosto
88
801
ARA
29 Agosto
93
966
ARA
20 Septiembre
87
1029
ARA
5 Noviembre
91
1085
ARA
Paridad Mercado
USCG
NWE
757
728
754
970
651
536
575
794
963
1026
1059
Diferencia
Precio .
8
71
8
13
- 19
- 4
75
7
3
3
26
Fuente : Valores CIF, Dirección Nacional de Aduana
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Los indicadores de precio de los mercados corresponden al informado para el propano
en Mont Belvieu, para el mercado de USGC, EEUU, y el del propano en condición CIF
ARA, para el mercado de NWE.
En la columna Paridad de Mercado se indican los valores de la paridad vigente al arribo
de la nave a Quintero, calculados con los procedimientos de la CNE con las revisiones
hechas en este estudio, con los parámetros, las formulas y polinomios de cálculo de
fletes, detallados en el capitulo 4.1.5 y 4.2.3 de este informe.
En la columna de Diferencia de Precio se indica la desviación de los precios efectivos de
las importaciones y los precios de paridad calculados como se señala.
Se observa que hay dos embarques que presentan una desviación significativa del
orden de US$ 70 por ton.
El primer embarque con esta desviación corresponde al recibido en Abril, suministrado
por el contrato con Petrobras. Esta entrega fue realizada en una nave de 40 mil m3 de
capacidad, mucho menor a las del rango de 82 mil m3, por lo que el flete marítimo es
mayor por menor tamaño de la nave.
Con relación al segundo embarque, fue abastecido por Totsa en condición spot
(ocasional) en una nave del rango de 82 mil m3 de capacidad, por lo que la diferencia
pudo deberse a condiciones del mercado spot al momento de la compra del embarque.
En general se observa que la diferencia entre los precios de las importaciones efectivas
de gas licuado de petróleo y el precio de paridad calculado por el procedimiento
revisado que usa la CNE, presenta desviaciones pequeñas, salvo los dos embarques ya
señalados que tienen diferencias en torno a los US$ 70 por ton.
El valor promedio de las diferencias en el periodo es de US$ 17.4 por ton. Si no se
consideran los dos embarques ya mencionados que tienen diferencia en torno a US$ 70
por ton, el promedio para el periodo cambia a US$ 5.0 por ton.
Si las diferencias promedio las referimos al precio promedio del gas licuado de petróleo
importado en el periodo, de US$ 818.5, se tiene que la diferencia promedio de todos los
embarques es de 2.1%, la cual baja a 0.6% si no se incluyen los dos cargamentos ya
mencionados.
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Informe Julio 2013
10.07.2013
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ANEXO N° 1
Productos Limpios – Ruta CARIBS – USAC 38k ton
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Rango
MAX
min
Relacion Max/min
Promedio Año
Promedio 4 años
Valores WS promedio mes
2009
2010
2011
2012
156,7 188,3 171,5 192,7
148,2 177,8 151,1 166,1
117,0 200,3 235,7 198,4
90,7 175,0 244,8 176,9
146,5 154,9 213,3 136,2
117,7 171,3 182,3 119,6
103,1 213,0 192,7 105,8
107,5 167,5 198,3 104,8
111,0 163,0 177,0 105,8
105,3 170,9 199,2 115,8
95,7 174,8 210,5 145,3
131,3 213,7 225,0 143,8
157,0
91,0
1,73
119,2
213,0
155,0
1,37
180,9
245,0
151,0
1,62
200,1
198,0
105,0
1,89
142,6
160,7
Desviacion.Standar
21,7
Dispersion anual
0,18
Promedio Dispersion 4
años
19,1
0,11
27,5
0,14
34,1
0,24
0,17
NOTAS: PROMEDIOS MENSUALES TARIFA WS CALCULADOS CON COTIZACIONES
PUBLICADAS POR PLATTS.
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ANEXO N° 2
Productos Sucios – Ruta CARIBS – USAC 50k ton
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Rango
MAX
min
Relacion Max/min
Promedio Año
Promedio 4 años
Valores WS promedio mes
2009
2010
2011
2012
133,1 188,1 150,1 137,2
86,9 154,6 116,6 153,0
133,5 138,2 162,9 129,3
69,4 131,3 149,4 116,3
84,1 182,5 129,9 136,8
93,1 143,4 124,1 124,5
74,7 151,8 127,9 113,6
75,2 123,3 142,1 110,2
80,1 110,5 115,3 105,1
78,6 103,1 125,1 111,3
104,5 136,1 134,9 137,0
118,2 170,8 144,8 107,6
134,0
69,0
1,94
94,3
188,0
103,0
1,83
144,5
150,0
115,0
1,30
135,3
153,0
105,0
1,46
123,5
124,4
Desviacion.Standar
22,7
Dispersion anual
0,24
Promedio Dispersion 4 años
26,6
0,18
14,7
0,11
15,1
0,12
0,16
NOTAS: PROMEDIOS MENSUALES TARIFA WS CALCULADOS CON
COTIZACIONES PUBLICADAS POR PLATTS.
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ANEXO N° 3
Productos Limpios – Ruta UK – USAC 38k ton
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Rango
MAX
min
Relacion Max/min
Promedio Año
Promedio 4 años
Valores WS promedio mes
2009
2010
2011
2012
125
202
142
163
130
181
149
167
92
172
201
153
76
165
216
139
125
158
195
142
103
153
157
118
100
200
149
94
94
148
146
115
92
139
145
130
90
136
155
121
90
138
154
124
119
190
197
152
130
76
1,71
103,0
202
136
1,49
165,1
216
142
1,52
167,2
167
94
1,78
134,7
142,5
Desviacion.Standar
17,6
Dispersion anual
0,17
Promedio Dispersion 4 años
23,7
0,14
26,8
0,16
21,7
0,16
0,16
NOTAS: PROMEDIOS MENSUALES TARIFA WS CALCULADOS CON
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