Modelo De Negocio En Empresas De "Oil & Gas" Y

1. Modelo de negocio de una empresa de “Oil & Gas”

Las empresas de Oil & Gas han desarrollado un modelo que consiste en el hallazgo y extracción de hidrocarburos con el fin de venderlo a la siguiente parte de la cadena que es el downstream (refinación y mercadeo de derivados de petróleo). Este modelo incluye una cadena de proceso que va desde la contratación del reservorio a explotar hasta la extracción y transporte del hidrocarburo. Un factor fundamental del modelo de negocio es que por tratarse de un commoditie, el precio de venta lo fija el mercado, es decir el precio no es controlado por la empresa.

A continuación se presenta un resumen de la cadena de valor del proceso de extracción y transporte de Oil & Gas. En la gráfica los cuatro primeros eslabones corresponden a las actividades de Upstream y el último a la actividad de midstream.

Contratación: Consiste en la firma de un contrato entre el Estado y las empresas de O&G. En él se determinan las condiciones de exploración y explotación de hidrocarburos. Los términos del contrato especifican área asignada, duración, actividades de exploración y producción, obligaciones generales, entre otros aspectos que configuran un esquema que, sumado al pago de regalías e impuestos, determina los compromisos de las partes y la distribución de la renta petrolera. En Colombia se han establecido contratos de asociación, contrato de exploración y producción (E&P) y contrato de evaluación técnica (TEA).

Exploración: Radica en identificar formaciones geológicas con potenciales yacimientos de hidrocarburos. Esta actividad requiere montos importantes de inversión de riesgo. Dependiendo de la información recabada sobre el área de exploración, se realizan diferentes clases de estudios tales como la sísmica. La información recolectada en estos estudios es analizada, y si se manifiestan potenciales yacimientos se realiza la perforación de pozos exploratorios con el fin de confirmar directamente la presencia de hidrocarburos.

Evaluación y desarrollo: Si luego de la fase de exploración se realiza un descubrimiento, se debe evaluar los diferentes factores que permitan desarrollar el yacimiento, tales como el factor de recobro, los métodos de extracción, el tipo de estructura geológica. Estos y otros factores definen la viabilidad del desarrollo del hallazgo y los costos asociados al proyecto de producción. Si el yacimiento se declara comercialmente explotable se debe proceder a la obtención de las licencias ambientales y a definir los aspectos técnicos. De acuerdo con los requisitos estipulados en el contrato se procede a la perforación de desarrollo y a la construcción de la infraestructura de transporte y producción necesarios.

Producción: Establecido el medio de transporte y terminado el plan de perforación de desarrollo, comienza el proceso de producción en firme a lo largo del cual se realizan mantenimientos para garantizar la productividad de los pozos en un tiempo determinado. Según las condiciones del yacimiento se usan diferentes tecnologías para incrementar la tasa de recobro de los campos.

Transporte: Una vez extraído el hidrocarburo se debe transportar desde los yacimientos hacia las refinerías para su procesamiento, o puertos para su embarque y exportación. El medio de transporte más común son los oleoductos, los gasoductos o los poliductos de acuerdo al hidrocarburo que se transporte. Sin embargo, debido a que su capacidad es limitada y el acceso a estos desde zonas muy remotas se hace difícil se pueden utilizar diferentes tipos de vehículos adaptados para ello.

2. Variables económicas y financieras críticas

Variables económicas

Los indicadores generales de actividad económica en el mundo tales como el Producto Interno Bruto (PIB) son de gran importancia, ya que del crecimiento económico del mundo se pueden desprender proyecciones de los consumos futuros de hidrocarburos o por el contrario de la caída de los precios derivada de una recesión económica. Así, la situación económica de los países considerados como los dos principales consumidores de petróleo: EE.UU. y China, pueden definir el rumbo de los mercados energéticos.

Es por ello que las empresas de O&G colocan su mayor atención en los indicadores que se refieren a los inventarios y a los niveles de producción de hidrocarburo. Una de las principales variables que se tienen en cuenta es el nivel de inventarios (stock levels) o monto del hidrocarburo almacenado para uso futuro. Esta variable y sus cambios consecuentes es de gran importancia porque da idea de las tendencias en producción y consumo de hidrocarburos en un periodo de tiempo específico. En este sentido, en la medida que los inventarios aumentan se puede estimar que en un futuro cercano los precios tenderán a bajar y viceversa, al bajar los inventarios los precios pueden aumentar. Además del nivel de inventarios, el nivel de producción es otra variable a tener en cuenta en el negocio de O&G.

De otra parte, a nivel macroeconómico en Colombia tienen un alto impacto las políticas de comercio exterior (especialmente las medidas arancelarias), así como el marco contractual y tributario establecido por el Estado para la industria, pues son factores que pueden afectar su competitividad a nivel mundial.

Variables financieras (internas)

Desde la perspectiva de estados financieros, generalmente las compañías de esta industria tienen una alta concentración de activos no corrientes, representados por: a) Propiedad, planta y equipo: donde dependiendo de su actividad incluyen inversiones en proyectos de producción y transporte; y b) Inversiones petrolíferas amortizables.

En consecuencia, las Obligaciones Financieras, las depreciaciones, el agotamiento y las amortizaciones (DD&A - Depreciation, Depletation and Amortization, por sus siglas en inglés), así como las provisiones de los costos asociados al abandono, desmonte de facilidades y recuperación ambiental son de gran importancia en el flujo de caja indirecto.

3. Concepto de reservas y su impacto en el modelo de negocio

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original in situ" (OOIP).

Petróleo in situ corresponde al estimado de la cantidad total de crudo en un yacimiento, incluye el crudo extraíble y aquel que no puede ser producido. Teniendo en cuenta las limitaciones de los yacimientos y de las tecnologías de extracción, sólo una fracción del petróleo que se estima en situ puede ser llevado a la superficie, el crudo extraíble se considera como reservas. Según la clasificación de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (Society of Petroleum Engineers - SPE) las reservas están divididas en:

Probadas (P1) Son aquellas que pueden ser producidas comercialmente con certeza razonable, en un tiempo determinado, con la tecnología existente y bajo las condiciones operacionales, regulatorias y económicas actuales. Para que las reservas sean probadas debe existir al menos un 90% de probabilidad de que las cantidades recuperadas sean iguales o mayores al estimado. Las reservas probadas se dividen en desarrolladas y no desarrolladas.

Desarrolladas Aquellas que se espera recuperar de pozos existentes, con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.

No desarrolladas Son aquellas que se espera recuperar de pozos e infraestructura futuros.

No probadas Se clasifican como reservas no probadas cuando existe incertidumbre en las condiciones operacionales, regulatorias y económicas para extraerlas. Las reservas no probadas se clasifican en probables y posibles.

Probables (P2) Para que las reservas sean probables debe existir al menos un 50% de probabilidad de que puedan ser producidas. Estas cantidades estimadas a recupera deben ser iguales o mayores a la suma del estimado de reservas probadas más probables. La suma de reservas probadas y probables se denomina reservas 2P.

Posibles (P3) Para que las reservas sean posibles debe existir al menos un 10% de probabilidad de que puedan ser producidas. Estas cantidades estimadas a recuperar deben ser iguales o mayores a la suma del estimado de reservas probadas más probables más posibles. La suma de reservas probadas, probables y posibles se denomina reservas 3P.

La importancia de las reservas en el negocio del O&G radica en la posibilidad de generar ingresos y flujos de caja futuros, lo que impacta en la sostenibilidad del modelo de negocio. De igual manera, conocer reservas probadas de hidrocarburos de un yacimiento favorece el estudio de su desarrollo, ya que de ellas y de los costos asociados a su producción depende la factibilidad del proyecto. En el momento en que los costos de producción sean mayores que lo que se obtiene por ventas se detiene la producción del yacimiento.

En los estados financieros para empresas de O&G se reconoce la importancia económica de las resevas de 3 maneras :

• Los activos de las propiedades con reservas probadas (propiedades probadas) son amortizados con un método de unidad-de-producción basado en los volúmenes producidos durante el periodo y el restante se mantienen como reservas probadas al final del periodo. La amortización cargada a resultados se ajusta en el cierre del año recalculando

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