Política Nacional de Hidrocarburos. y Energías Alternativas. Ministerio de Comercio e Industrias

Transcripción

1 Política Nacional de Hidrocarburos y Energías Alternativas Ministerio de Comercio e Industrias Panamá 2005

2 INDICE Capítulo I - Desarrollo de una Política de Hidrocarburos y Energías Alternativas 3 A. Necesidad de una Política Nacional B. Entorno Internacional Capítulo II - Inventario de las Fuentes Energética en Panamá 6 A. Matriz Energética Nacional B. Consumo por Sector Generación Transporte Industria Comercio Residencial Capítulo III - Diagnóstico del Mercado de Hidrocarburos 9 A. El Mercado de Hidrocarburos en Panamá a.1 Marco legal e institucional del sector hidrocarburos B. Cadena de Producción y Comercialización de los Hidrocarburos b.1 Exploraciones de Petróleo b.2 Refinación b.3 Infraestructura Nacional Capacidad de Almacenamiento Oleoductos Zonas Libres de Petróleo C. Características del Mercado Nacional de Hidrocarburos c.1 Tipos de productos que se introducen al país c.2 Fuentes de suministro c.3 Importadores de productos refinados c.4 Mercado de Combustibles Detalle del consumo nacional según tipo de producto Ventas de Estaciones de Servicio Flota vehicular D. Especificaciones y precios de los Combustibles en Panamá d.1 Principales especificaciones de las gasolinas y el diesel d.2 Precio de Paridad d.3 Competitividad del mercado panameño Capítulo IV - Lineamientos de la Política Nacional 26 A. Diversificación de la balanza energética B. Independencia y sostenibilidad energética 1

3 C. Racionalización del consumo energético D. Potencializar la Posición Geográfica Nacional como centro energético E. Introducción y fomento de nuevas tecnologías F. Promover la conservación del medio ambiente G. Promoción de un Entorno de Competencia Capítulo V - Plan de Acción Nacional 33 A. Acciones Ejecutadas a.1 Divulgación de Precios Sugeridos a.2 Equiparación de Precios en Colón con Ciudad de Panamá a.3 Modificaciones al Decreto No.36 de 17 de septiembre de 2003 a.4 Disminución del Impuesto al combustible a.5 GLP Automotriz (Gas Licuado de Petróleo) a.6 Mayores medidas de fiscalización B. Acciones en Ejecución b.1 Revisión de la Fórmula de Paridad b.2 Modificación de las Especificaciones del Combustible b.3 Plan de Ahorro Energético del Estado 1. Medidas de Ahorro Energético a nivel Institucional 2. Medidas para lograr el Descongestionamiento Vial 2.a. Escalonamiento de Horarios 2.b. Reestructuración del Flujo Vehicular 2.c. Proyecto de Transporte Masivo Urbano 3. Campaña Nacional de Ahorro y Concientización Energética b.4 Promover la exploración petrolífera en Panamá b.5 Protocolo de Kyoto Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) C. Acciones bajo Análisis c.1 Implementación del Acuerdo de Caracas c.2 Análisis para desarrollo de una Refinería Regional c.3 Planta de Reciclado y Procesamiento de Aceites y Lubricantes c.4 Planta de Mejoramiento de Calidad del Crudo (Up Grader Plant) c.5 Acciones concretas para el sector transporte c.6 Rol del Estado ante situaciones de Urgencia Nacional c.7 Utilización de Esquemas Financieros D. Promoción de Energías Alternativas d.1 Importación de Gas Natural d.2 Desarrollo de potencial e identificación de proyectos Energía Eólica Energía Solar (Paneles Fotovoltaicos) Biomasa Turba d.3 Uso de Etanol y Biodiesel como biocarburantes d.3.1 Etanol Anhidro d.3.2 Biodiesel d.3.3 Producción y Generación de Metano a partir de Desechos Sólidos d.3.4 Otros 2

4 CAPÍTULO I DESARROLLO DE UNA POLÍTICA DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍAS ALTERNATIVAS A. Necesidad de una Política Nacional de Hidrocarburos y Energías Alternativas. La realidad internacional y la crisis ante la cual se encuentra el mercado mundial de petróleo hacen evidente lo que siempre ha sido una necesidad nacional impostergable, esto es, el establecimiento de una política energética. Fundamentado en lo dispuesto por la Ley No. 8 de 16 de junio de 1987, el Ministerio de Comercio e Industrias (MICI) ha elaborado el presente documento, con el propósito de impulsar, dentro de los objetivos y políticas prioritarias del gobierno nacional, los aspectos fundamentales que deben ser considerados para la implementación de la política energética de Panamá, en lo que respecta al sector de hidrocarburos y de energías alternativas. En este sentido, el Estado tiene la responsabilidad ineludible de diseñar y poner en práctica una política energética activa. Es decir, no puede dejar en manos de los actores privados la asignación y el uso de los recursos a través de sus decisiones descentralizadas sin que haya lineamientos estratégicos ni una visión a largo plazo del Estado panameño. La coincidencia de los intereses privados y sociales sólo podrían darse si no existieran efectos externos a los mercados, no existieran recursos de propiedad común y las racionalidades fueran absolutamente iguales. Sin embargo, esta situación no se cumple, por lo que existen varias razones que justifican la necesidad de intervención del Estado por medio de políticas activas. - Las características propias de los sistemas energéticos refuerzan la necesidad de la mencionada intervención del Gobierno. En efecto, pueden mencionarse: la producción de bienes esenciales para el funcionamiento del sistema productivo y el bienestar de la población; la explotación de recursos naturales estratégicos, y las externalidades sociales y ambientales, especialmente cuando las decisiones son descentralizadas e imperan los mecanismos del mercado. - El uso exclusivo de mecanismos de mercado puede mejorar la eficiencia productiva de las empresas, pero no necesariamente asegurar el cumplimiento de otros importantes objetivos del desarrollo humano. En conclusión, en un tema tan estratégico como es la energía, aunque se prefiera adoptar modalidades de coordinación basadas en los mecanismos del mercado, la intervención del Estado es necesaria. El objetivo central de esta Política es presentar los elementos necesarios para la identificación y formulación de lineamientos, objetivos, programas, proyectos, acciones y medidas dirigidas al sector energético, conducentes a un mayor desarrollo económico y social. Asimismo, establecer parámetros claros sobre los instrumentos y medidas que deben ser implementadas a corto, mediano y largo plazo. El establecimiento de la presente política es el resultado de un análisis de la situación nacional y su interrelación con el entorno mundial, en donde se presentan, en primer lugar, a modo de diagnóstico, las características principales de nuestra matriz energética, que incluye un detalle e inventario de las fuentes energéticas, el consumo por sector y sus características, la infraestructura existente, y los rasgos sobresalientes de nuestro esquema regulatorio. Esto nos permite realizar una radiografía de la problemática actual que enfrenta el país, para establecer las medidas o lineamientos que debemos adoptar, así como las acciones concretas que ejecutará el Gobierno Nacional en materia energética, a fin de mejorar las condiciones de sustentabilidad del desarrollo y los potenciales instrumentos disponibles para alcanzarlo. Ello, por definición, implica la necesidad de revisión periódica y ajuste del presente documento. Este documento presenta una visión de largo plazo para nuestro país, pero consistente con las acciones 3

5 que ya se están ejecutando y las que deberán implementarse y ejecutarse, lo antes posible, por el impacto social y económico que acarrea el problema. Se busca asimismo, que este documento se convierta en una herramienta sectorial de política pública y contribuya al desarrollo económico y social sostenible. En este sentido, la eficiente utilización de los recursos energéticos y su explotación adecuada y ordenada, son componentes fundamentales en nuestra visión. El Gobierno Nacional, consciente de la urgente necesidad de adoptar decisiones en materia de política energética, presenta en este documento un plan de acción para el presente y para el futuro, que va más allá de enunciados y principios, ya que establece políticas y acciones concretas que se analizarán, se impulsarán y desarrollarán. Entre los aspectos relevantes, esta política considera la necesidad de ser más eficientes en la producción y utilización de la energía, la cantidad y la calidad de la cobertura de los requerimientos básicos de la energía, la garantía del abastecimiento permanente que sustente el progreso integral del país, la explotación sostenible de los recursos naturales energéticos y el empleo de fuentes renovables y de tecnologías limpias, que nos permitan mirar más allá del petróleo. En el establecimiento de esta política también se ha considerado como factor fundamental, el impacto y la problemática que causa la falta de cobertura energética a los grupos humanos, especialmente a los que viven en situación de pobreza y en condiciones de vulnerabilidad, como campesinos e indígenas. Para superar esas profundas desigualdades es un requisito indispensable el ampliar las oportunidades para todas y todos los panameños; incluyendo brindar acceso a fuentes de energía, como un instrumento indispensable de bienestar. B. Entorno Internacional En el presente análisis también se considera el entorno energético mundial, el cual tiene una gran influencia sobre la realidad nacional. El ámbito internacional, en el pasado reciente ha estado influenciado por diversos aspectos, como un ambiente de precios altos e inestables del crudo que hace que surjan interrogantes sobre la seguridad y continuidad del abastecimiento, el impacto ambiental y las grandes inversiones necesarias en infraestructura energética, para afrontar estos cambios, es decir sobre los fundamentos básicos del sistema energético. En este contexto de gran volatilidad, las estadísticas y proyecciones internacionales apuntan hacia un crecimiento significativo de la demanda energética mundial, que se estima registrará un aumento promedio anual de 1.9% entre 2000 y Similares proyecciones se tienen para el consumo de electricidad, cuya demanda se espera crezca hasta el 2020 a un promedio anual de 2.7% 2. Si analizamos el consumo de fuentes de energía la situación no es promisoria. El 90% de la energía que el planeta consume es fósil 3 y se espera que el consumo de combustibles fósiles siga dominando el sistema energético por algún tiempo más. Para algunos, la producción mundial está llegando a su punto máximo en los próximos diez a quince años. El concepto de punto máximo o Peak Oil lo identificó el geólogo estadounidense, M. King Hubbert en 1956, en momentos que los Estados Unidos estaba produciendo una cantidad record de petróleo. El análisis esbozado por el Dr. Hubbert señala que el auge y la caída de la producción de petróleo seguiría el patrón de los pozos individuales; es decir, la producción de crudo empieza en cero, aumenta y llega al punto máximo cuando la mitad del petróleo identificado es extraído, para luego colapsar en la medida que se bombea el resto del petróleo explotable. 1 Estimación basada en el crecimiento poblacional. 2 Estimación realizada por la Agencia Internacional de Energía. 3 Del consumo energético mundial, el petróleo representa alrededor de un 40%; el carbón, un 26%, y el gas natural, un 24%. La energía nuclear (7%) y la hidráulica (3%) cubren el resto. 4

6 En este sentido, la relación directa entre la disminución de descubrimientos de nuevos pozos petroleros y la caída de la producción de pozos existentes, necesariamente se traduce en la utilización de la capacidad máxima de producción. De acuerdo con la curva de Hubbert, cuando se alcanza este pico o máximo los flujos del petróleo disminuyen. A partir de este punto, los costos de la explotación del petróleo suben de forma exponencial, como resultado de costos tecnológicos, tales como el bombeo de agua al pozo para elevar el petróleo restante a una posición más favorable para su explotación y menor cantidad de petróleo. De particular importancia es que en la actualidad se utiliza cerca del 98% de la capacidad de producción de petróleo mundial. Por lo anterior, el sistema se encuentra al borde de su capacidad, lo que pone de manifiesto su fragilidad y vulnerabilidad. A todo esto se suma el hecho de que no se está invirtiendo lo suficiente para lograr que la capacidad de producción esté por encima del crecimiento futuro de la demanda. Cada año, de un 4 a 5% de la producción de crudo mundial es agotada sin que un equivalente sea encontrado, desarrollado y llevado a las refinerías para mantener el volumen de producción original. Un 2% adicional debe ser encontrado, desarrollado y puesto a disposición del mercado para cubrir las necesidades de crecimiento global. Hoy el mundo consume 30,000 millones de barriles al año y se descubre menos de un tercio de esta cantidad. Esto está muy lejos de la situación de mediados de los 60, cuando la tasa de descubrimientos llegó a su cima con la cifra de 45,000 millones de barriles al año y se usaban menos de 15,000 millones de barriles al año. Esta situación se agrava aún más si consideramos que la mayoría de las cuencas del mundo que pueden tener petróleo a niveles comercialmente importantes ya han sido exploradas, y las posibilidades de que vastas y nuevas reservas hagan su aparición son bajas. Actualmente cerca del 70% del petróleo que consumimos proviene de campos descubiertos hace 25 años o más. Por supuesto, en los años venideros se harán descubrimientos individuales relativamente grandes, pero difícilmente en tamaño y en cantidades suficientes para poder pensar que esos descubrimientos puedan llenar las cantidades sustancialmente mayores que se consumen hoy en día. Por lo anterior, se estima que cerca del año 2020, o antes, el volumen de petróleo empezará a decaer irremediablemente. De allí la necesidad de realizar un esfuerzo mundial masivo hacia la conservación y la búsqueda e implementación de fuentes alternativas de energía que puedan jugar un papel decisivo para enfrentar estos cambios. Ante este escenario, y por tratarse de un problema estructural, donde las proyecciones de mejoría son escasas, los países netamente importadores de petróleo, como Panamá, se ven abocados a establecer mecanismos permanentes y no coyunturales para acoplarse a las tendencias mundiales del mercado energético. En este nuevo esquema las energías renovables jugarán un papel creciente, pues se pretende que la matriz energética se base cada vez más en la utilización de recursos naturales renovables, de preferencia recursos locales, para así reducir la dependencia de hidrocarburos. 5

7 CAPÍTULO II INVENTARIO DE LAS FUENTES ENERGÉTICAS EN PANAMÁ A. Matriz Energética Nacional Fuente Producción (kbep) Consumo Electricidad 3,513,540 2,700,535 Gas Licuado 0 1,012,702 Hidroenergía 1, , Leña 4, , Producción de Caña Gasolinas- Alc. 0 3,019,350 Kerosene 0 1,392,277 Diesel Oil 0 4,551,985 Fuel Oil 0 366,152 Coques 0 0 Carbón Vegetal 22,147 22,147 Gases Para definir los criterios necesarios en un programa de planeación energética nacional se requiere contar con escenarios del balance energético del país, conocer la oferta de energía "probada" y adecuarla al proyecto de desarrollo económico y social del país. Un balance energético nos indica la relación entre la producción total de energía y las necesidades internas totales de energía, más las importaciones o exportaciones totales de energía, según sea el caso, tomando en cuenta las variaciones de inventarios. El balance energético local e internacional identifica en la oferta, transformación y consumo de energía, la utilización de fuentes de energías primarias y secundarias. La energía primaria es aquella que no ha sido sometida a ningún proceso de conversión, mientras que la energía secundaria se refiere a la energía que procede de las fuentes de energía primaria por transformación de éstas. Actualmente nuestra matriz energética muestra una exacerbada dependencia de un sólo energético - derivados de petróleo- el cual representa más del 50%, tanto del total de la oferta como del consumo energético total del país. En este sentido, el balance correspondiente al año 2003 identifica que el principal consumo energético proviene de los derivados de hidrocarburos tales como: Gasolinas, Gas Licuado de Petróleo (GLP), Kerosene, Diesel y Fuel Oil. Ninguno de ellos se produce en el país. El peso específico de los hidrocarburos en el consumo energético aumenta considerablemente cuando se toma en cuenta que los combustibles utilizados en la generación térmica son primordialmente bunker, diesel y el diesel marino. Adicionalmente, la oferta de fuentes nacionales de energía han ido disminuyendo, decreciendo con una tasa anual del 10.6%, mientras que el consumo presenta un crecimiento promedio anual de 2.5%. Lo anterior ilustra la situación actual de Panamá en materia energética, donde predomina el aumento constante en el consumo de fuentes y recursos externos, principalmente el petróleo y sus derivados. Es decir, cada vez consumimos más y somos más dependientes de las fuentes de energía externas. 6

8 En atención a la tendencia decreciente de la oferta de fuentes energéticas nacionales, se hace necesario destacar la importancia de explotar y maximizar el valioso potencial eólico, solar y biomásico (turba, entre otros) con que cuenta el país, los cuales, a pesar de haber sido identificados, no han sido explorados a fondo, ni explotados, por lo que es de interés del Estado promover la inclusión de fuentes nuevas y renovables que ayuden a lograr un balance adecuado de nuestra matriz energética, con preferencia en las fuentes locales. B. Consumo por Sector Las necesidades internas o consumo a considerar en el balance energético nacional están representadas por la demanda de energía de los sectores de la economía nacional, tales como: el sector eléctrico, el industrial, el transporte, el comercial, y el residencial. En el año 2004, los sectores participaron en el consumo en las proporciones siguientes: Generación La capacidad instalada para generar energía eléctrica en Panamá fue de 1,507.2 MegaWatts (MW), de los cuales MW son por generación hidráulica y MW por generación térmica. La Autoridad del Canal suministró MegaWatts de este total. En adición a lo anterior, existen MW de autogeneradores. En el 2004, un 66% de la energía bruta generada fue causada por fuentes hidráulicas y un 34% por generación térmica, incluyendo bunker, diesel y el diesel marino. La Autoridad del Canal de Panamá (hidro-térmica) contribuyó a la generación bruta nacional con un 11.89%. En comparación con las estadísticas de generación de 2003, pudo observarse una variación estructural significativa que consiste en la reducción porcentual aproximada de 15% en la energía generada por medio de plantas térmicas. La energía total exportada a través de intercambios internacionales disminuyó de 3.2% en el 2003 a 2.3% en el El consumo total de energía eléctrica en Panamá en el 2004 fue de 456,371 MWh versus 471,839 MWh de generación total. Del consumo total de energía eléctrica, el sector comercial y de servicios públicos absorbió más de la mitad de la energía generada, seguido por el sector residencial que utiliza alrededor de un 30% de la energía eléctrica y la industria que participa con un consumo aproximado del 8%. Transporte La participación del sector transporte en el consumo de energía producida por fuentes derivadas del petróleo es liderada por el Diesel (51.96%). Las gasolinas representan el 31.98% del consumo de energía secundaria y el kerosene participa con un 15.91%. Entre 1996 y 2003 aumentó el consumo de derivados de petróleo en 5.8 millones de barriles. En este mismo período, el precio del petróleo aumentó más de un 200% y la demanda se incrementó en un 60%. El sector transporte fue responsable del 68.4% de este aumento. 7

9 Industria En cuanto a la energía secundaria, la industria utiliza Fuel Oil en un 42.37%, electricidad en un 25.09% y gasolinas en un 12.58%. También consume diesel oil en un 7.35%, gas licuado en un 2.56% y kerosene en un 0.92%. Nuestro mercado industrial es bastante pequeño en comparación con otros mercados latinoamericanos. Los principales consumidores en este sector son las fábricas de cemento como Grupo Holcim/Cemento Panamá y CEMEX. En el 2003 por ejemplo, la participación de este sector en el consumo de energía fue del 5.7% del consumo total. Comercio El consumo de energía eléctrica de este sector representó el 45% del total de la energía generada. Este sector presenta una tasa de consumo promedio de crecimiento anual de 4.1% y representa un amplio margen de la economía panameña. Residencial El sector Residencial consume un alto porcentaje de electricidad (50.82%), así como otros productos energéticos de fuentes secundarias, tales como el gas licuado (44.71%), el kerosene (3.74%) y el carbón vegetal (0.73%). En lo que respecta al consumo de energía eléctrica, este sector consumió en el 2003 un equivalente al 31.1% del consumo total a nivel nacional, y su demanda presenta un crecimiento promedio anual de 5.8%. 8

10 CAPÍTULO III DIAGNÓSTICO DEL MERCADO DE HIDROCARBUROS A. El Mercado de Hidrocarburos en Panamá Tal como lo hemos mencionado anteriormente, más del 50% de la matriz energética del país está dictada por el mercado de hidrocarburos. Durante toda la década de los 70 y 80, e incluso parte de los 90, en Panamá predominaba un mercado de hidrocarburos integrado. En tal situación el Estado podía controlar directamente los precios a los que se comercializaban los hidrocarburos. Así, la racionalidad de las decisiones empresariales estaba sujeta a los criterios establecidos por las políticas de desarrollo y fomento, pero muchas veces afectadas por los vaivenes de las políticas de corto plazo. En todo caso, gracias a los bajos precios del crudo de petróleo, nunca se evidenció la falta de formulación, y en especial, la aplicación de una política energética a largo plazo debidamente instrumentada. No obstante, dentro de las nuevas condiciones confluyen una serie de factores que apremian la construcción de una política de hidrocarburos. Dentro de estos factores tiene particular relevancia la mayor participación de actores y la descentralización de los procesos de toma de decisiones. Así, la asignación de recursos en las diferentes actividades del sector hace que la intervención del Estado deba ser mucho más indirecta. De esta forma, muchas de las medidas administrativas que pudieron haberse utilizado antes, ahora deben ser reemplazadas por mecanismos indirectos tales como incentivos o instrumentos de política fiscal. a.1 Marco legal e institucional del mercado de hidrocarburos en Panamá El mercado de hidrocarburos está regulado en Panamá por la Ley No.8 de 16 de junio de 1987 Por la cual se regulan las actividades relacionadas con los hidrocarburos, el cual ordena los diversos aspectos de la industria petrolera y prevé incentivos fiscales y otros beneficios para las empresas que inviertan en el país, en este tipo de actividades. De igual forma, crea el otorgamiento de permisos especiales para la realización de estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos preliminares y establece la figura de Contrato de Operación, que tiene por objeto establecer las condiciones en que los Contratistas desarrollarán las actividades que pretendan realizar. En este sentido, la exploración y explotación de hidrocarburos se llevará a cabo por cuenta y riesgo de los Contratistas, sin obligaciones para el Estado. Así, la ley le concede exoneración del impuesto de importación sobre maquinarias, equipos, repuestos y demás artículos necesarios para la realización de las actividades propias de exploración y explotación. También exonera del pago del Impuesto sobre la Renta sobre las utilidades a los Contratistas que se dediquen a la exploración y explotación de hidrocarburos durante los cinco primeros años de producción o hasta que recupera la totalidad de las inversiones realizadas antes del inicio de la producción comercial. Para las empresas que celebren Contrato de refinación, transporte y almacenamiento, se prevé un régimen especial de depreciación de sus bienes. Con la expedición del Decreto de Gabinete No. 29 de 14 de julio de 1992 por la cual se establece una política de liberalización del mercado petrolero en la República de Panamá y se toman otras medidas, el Estado liberalizó oficialmente el precio del combustible a nivel de comercialización. La Oficina de Regulación de Precios, encargada de establecer los precios a los cuales se debía comercializar el combustible y el costo del transporte, dictó la Resolución No. 329 de 30 de septiembre de 1992, la cual dejaba sin efecto todas la resoluciones existentes que establecían los precios y fletes de los productos derivados del petróleo, liberando los márgenes del concesionario y del distribuidor. 9

11 De igual forma, el Decreto No. 29 de 14 de julio de 1992, contempló la creación de Zonas Libres de Petróleo, lo cual consistía en recintos cerrados con controles aduaneros en donde se podrán realizar actividades de importación, almacenaje, refinación, mezcla, trasiego, venta al mercado local, manipulación de crudo, semiprocesado y reexportación. Las empresas que se acojan al régimen de Zonas Libres de Petróleo gozan de los beneficios tributarios contemplados en el Código Fiscal. Según esta modalidad el petróleo crudo y sus derivados entrarán a las Zonas Libres de Petróleo, sin pagar impuestos, gravámenes y demás contribuciones fiscales relacionadas con su importación. Con el Decreto No. 38 del 9 de septiembre de 1992 se modificó el Decreto de Gabinete No. 29 de 14 de julio de 1992 al incorporarle elementos adicionales para lograr una efectiva liberalización del mercado de hidrocarburos. Por su parte el Decreto No. 4 de de 3 de febrero de 1993 adicionó un artículo al Decreto de Gabinete No. 29 de 14 de julio de 1992, eliminó el arancel de importación a los productos derivados de petróleo con motivo de su venta o traspaso al IRHE; y el Decreto de Gabinete No. 14 de 7 de abril de 1993 reglamentado mediante el Decreto Ejecutivo No. 26 de 6 de mayo de 1993 incorporó disposiciones que facilitan el establecimiento de zonas libres de Petróleos. El Decreto de Gabinete No. 36 de 17 de septiembre de 2003 estableció una nueva reglamentación del mercado de hidrocarburos y se desarrollaron medidas con relación al funcionamiento de las actividades relacionadas con la industria y la comercialización de los productos derivados de petróleo. La última modificación que ha sufrido la reglamentación que regula el mercado de hidrocarburos se dio mediante Decreto de Gabinete No.5 de 13 de abril de 2005 con el objeto de permitir nuevos agentes en la comercialización de combustible, a través de la eliminación de una serie de requisitos para obtener la licencia de importador-exportador. Esta medida directamente favoreció a más de diez compañías, que a pesar de tener licencias para operar en Panamá para suplir combustible a los barcos que transitaban por el canal, no estaban habilitadas para suministrar dichos servicios al mercado interno. Adicionalmente, se implementaron medias para eliminar obstáculos a la importación a través de zonas libres o fincas de tanques. Respecto a nuevos usos de los combustibles, bajo el Decreto de Gabinete 5 de 2005 se reglamentó la comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para uso automotriz. Dicha reglamentación prevé la utilización tanto de HD5 como de una mezcla de propano (70%) y butano (30%) para ser utilizado como combustible alternativo en Panamá. En relación a la adecuación para la introducción del GLP como carburante, para uso vehicular, se procedió a regular: la actividad y comercialización, la instalación de gasocentros, la venta y la instalación de los equipos. Asimismo, se adoptaran normas y reglamentaciones técnicas a través de COPANIT para la fiscalización y uso adecuado de este carburante en vehículos. B. Cadena de Producción y Comercialización de los Hidrocarburos b.1 Exploraciones de Petróleo En Panamá se han realizado exploraciones desde Se han perforado unos 36 pozos, de los cuales 15 evidenciaban indicios de hidrocarburos, pero sin valor comercial, por costos no competitivos. En los 80 s Texaco logró concesiones de exploración en el Istmo. Entre 1990 y 1991 se llegaron a realizar exploraciones en la provincia de Bocas del Toro y el noroeste del país, pero sólo a base de fotografías aéreas y de satélite y muestreo de suelos. Una de las últimas compañías en realizar exploraciones en Panamá fue la Isthmian Oil & Gas Company (o Idrian Oil), un consorcio irano-suizo que trajo en 1987 una plataforma de exploración al Pacífico y perforó tres pozos en el área de la provincia de Darién, invirtiendo un total de 22 millones de dólares. 10

12 Uno de estos pozos estaba en tierra firme y los otros dos en el Golfo de San Miguel, y estos dos últimos mostraron indicios de presencia de gas natural y petróleo, aunque no económicamente factibles. El Estado retiró el contrato a la compañía en En 1997 se rechazó una solicitud de la empresa Cordillera Resources Inc. para exploración geológica, geoquímica y geofísica en busca de gas natural en la provincia de Bocas del Toro. A continuación se presenta el detalle de las empresas que han realizado perforaciones en la República de Panamá. Empresas que han realizado perforaciones en la República de Panamá Compañía Nombre del pozo Año Ubicación Profundidad en pies Sinclair Colón Bocas del Toro 1,625 Sinclair Colón Bocas del Toro 3,325 Gula Garachine Darién 3,332 Sinclair Yape Darién 3,500 Texas Chiriquí Chiriquí 3,862 Sinclair Capeti Darién 995 Sinclair Capeti Darién 3,300 Gula Garachine Darién 3,069 Gula Garachine Darién 4,984 Sinclair Bocas Bocas del Toro 8,621 Sinclair Corotú Chiriquí 9,715 Union Oil Yorkin Bocas del Toro 5,500 Corporación Petrolera Hato Bayano 1956 Panamá 1,643 Pet. Golfo Darien El Real Darién 1,641 Delhi Petrolera Chucunaque Darién 1,196 Delhi Petrolera Chucunaque Darién 1,660 Delhi Petrolera Chucunaque Darién 1,432 Delhi Petrolera Chucunaque Darién 1,288 Delhi Petrolera Chucunaque Darién 800 Champlin Oil Almirante 1958 Bocas del Toro 6,678 Champlin Oil Anita Bay 1958 Bocas del Toro 9,537 Petrolera Chiricana Corotú Chiriquí 1,661 Petrolera Chiricana Corotú Chiriquí 1,367 Delhi Petrolera R. Ahogado 1961 Darién 10,497 Caribbean Gulf Senosri Bocas del Toro 9,700 Caribbean Gulf Soledad Bocas del Toro 8,002 Pet. Golfo Darien Garachine Darién 708 Pet. Golfo Darien Garachine Darién 2,096 Corvus Corvus I 1974 Golfo de Panamá 8,614 Polaris Polaris Golfo de Panamá 9,407 Mar Caribe-Bco. Panama Exploration Marea Volcán 6,865 Sosa Petroleum Cañaza Panamá 3,283 Sosa Petroleum Cañaza Panamá 4,000 Isthmian Oil And Gas Co. Bayano 1989 Golfo de Panamá 4,500 Idria Oil And Gas Co. Anayansi 1989 Golfo de Panamá 5,000 Idria Oil And Gas Co. Cémaco 1989 Golfo de San Miguel 8,000 Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Comercio e Industria 11

13 b.2 Refinación En 1956 la República de Panamá y la Refinería de Panamá, S.A. suscribieron contrato ley para que ésta pudiera dedicarse al refinamiento de petróleo y a la venta de sus derivados. Se construyó una refinería sobre una superficie de 103 hectáreas ubicadas en el área de Bahía las Minas, Provincia de Colón. De igual forma se estableció un oleoducto que va desde la Refinería hasta Monte Esperanza, el cual también se le dio a Refinería en concesión. La referida empresa inicio operaciones en 1962 y en 1973 es adquirida en su totalidad por Texaco. La configuración de la refinería brindaba la capacidad de refinamiento de hasta 60 MBD y normalmente se utilizaba un 60% de su capacidad, es decir 36 MBD (60%). Con motivo del Decreto de Gabinete No.29 de 14 de julio de 1992 la Refinería de Panamá y el Estado Panameño renegocian los términos de los derechos y obligaciones recíprocas contempladas en su relación contractual y celebran un nuevo Contrato Ley, el No. 35 de Finalmente, para el año 2002, en el contexto de un proceso de arbitraje la Refinería y Estado llegan a un acuerdo en donde deciden aprobar la terminación anticipada de todas las cláusulas, términos y derechos que emanaban del Contrato Ley No. 35 de 1992 mediante la Resolución No. 58 del 31 de diciembre de La Dirección General de Hidrocarburos estableció los procedimientos que deberían observar las empresas que comercializaban derivados de Petróleo en el mercado doméstico de la República de Panamá. Lo anterior supuso entonces la eliminación de todas las concesiones, exenciones y beneficios que confiere el Contrato No. 35 de 1992 a la Refinería de Panamá. Para ese mismo año, las partes convienen en la celebración de un nuevo contrato ley, mediante el cual la refinería de Panamá se dedicará exclusivamente a la importación, reexportación, suministro y comercialización de los productos derivados de petróleo. Como consecuencia de tal decisión, no se realiza, a partir del 31 de diciembre de 2002, refinamiento de crudo en Panamá. Con motivo del cierre de las operaciones de refinamiento de Refinería de Panamá, la República de Panamá no cuenta actualmente con una planta de refinamiento en el territorio nacional. Dicho en otras palabras, Panamá importa la totalidad de los hidrocarburos que consume en forma de productos terminados. Esta situación evidentemente hace de Panamá un país sumamente expuesto a los vaivenes producidos por la volatibilidad en los precios internacionales en los productos terminados. La realidad internacional de altos precios se ve agravada aún más por no contar en nuestro país con una planta de refinamiento de petróleo, la cual en el peor de los casos, nos permitiría contar con cierto margen de control o atenuación en los precios finales de los productos terminados que deben ser pagados por los consumidores finales. En efecto, de mantenerse en operación la antigua Refinería de Panamá, ubicada en Bahía Las Minas, Provincia de Colón, podríamos, mediante nuestra participación en la cadena de producción y comercialización de hidrocarburos, tener acceso a diferentes productos para su procesamiento y ofrecer productos terminados al mercado doméstico, así como al cada vez más activo y competitivo mercado naviero en general, y canalero e inclusive a los mercados de productos terminados en otros países. De igual manera ello nos ofrecería mayores garantías de suministro, amén de mejorar nuestra ya deficitaria balanza de pagos mediante la exportación de los excedentes del proceso de refinado. No podemos dejar de destacar lo que, en nuestra opinión, constituyó un error de dimensiones sin precedentes. Nos referimos concretamente a la decisión tomada, en el contexto de un proceso de arbitraje, por las autoridades de turno, de acordar el cierre de las instalaciones de la Refinería a Refinería Panamá, S.A. en el año 2002 y lo que es peor aún, el no exigírseles la obligatoriedad de mantener dicha infraestructura a través de un programa de mantenimiento, en condiciones tales para que la misma pudiera ser reactivada de darse las condiciones o de surgir la necesidad que fuese operada nuevamente, lo cual es común en la industria. 12

14 La falta de previsión ha permitido que dichas instalaciones, consideradas por razones obvias bienes esenciales para la seguridad y estabilidad del mercado energético nacional, se encuentren en la actualidad en condiciones de deterioro tan evidentes y severas que requerirían inversiones cuantiosas para volver a activarlas nuevamente. b.3 Infraestructura Nacional Capacidad de Almacenamiento Panamá posee una gran capacidad de almacenamiento, la cual cuenta con una amplia infraestructura portuaria como complemento a las mismas. En este sentido, el país cuenta con instalaciones portuarias en Balboa, Rodman, Cristóbal, Charco Azul, Chiriquí Grande y Bahía las Minas, las cuales están dotadas de infraestructura de almacenamiento de combustible. La capacidad total de almacenamiento del país es de millones de galones (16.9 millones de barriles), de los cuales el 98.5% de esta infraestructura cuenta con el beneficio de instalaciones portuarias. A continuación presentamos la distribución de la capacidad de almacenamiento local, de conformidad con la Zona Libre de Petróleo de que trate. Nombre Capacidad Instalada de Zonas libres de Petróleo en Panamá Capacidad de almacenamiento Productos principales (millones de barriles) Aeronáutica Civil Combustibles de aviación Combustibles Autoridad Marítima Marinos Derivados Petroterminal de Crudo 2.9 Panamá Petroport Gas licuado Refinería Panamá Crudo y derivados Atlantic Pacific Combustibles marinos Pimpsa Combustibles y de 1.1 aviación 47.3 Decal Panama Combustibles Marinos Total Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI Capacidad de almacenamiento (millones de galones) En este sentido, la siguiente tabla presenta la ubicación, calado y capacidad de almacenamiento de Zonas Libres de Petróleo, que poseen infraestructura portuaria. Instalaciones portuarias con infraestructura de almacenamiento de combustible en el 2004 Operador Terminal Capacidad en Capacidad en millones de millones de galones barriles Productos ATLÁNTICO APSA Cristóbal Gatún Diesel y diesel marino, Bunker Petroport Cristóbal LPG PTP Chiriquí Gr Diesel y crudo Bahía Las Gasolinas, LPG, Av-Gas, Jet 13

15 Refinería Pmá Minas Fuel, Diesels, Bunker, Asfalto, Kerosene PACÍFICO APSA Balboa Diesel, diesel marino y bunker PIMPSA Rodman Gasolinas, diesel y bunker PTP Charco Azul Diesel y crudo DECAL Taboguilla Bunker, Diesel Marino Total Fuete: Dirección General de Hidrocarburos del MICI Oleoductos Existe un oleoducto transístmico que comienza en la costa del Pacífico cerca de Puerto Armuelles, Provincia de Chiriquí. Está localizado en la región más sur-occidental del país. El oleoducto se extiende 131 kilómetros (81 millas) en dirección noreste y termina en la costa atlántica, específicamente en Chiriquí Grande, Provincia de Bocas del Toro. El mismo tiene una capacidad de bombeo de 800,000 barriles por día y de 2.9 millones de barriles de almacenamiento en cada una de sus terminales. El oleoducto fue construido para facilitar el transporte del crudo desde Valdez, Alaska, hasta las refinerías de la costa del Golfo de México, en los EE.UU. No obstante lo anterior, el oleoducto podría ser modificado permitiendo el abastecimiento de crudo, proveniente del Caribe, hacia el Pacífico americano y otras latitudes. Para 1996 el oleoducto había transportado más de 2.5 mil millones de barriles de crudo. Después de ese año la operación de trasiego fue clausurada, sin embargo el mismo fue sometido hasta el reinicio de sus operaciones, a mediados de 2003, a un estrictos y rigurosos programas de mantenimiento que le permitieron mantenerse en óptimas condiciones hasta la fecha. Actualmente el oleoducto se encuentra operando nuevamente, trasegando petróleo del Ecuador (NAPO) a la costa del Golfo de México en un promedio de 75,000 barriles diarios, lo cual representa un 12% de la capacidad total de trasiego del oleoducto. Adicionalmente, se cuenta con un oleoducto que va de Colón a Arraiján, el cual constituye una de las instalaciones de infraestructura, propiedad del Estado panameño, cuya utilización pudiere ser aprovechada para el trasiego de derivados de petróleo. El mismo tiene una longitud de kilómetros 14

16 (46 millas) y antiguamente fue utilizado para trasegar fuel oil, gasolina y diesel entre las terminales de Cristóbal en el Atlántico y Arraiján en el Pacífico. En la actualidad se encuentra en desuso. Cabe destacar que, en los meses de abril y mayo del presente año, funcionarios de la Autoridad de la Región Interoceánica, a solicitud del Ministerio de Comercio e Industrias, procedieron a realizar inspecciones técnicas tendientes a evaluar el estado actual del referido oleoducto. La inspección y evaluación se llevó a cabo sobre el 50% del oleoducto, toda vez que la otra mitad atraviesa el Parque Nacional Soberanía, por lo cual se requiere coordinar con la Autoridad Nacional del Ambiente para continuar con la evaluación y la determinación de la viabilidad o posibilidad de rehabilitar este oleoducto. No obstante lo anterior, del estudio desarrollado hasta la fecha, se puede concluir, de manera preliminar, que el referido oleoducto requeriría de, cuando menos, trabajos importantes de restauración y reemplazo de ciertos tramos, toda vez que el mismo se encuentra, en varios puntos soterrado y/o recortado. Zonas Libres de Petróleo Las Zonas Libres de Petróleo fueron creadas para optimizar el aprovechamiento de la infraestructura e instalaciones de almacenamiento existentes en el país, con este fin, se creó un régimen legal y fiscal especial, que promoviera la inversión, permitiéndonos garantizar el suministro de hidrocarburos a Panamá. Todo producto derivado requiere para su venta en el mercado nacional que dicha importación se realice a través de una Zona Libre de Petróleo. Las empresas que se acojan al régimen de Zonas Libres de Petróleo gozarán de los beneficios tributarios contemplados en el Código Fiscal. Según esta modalidad, el petróleo crudo y sus derivados entrarán a las Zonas Libres de Petróleo sin pagar impuestos, gravámenes y demás contribuciones fiscales relacionadas con su importación. Este régimen también prevé la exoneración de impuestos sobre las operaciones exteriores (exportaciones). Con este propósito se adecuaron ciertos artículos del Código Fiscal, para incluir como operaciones exteriores las ventas de petróleo crudo y sus derivados que se realicen desde una zona libre de petróleo a naves marítimas y áreas de tráfico internacional que utilicen los Puertos y Aeropuertos Nacionales, así como las ventas de dichos productos que se realicen a naves que transiten por el Canal de Panamá. En Panamá existen los siguientes administradores de Zonas Libres de Petróleo, de conformidad con la siguiente tabla. Zonas libres de petróleo en Panamá Nombre Productos principales Aeronáutica Civil Combustibles de aviación Combustibles Autoridad Marítima Marinos Derivados Petroterminal de Panamá Crudo Petroport Gas licuado Refinería Panamá Crudo y derivados Atlantic Pacific Combustibles marinos Pimpsa Combustibles y de aviación Decal Panama Combustibles Marinos Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI 15

17 C. Características del Mercado Nacional de Hidrocarburos c.1 Tipos de productos que se introducen al país En el 2004 se introdujeron al país los siguientes productos derivados del petróleo, para su consumo interno: Combustibles: millones de galones. o Gasolinas de 91 y 95 octanos, diesel, kerosene, jet fuel, av gas, bunker y asfaltos. Lubricantes: 2.8 millones de galones por año. o Automotrices, industriales y grasas. Gas licuado (LPG): 52.7 millones de galones. o Gas de cocina. c.2 Fuentes de suministro Las fuentes de suministros de productos para el país, son las siguientes: Importación de hidrocarburos según país de destino En millones de barriles En millones de galones Proporción Curacao ,3% Venezuela ,0% Usa ,8% Trinidad ,9% Colombia ,8% Araba ,5% Santa. Lucia ,8% Francia ,3% España ,3% Reino Unido ,2% Chile ,1% Total ,0% Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI c.3 Importadores de productos refinados En Panamá existen catorce empresas que traen productos refinados al país. Las mismas se presentan en el siguiente cuadro. Usuarios de la Terminal Tipo de producto Zonas Libres de Petróleo Gasolinas, Gas de Cocina, Diesel, Refinería Panamá Chevron Texaco Jet/Kero, Bunker, Asfaltos, AV-GAS Petróleos Delta Diesel y Gasolinas Refinería Panamá Petróleos Nacionales Diesel y Gasolina Refinería Panamá Parque Industrial Marítimo de Pmá Diesel, Gasolinas, Bunker Parque Industrial Marítimo de Pmá Esso Standard Oil Diesel y Gasolinas Parque Industrial Marítimo de Pmá y Refinería Panamá The Shell Co. Diesel y Gasolinas Parque Industrial Marítimo de Pmá y Refinería Panamá Petroterminales de Panamá Diesel y Bunker Petroterminales de Panamá Fuel & Marine Marketing Antilles Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA Glencore Ltd Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA 16

18 CEPSA Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA Rio Energy Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA Chemoil Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA Isthmian Petroleum Diesel, Diesel Marino, Bunker APSA Taurus Petroleum Crudo (trasiego) APSA Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI c.4. Mercado de Combustibles En la presente sección se detallan cifras estadísticas del consumo nacional durante el año Detalle del consumo nacional según tipo de producto Según las mismas, se consumieron en Panamá 605 millones de galones de combustible, repartidos de la siguiente manera de conformidad con el tipo de combustible. Consumo según tipo de combustible Producto Total en millones de Total en millones galones de barriles Porcentaje Gasolinas % Diesel % Diesel Marino % Bunker C % Lubricantes y grasas % Jet Fuel % LPG % Asfaltos % Av-Gas % Total % Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI Estaciones de servicio De conformidad con datos estadísticos de la Dirección General de Hidrocarburos, en el año 2004 existían 493 estaciones de servicio a lo largo del país. El volumen de venta por provincia se presenta en la siguiente tabla. Las provincias de mayor consumo de combustible son Panamá y Colón, ciudades donde efectivamente se concentra el parque vehicular nacional. Ventas de combustible en estaciones por provincia en el 2004 Venta de combustible en millones de dólares Cantidad de estaciones De combustibles Provincia Gasolinas Diesel Kerosene Total Cantidad % Panamá % Chiriquí % Colón % Herrera % Coclé % Veragüas % Los Santos % Bocas del Toro % Darién % Totales % Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI 17

19 Flota vehicular Según estadística de la Contraloría General de la República y la Autoridad del Transito y Transporte Terrestre, en el 2004 la flota vehicular de Panamá alcanzó 548,544 unidades. De estas, 47,557 unidades correspondían a transporte público, 467,176 a vehículos particulares, 36,900 a transporte de carga y 6,900 a vehículos de uso oficial. La siguiente tabla detalle esta información. Flota vehicular de Panamá en el 2004 Tipo de transporte Unidades Taxis 24,774 Buses 7,806 Bus Colegial 5,145 Transporte empleados 299 Bus rural 670 Taxis rural 6,125 Servicio especial de turismo 1,307 Servicio especial de lujo 343 Rutas internas 980 No especificado 108 Subtotal 47,557 Vehículos Particulares* 467,176 Transporte de Carga* 36,900 Vehículos de uso oficial* 6,900 Sub total 510,976 Gran total 558,533 Fuente: Elaborado con datos de la Autoridad del Transporte Terrestre y la Contraloría general de la República Según el tipo de vehículo, la flota vehicular estuvo conformada tal como lo presenta el siguiente cuadro. Flota vehicular según tipo en el 2004 Tipo de Vehículo Registrados al 2004 Ambulancia 965 Barredora 3 Bicicleta 11 Camión 25,225 Camioneta 66,976 Carretilla 12 Carro Tanque 120 Carroza 125 Casa Rodante 24 Chiva 61 Comando 28 Concretera 157 Coupé 35,421 Grua 327 Hatchback 764 Jeep 12,456 Microbús 13,101 Mixto 9 18

20 Moto 14,156 Motoscooter 4 Mula 5,552 Ómnibus 13,002 Panel 14,635 Pick up 71,695 Plataforma 177 Remolque 15,322 Reparto 36 Sedan 253,329 Tanque 145 Van 3,475 Volquete 1,262 Otros 9,958 Total 558,533 Fuente: Autoridad del Transporte Terrestre Los tipos de vehículos más utilizados en los últimos diez años son los autos sedanes, los pick ups y las camionetas o vehículos 4x4. D. Especificaciones y precios de los combustibles en Panamá d.1 Principales especificaciones de las gasolinas y el diesel Las especificaciones del combustible utilizado en Panamá son las que se presentan en la siguiente tabla: Gasolinas Gasolina 95 Gasolina 91 Octanaje Min 95.0 RON Min 91.0 RON Indica de Número de Azufre Cetano Cetano Diesel Min 45 Min 45.0 Máx. 0.50% Fuente: Dirección General de Hidrocarburos del MICI d.2 Precio de Paridad En cuanto al precio de Precio de Paridad (PP), éste representa el precio máximo al que las empresas importadoras-distribuidoras de los productos derivados del petróleo deberán comprar para la venta en Panamá. El PP se calcula considerando los siguientes costos variables y fijos. Los costos variables del precio PP son los siguientes: a. Precio FOB de los productos en la Costa del Golfo de los Estados Unidos (USGC), que será el promedio simple de los precios publicados en la revista Platt s Oilgram Report o en la revista Platt s Global Alert bajo el título Platt s Gulf Coast Spot Assessments-Waterborne, más o menos el ajuste de calidad entre los productos reportados en la citada referencia, y los que se comercialicen en el mercado nacional. b. Flete marítimo. El mismo se mide en unidades de dólar por barril con la siguiente formula: 19

21 Flete = [( WS x STR) + MP) x (FM x FCD)], donde WS: Tarifa World Scale entre los puertos de Houston, Texas y Cristóbal, expresada en dólares por toneladas métricas, y publicada anualmente en el Wordwide Tanker Nominal freight Scale. STR: Spot tanker Rate es el valor porcentual de corrección World Scale para buquestanques de 30,000 toneladas métricas de productos limpios, operando en la zona comprendida entre el Caribe y la Costa del Golfo de los EU (CARIB/USG), publicado en Platt Oilgram Price Report o en Platt s Global Alert bajo el título Clean tanker rate Assessments). MP: Factor de incremento en flete por carga en puertos múltiples, igual a $0.60 por tonelada métrica para los productos limpios y cero para Bunker C. FM: Factor de peso muerto, igual a 1.10 FCD: Factor de corrección por vecindad, es la densidad de cada producto en toneladas métricas por barril, con los siguientes valores publicados por la Agencia Internacional de Energía. Estos valores son ajustados de acuerdos a las variaciones dadas por la AIE. c. Seguro Marítimo: se establece 0.04% sobre la renta del precio FOB USGC (ajustado por diferencia en calidad) y el flete. d. Pérdidas totales será el porcentaje que para el respectivo producto se indica a continuación, aplicado a la suma del precio FOB USGC (ajustado por diferencia de calidad), el flete y el seguro marítimo. Las pérdidas totales incluyen las pérdidas en tránsito y en almacenamiento, como se describe en la siguiente tabla. Productos Pérdidas totales Gasolina 0.40% Kerosene / AvJet 0.20% Diesel Liviano 0.20% Búnker C 0.20% e. Carta de crédito: Será de 0.40% del precio FOB USGC (ajustado por diferencia de calidad), más el flete marítimo. Los costos fijos del precio del PP son los siguientes: a. Costo fijo de operación que suma 1.15 dólares por barril. Incluye el costo de descarga del tanquero, el costo de operación de la terminal y del capital invertido. b. Margen de comercialización del terminal representa un monto de 1.25 dólares por barril. Este margen es para cubrir los gastos y la ganancia de los usuarios de la Zona Libre de Petróleo, relacionado a la compra de producto y arreglo de servicio de flete de terminal de descarga y de la venta del producto al comprador en el terminal. También, el costo de capital de trabajo utilizado por el importador y por el riesgo relacionado a cambios en el precio de los productos. 20