Elio Cunto
El logotipo de PDVSA, según se explica en su página web, “está basado en un petroglifo en forma de sol ornamentado, representado en la Piedra Guarataro, que se encuentra en Caicara del Orinoco”. El color original del logotipo, azul oscuro, se cambió a rojo en 2003, luego del paro petrolero que culminó con el despido de la mayor parte de los cuadros profesionales y gerenciales que habían hecho su carrera en la empresa. El cambio de color simbolizó la culminación del objetivo de la administración estrenada en 1999 de crear una “nueva” PDVSA que, a diferencia de la “vieja”, estuviera comprometida con su proyecto ideológico y sujeta a mayor control por el ejecutivo. Usando los calificativos que definían ambas concepciones, se pasó de la PDVSA “meritocrática” a la PDVSA “roja rojita”. Como veremos en este análisis, en la transformación PDVSA se debilitó como empresa petrolera y quedó en peor posición para generar los recursos financieros que requiere el país.
(Nota: todas las cifras mostradas en este análisis provienen de informes oficiales, bien sea de PDVSA o del Ministerio de Petróleo y Minería)
Reservas de petróleo
Entre 1998 y 2014 las reservas probadas de crudos se cuadruplicaron, pasando de 76 mil millones de barriles (76 MMMB) a casi 300 MMMB. Este enorme aumento resultó de incorporar como reservas a los crudos de la Faja del Orinoco. La Faja, que se descubrió en 1936 con el pozo Canoa-1 perforado por la Standard Oil de Venezuela, no se desarrolló de inmediato porque en ese momento los crudos muy pesados no tenían interés comercial. Su gigantesco potencial se analizó en 1967 en el estudio de los geólogos Galavís y Velarde; luego, entre 1978 y 1983, PDVSA realizó un intenso trabajo exploratorio para cuantificar los recursos en esos campos.
La incorporación de recursos de la Faja a las reservas se hizo posteriormente, en especial con el programa “Orinoco Magna Reserva” que entre 2007 y 2010 agregó unos 200 MMMB de crudos extrapesados a las reservas. El programa fué muy publicitado por el oficialismo, pues mostraba a Venezuela como el país con las mayores reservas del mundo, pero no abordaba el principal problema de la Faja, que son las enormes inversiones requeridas para producir y mejorar sus crudos extrapesados. En otras palabras, el principal reto de la Faja no es cuantificar sus reservas sino ejecutar proyectos para desarrollar sus recursos.
En relación con las reservas desarrolladas (volumen de petróleo que se puede recuperar comercialmente con los pozos o instalaciones de producción disponibles), en lugar de incrementarse entre 1998 y 2013 más bien se contrajeron unos 4.5 MMMB. Como se aprecia en el gráfico 1, hubo disminuciones sustanciales en lo referente a livianos y medianos y sólo en los extrapesados se registraron aumentos, provenientes principalmente de las inversiones realizadas por las Asociaciones Estratégicas iniciadas por la “vieja” PDVSA.
En
cuanto al aumento de las reservas por descubrimientos, o sea, las que
resultan de éxitos exploratorios en áreas nuevas, lo más significativo
en toda la historia de PDVSA fueron las grandes reservas de crudos
livianos y medianos descubiertas al norte de Anzoátegui y Monagas en la
década de los 80. El esfuerzo exploratorio de PDVSA posterior a esos
descubrimientos ha sido mucho menos fructífero, posiblemente porque
luego de casi un siglo de exploración en Venezuela ya no deben quedar
muchos campos grandes por descubrir.
Producción de petróleo
Los
campos descubiertos al norte de Monagas y Anzoátegui se desarrollaron
rápidamente y permitieron que la producción aumentara en un millón
cuatrocientos mil barriles diarios (1.4 MMBD) entre 1989 y 1998. En el
gráfico 2 se aprecia este crecimiento, que contrasta con la declinación
de cuatrocientos setentiseis mil barriles diarios ( 476 MBD) entre 2008 y
2014.
En
cuanto al papel de las cuencas productoras, en el gráfico 3 se aprecia
que la producción de la cuenca Oriental (excluyendo la Faja) se ha
mantenido estable desde 2004 en unos 1.300 MBD (Nota: las oscilaciones
entre Cuenca Oriental y Faja entre 2008 y 2013 posiblemente se deban a
inconsistencias en la asignación de áreas de producción a uno u otro
sector). Por su parte, la cuenca de Maracaibo ha estado declinando desde
2001 a un ritmo de 63 MBD anual, que se compensó hasta 2006 por los
aumentos provenientes de las Asociaciones Estratégicas de la Faja y
luego en menor grado por los incrementos en otros proyectos de la Faja.
Estas
observaciones llevan a concluir que la opción más viable para mantener y
aumentar la producción es el desarrollo de la Faja. Aunque no se
dispone de información detallada y reciente sobre las inversiones
previstas, según el Informe de Gestión PDVSA 2013, para aumentar la
producción en 3.000 MBD harían falta inversiones por 187.555 MM$, o sea,
unos 60 mil $ por cada barril desarrolado. Eso significa que cada
módulo para producir 100 MBD costaría unos seis mil millones de dólares.
El
otro aspecto a resaltar en lo referente a producción es la continua
declinación de los crudos livianos y medianos y el creciente volumen de
los extrapesados. Esto hace que su composición promedio sea más pesada y
entre 1998 y 2014 la gravedad promedio pasó de 24.7 a 19.5 grados API,
lo cual significa que el promedio pasó del rango de los crudos medianos
al rango de los pesados. Esto conlleva a un deterioro en la
comercialización, porque mientras más pesados sean los crudos mayor es
el descuento en el precio respecto a los indicadores de mercado (Brent,
WTI, Maya) y menor el universo de refinerías donde se pueden procesar.
La Faja del Orinoco
Hasta
el presente, la iniciativa más importante para desarrollar la Faja fue
la constitución entre 1993 y 1997 de cuatro Asociaciones Estratégicas,
como parte del programa de “Apertura Petrolera”. Lo novedoso, y
polémico, de estas Asociaciones es que eran sociedades entre PDVSA con
varias petroleras internacionales, donde PDVSA no tenía control
mayoritario. Con la modificación a la Ley de Hidrocarburos de 2006,
donde se establece la participación mayoritaria de PDVSA en las empresas
dedicadas a la producción, las Asociaciones se transformaron en
Empresas Mixtas, con una participación accionaria de PDVSA de al menos
60%. Debido a que algunos socios no aceptaron la migración a empresas
mixtas, PDVSA asumió el 100% de las acciones en una empresa
(Petroanzoátegui, anteriormente Petrozuata) y 83% en otra (Petromonagas,
anteriormente Cerro Negro).
Un aspecto clave en estos proyectos
es la construcción de mejoradores de crudos, que convierten los crudos
extrapesados en crudos más livianos, resolviendo así los problemas de
transporte y comercialización de los extrapesados. La parte central de
los mejoradores son las unidades de coquificación que, mediante la
extracción de carbono de los crudos extrapesados, producen hidrocarburos
más livianos. Como resultado de este proceso se produce coque, un
subproducto de bajo valor comercial, que requiere de manejos especiales
para minimizar impactos ambientales.
Los resultados operacionales
de esas cuatro Asociaciones / Empresas Mixtas se muestran en el gráfico
4. Allí se puede apreciar que en su etapa como Asociaciones, la
producción se incrementó hasta llegar a la capacidad prevista (600 MBD),
pero actualmente está en unos 80 MBD por debajo de esa meta. En cuanto
al coque, su producción fue en aumento hasta 2006, pero luego se
contrajo un 45% entre 2006 y 2011 (no hay datos más recientes). Esta
contracción en la producción de coque indica que los mejoradores
estarían funcionando muy por debajo de su capacidad, lo que obligaría a
usar mezclas con diluentes o con crudos livianos para disponer de los
crudos extrapesados que no pasaron por los mejoradores.
Aunque
en los Informes de Gestión de PDVSA consistentemente se enuncian
ambiciosos planes para desarrollar la Faja (del orden de 3 millones de
barriles en un quinquenio), la realidad es que esos planes no se han
materializado y actualmente sólo se producen unos 200 MBD fuera de las
cuatro asociaciones originales. La principal contribución proviene de
Sinovensa (que opera el área inicialmente asignada a Bitor en 1990 para
producir Orimulsión) que aporta 155 MBD, en tanto que otros siete
proyectos totalizan 39 MBD. Sin embargo, ninguno de esos proyectos
cuenta con un mejorador y la producción de extrapesado debe ser mezclada
con diluentes o crudos más livianos para su transporte y
comercialización.
Para ilustrar la lentitud en la ejecución de
los proyectos de la Faja, en febrero de 2010 se licitaron tres bloques
del área Carabobo para crear empresas mixtas. El bloque 1 se otorgó a un
consorcio formado por Repsol, Petronas y otras empresas de la India, el
bloque 2 no se adjudicó y el bloque 3 se otorgó a un consorcio liderado
por Chevron. La producción de esas empresas en 2014 fueron 7 MBD para
la asociación con Repsol (Petrocarabobo) y 2 MBD para la asociación con
Chevron (Petroindependenca).
Refinación Nacional
Aunque el
nivel de procesamiento en las refinerías nacionales ha sido
relativamente estable, en el gráfico 5 se aprecia que entre 1998 y 2013
disminuyó el rendimiento de productos de mayor valor (gasolinas, naftas,
jet y destilados) y aumentó la producción de combustibles de menor
valor (residuales).
La explicación más probable
de este deterioro es que las unidades de proceso que convierten
corrientes pesadas en componentes más livianos (desintegración
catalítica, coquificadores, etc) tengan menor disponibilidad por
problemas operacionales o de mantenimiento. Esto hace que aumente el
volumen de combustibles residuales y disminuya el de gasolinas y
destilados, reduciendo el valor comercial del paquete.
Exportaciones
De
acuerdo a la más reciente Memoria y Cuenta del Ministerio de Petróleo y
Minería, las exportaciones de crudos cayeron de 2.217 a 1.859 MBD entre
2006 y 2014, en tanto que las exportaciones netas de productos
(descontando las importaciones) pasaron de 426 a 264 MBD. Sumando estos
dos renglones, se tiene una disminución de medio millón de barriles
diarios en las ventas internacionales. Esta disminución se debe a dos
factores; el primero es la declinación de la producción ya comentada
anteriormente, y el segundo es el aumento de 130 MBD en el mercado
interno, fundamentalmente por un incremento de 90 MBD en el consumo de
diesel, asociado al uso de combustibles líquidos para generar
electricidad.
Paralelamente con el menor volumen exportado, la
proporción de los crudos y productos de mayor valor también se reduce,
en perjuicio del valor promedio del paquete de exportación. Por el lado
de los crudos tenemos que entre 2000 y 2013 las exportaciones de crudos
livianos y medianos disminuyeron en 900 MBD. En cuanto a los productos,
las exportaciones de combustibles de mayor valor, como gasolinas, naftas
y destilados, que en el 2000 totalizaban unos 400 MB, prácticamente han
desaparecido y en cambio las ventas de combustibles de menor valor como
el residual, han aumentado unos 60 MBD hacia 2013.
Otro aspecto
relevante en el comercio internacional es que Venezuela ha perdido
ventajas como suplidor natural en sus principales mercados. Hacia 1998
Estados Unidos era el destino natural de las exportaciones venezolana,
no sólo por la cercanía geográfica, sino por ser Estados Unidos el
primer importador mundial de hidrocarburos y contar con refinerías
capaces de procesar crudos pesados.
La situación actual no es tan
ventajosa para PDVSA, porque Estados Unidos perdió interés como mercado
natural y en sus nuevos mercados Venezuela no tiene ventajas naturales
sino una gran competencia con suplidores más cercanos. En el caso de
Estados Unidos, además del interés geopolítico del oficialismo de
disminuir las exportaciones a ese destino, las importaciones americanas
se han reducido sustancialmente debido al crecimiento en la producción
asociada al “fracking” y a la declinación de su consumo. Los nuevos
destinos de las exportaciones venezolanas (China, India y Singapur),
aunque son los mercados de mayor crecimiento, cuentan con amplios
suministros de suplidores mucho más cercanos como el Golfo Pérsico,
Rusia y África.
Capacidad financiera
La deuda total
de PDVSA en bonos denominados en dólares u otras divisas se multiplicó
por seis entre 1999 y 2014, pasando de 5.662 millones de dólares (MM$) a
33.867 MM$ en 2014. Este aumento, lejos de significar un reconocimiento
de la banca internacional a la solvencia financiera de PDVSA, es en
buena parte el resultado de emitir bonos calificados como de alto riesgo
(y por consiguiente de alto rendimiento) y no negociables en Estados
Unidos, pero que se podían comprar en bolívares. Debido al control de
cambios existente desde 2003, estos instrumentos eran una de las pocas
opciones para convertir la moneda local a dólares y por lo tanto
tuvieron gran aceptación entre los compradores.
Muy diferente era
la situación en 1999, cuando los bonos reportaron un ingreso real de
dólares a PDVSA. Por otra parte, los bonos cumplían todas las
disposiciones del SEC de Estados Unidos y tenían una alta calificación
como instrumentos de inversión. Actualmente PDVSA no tiene acceso a
financiamiento a través de emisiones públicas de bonos, porque su pobre
evaluación crediticia le obligaría a pagar muy altas tasas de interés.
Las facilidades crediticias que dispone, en su mayoría son préstamos
extendidos (o gestionados en bancos estatales) por sus socios en
diversas empresas mixtas, otorgados para que PDVSA pueda cumplir con los
aportes que le corresponden como socio mayoritario en la empresa mixta.
Finalmente, la situación financiera tanto de PDVSA como de Venezuela,
se ha agudizado con la caída en los precios petroleros, que están
prácticamente a la mitad de lo que eran en 2013.
Conclusiones
La
PDVSA actual es una empresa que desde 2006 ha visto mermar sus
exportaciones en medio millón de barriles diarios, debido a la
declinación de su producción y al aumento en sus obligaciones para
atender la creciente demanada del mercado interno.
Paralelamente
sus exportaciones contienen una mayor proporción de crudos y productos
de menor valor y de mayor dificultad para comercializar. Esto ocurre no
sólo por la declinación en la producción de crudos livianos y medianos,
sino por ineficiencias en la operación de los mejoradores de la Faja y
de las unidades de conversión en las refinerías.
La opción más
viable de PDVSA para revertir la declinación de la producción y el
deterioro en la calidad promedio de sus crudos es la puesta en marcha de
proyectos integrados producción-mejoradores en la Faja del Orinoco.
Estos proyectos, que implican cuantiosas inversiones y largos tiempos de
ejecución, hasta ahora no se han podido concretar, sin duda afectados
por la precaria situación financiera de PDVSA.
[Tomado de
http://analitica.com/opinion/de-la-pdvsa-azul-a-la-pdvsa-roja/.]
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