24 de febrero 2017

PDVSA un chance perdido

PDVSA

La estatal apenas usa entre el 5% y el 15% de las reservas de la Faja del Orinoco, mientras derrochó la bonanza de estos años. La producción descendió 1 millón de barriles en 15 años, pero la nómina se abultó 435%. La mayor reserva de crudo pudiera quedarse fría

Petróleo de Venezuela tiene certificadas reservas de 300.000 millones de barriles de petróleo pesado y extra pesado en la Faja del Orinoco; pero, a la tasa de producción actual de 1.265.000 barriles diarios, solo aprovecha entre 5% y 10% de las mayores reservas de crudo del planeta. Este factor de recobro es sumamente bajo, si se compara con el resto de los países de la OPEP, o con la producción de crudo de lutitas en Estados Unidos, donde este indicador pasa de 30%.

Ya lo había dicho el legendario ex ministro de Petróleo saudita Ahmed Saki Yamani, "la Edad de Piedra no se acabó precisamente por la falta de piedras. Asimismo, la Era del Petróleo no terminará por falta de petróleo". Puede ser que buena parte de la enorme riqueza enterrada en la Faja del Orinoco, se quede allí como testimonio de la más grande oportunidad perdida en la historia de la República.

Para que se tenga una idea, el analista petrolero Diego González calcula que con una producción promedio de 4 millones de barriles diarios, la Faja garantizaría su actividad por 175 años, por lo menos.

Pdvsa tiene años haciendo planes para incrementar la producción en la Faja, hasta conseguir un factor de recobro de 20%, sin que hasta ahora los resultados sean alentadores. De hecho, la decisión estratégica más relevante en materia petrolera de la administración chavista es apostarlo todo por esta zona rica en crudos pesados, donde hoy operan 45 empresas mixtas, en las cuales el Estado tiene 60% del capital accionario por contrato, pero aparentemente sin recursos para hacer las inversiones necesarias para que los proyectos pendientes finalmente despeguen.

Luego de haber facturado más de 1 billón -1 millón de millones- de dólares en la mayor bonanza petrolera de la historia, entre 2004 y 2009, esta dura temporada de precios bajos ha sacado a la luz las miserias de una industria que, tras ser declarada "roja rojita" por el ex "zar" petrolero, Rafael Ramírez, en concreto produce 1 millón de barriles diarios menos que hace 15 años.

A las cifras hay que remitirse: según el ministro de Petróleo y presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino, la producción promedio del cierre de septiembre pasado fue de 2.340.000 barriles diarios, mientras que, a la misma fecha de 2001, el reporte Petróleo y otros Datos Estadísticos (Pode) registró una extracción de 3.342.000 de barriles por día.

Esta caída es ya estructural. En los años 70 y 80 del siglo pasado la producción se mantuvo alrededor de 3 millones de barriles por día, y tratar de recuperar esos niveles de extracción hoy sería sumamente costoso.

Pdvsa no incorporó tecnología oportunamente ­cuando contaba con recursos para invertir y mucha capacidad de endeudamiento­ para hacer más eficiente el mejoramiento de los crudos de la Faja, ni tampoco hizo el menor esfuerzo de inversión para optimizar su producción de petróleo mediano y liviano, a pesar que la tasa de declinación de los yacimientos de crudo convencional sobrepasa 20% anual.

PDVSA DA PARA TODO
Cuando se nacionalizó la industria petrolera ­algunos prefieren hablar de estatización- en 1976, uno de los más grandes temores que había entre los gestores iniciales del proceso era que el holding petrolero estatal se convirtiera en un "barril sin fondo" de los gobiernos de turno, y se manejara con la escasez de criterio y el clientelismo que ya pululaban en el resto de las empresas públicas.

Con esta idea, se hizo un diseño empresarial que apartara, tanto como fuera posible, a la política partidista del principal negocio del país.

No siempre se pudo y, todo hay que decirlo, la casta gerencial que surgió en el proceso también perdió el rumbo, al intentar manejar la industria como si fuera un emprendimiento privado.

A partir de la toma de control chavista del negocio petrolero, aquellos viejos temores se hicieron realidad con total contundencia.

Actualmente, la nómina de Pdvsa es de 150.032 trabajadores fijos, según cifras de 2015; además, hay que sumar a 21.284 empleados contratados. Hace 15 años, la industria tenía 32.000 empleados. ¿Cómo explicar este incremento de 435% en el número de empleados, si la producción de petróleo bajó, en el mismo período, en 30%? La razón es que Pdvsa se ha convertido en una herramienta de gestión que sirve para todo, un vehículo de transmisión directa de renta petrolera a sectores específicos, a través de "negocios" que, vista la situación del aparato productivo nacional, no han agregado valor alguno a la economía.

La petrolera estatal tiene filiales agrícola, industrial, inmobiliaria, y participa activamente en varias empresas públicas, cuyos presupuestos cubre sin contraprestación alguna, mientras debe financiar directamente misiones sociales y sufragar más de 50% del gasto público corriente, por cierto, no reflejado en los presupuestos anuales, sino que se maneja a través de créditos adicionales, además de fondos estatales muy difíciles de auditar, porque la gestión financiera del Gobierno no se caracteriza por la transparencia.

Pdvsa puede ubicarse entre las empresas petroleras menos eficientes del mercado internacional.

Para poner un solo ejemplo, la multinacional energética Shell, que opera en más de 170 países, y se está abriendo fuertemente a la explotación de energías alternativas contó, a diciembre de 2015, con una nómina global de 93.000 empleados.

LOS COSTOS
El tema de la nómina es solo uno de los que impacta negativamente la estructura de costos de Pdvsa. Los flujos de inversión son insuficientes y las metas de producción se posponen una y otra vez. Fuentes del sector petrolero trasnacional indican que Pdvsa no tiene recursos para enfrentar compromisos de capitalización.

Esta última afirmación se confirma indirectamente cuando se anuncian alianzas con las empresas de servicios Schlumberger, Horizontal Well Drillers (HWD), Baker Hughes, Halliburton, y la venezolana Y&V, para abrir 480 pozos en la Faja del Orinoco. El negocio requiere 3.230 millones de dólares en capital, y las socias pondrán sobre la mesa, aparte de su participación minoritaria, un financiamiento adicional de 700 millones de dólares, en un esquema de "co-responsabilidad".

A estas alturas, Venezuela debería tener la capacidad de producir 6 millones de barriles por día, como pontificó el "Plan de la Patria". Cifras oficiales de 2015, señalan que las inversiones realizadas fueron 17.191 millones de dólares, cuando la meta fue de 30.978 millones. En un entorno de contracción de precios, y ante la realidad de que solo invirtió 55% del capital presupuestado, Pdvsa dijo que este año se invertirían 35.000 millones de dólares. ¿Será posible? El economista y especialista en hidrocarburos Luis Oliveros sostiene que la tendencia bajista de las inversiones en el sector hidrocarburos se mantendrá, al menos, hasta 2018.

Pdvsa no ha logrado, por ejemplo, construir los mejoradores previstos en el Plan de Negocios de 2005 para la Faja. A precios actuales, cada uno requeriría no menos de $ 15.000 millones para incrementar la extracción en 100.000 barriles por día.

En la Faja, hay cuatro mejoradores de crudos pesados y extra pesados.

Según Pdvsa, su funcionamiento es óptimo; sin embargo, las importaciones de petróleo liviano para mejorar la gradación API de estos crudos han ido en aumento, al punto de que se le compraron recientemente 500.000 barriles de crudo liviano al "odiado enemigo yanqui" con este fin. Si los mejoradores funcionan tan bien, ¿por qué hay que importar cada vez más crudo convencional que, por cierto, deberíamos poder producir?

Es difícil calcular el costo real de la producción petrolera. Existen diversas estimaciones. Pdvsa dice que, a consecuencia de una reducción de 30% de sus gastos, forzada por las bajas cotizaciones internacionales, los costos de producción promedian entre 8 y 9 dólares por barril, lo que produce una ganancia bruta de más de 20 dólares por unidad, al precio promedio de $ 30 de enero pasado.

En la actualidad, la cotización promedio de la cesta venezolana subió a cerca de $ 34 por barril.

Este costo de producción promedio incluye a la extracción de crudos livianos y pesados.

Estos costos deben ser más elevados, en primer lugar por la incidencia de costos y gastos crecientes. Además, está el deterioro de activos productivos y, en el caso de la Faja del Orinoco, la importación de crudo liviano para mezclar.

El analista Nelson Hernández encontró, con base en datos oficiales, que los costos de producción en la Faja del Orinoco subieron 266% entre 2007 y 2014, al pasar de 4.93 dólares por barril a 18.05 dólares.

Además, la proporción de los crudos de la Faja en la cesta de exportación venezolana es creciente: 100% en el mismo período, desde 23,1% hasta 43,2%.

Según Luis Oliveros, la declinación de la producción de condensados, livianos y medianos hace que el petróleo mejorado de la Faja represente actualmente 73% del crudo exportado, en promedio.

Fuentes de la industria han reconocido, en escenarios internacionales, que los costos de producir cada barril de crudo mejorado ya supera los 23 dólares.

RESULTADOS FINANCIEROS
Desde 2012, los ingresos totales reportados por Pdvsa en sus estados financieros han caído 43,4%, desde $ 127.611 millones hasta 72.169 millones. En 2013, la estatal reportó una ganancia integral de $ 12.907 millones, el pico durante el "boom" de precios. A partir de este dato, la rentabilidad de la empresa se desplomó hasta los $ 2.588 millones, que reportó en su balance 2015. Una caída de 80%. Lo peor es que la ganancia sigue cayendo, pues al primer trimestre de 2016 bajó a $ 2.087 millones.

Pdvsa hizo mucho con ingresos muy inferiores a $70.000 millones antes de su conversión "roja rojita", pero hoy la gerencia aparece muy preocupada tratando de mejorar el perfil de vencimientos de una crecida deuda difícil de justificar.

De eso se trata ser la "gallina de los huevos de oro" para un propietario irresponsable.

En números, una empresa que no puede ver en su horizonte ingresos superiores a $ 80.000 millones en los próximos años, con todo y acuerdo de congelación de producción de la OPEP más Rusia, debe, según su balance 2015, $ 43.751 millones, incluyendo a Citgo, cuyos pasivos pasaron entre 2014 y 2015 de 1.907 millones de dólares a 4.082 millones, un alza de 214%.

Pdvsa es una empresa fuertemente endeudada que debe pagar $ 8.100 millones en los próximos 14 meses. Por eso ha propuesto a los tenedores de sus títulos un canje voluntario de deuda de corto plazo que, según las cuentas del economista Alejandro Grisanti, significará un incremento de sus pasivos en $ 2.150 millones, que pudo ser menor si la oferta hubiera salido a principios de año.

Frente a sus ingresos, los gastos de Pdvsa lucen muy elevados. En 2015, con un ingreso total de $72.169 millones, los gastos ascendieron a $61.511 millones. De hecho, en 2014 los egresos de la empresa sobrepasaron los $100.000 millones.

La explicación obedece a la exacción que el Gobierno hace de los recursos de la industria para pagar su voracidad fiscal, al punto que el Banco Central de Venezuela se ha convertido en financista de la petrolera, a través de la emisión de dinero inorgánico.

DE ESPALDAS AL FUTURO
Más allá de los problemas productivos y financieros que hoy afectan a Pdvsa, quizás lo más grave sea la incapacidad de su gerencia para ver las macro tendencias que definen el futuro del mercado energético global.

Mientras las grandes petroleras del mundo se transforman en conglomerados energéticos, con fuertes inversiones en productos no convencionales y más limpios, la empresa venezolana se aferra a su política desesperada de defensa de precios y a la producción de un crudo pesado, cuyo valor es amenazado no solo por esas nuevas fuentes de energía, sino por una creciente oferta de crudos convencionales de mejor calidad, como el de "lutitas" estadounidense.

El profesor Mazhar Al-Shereidah sostiene que el petróleo ha perdido 12% de su participación en la matriz energética global en 40 años y la demanda es estructuralmente menor, al punto que no crecerá más de 1% interanual en las próximas décadas. "Habrá escasez de agua dulce, pero de petróleo no. En los años ´70, la duración de las reservas probadas mundiales era de 30 años, ahora alcanza para 50 o más. Este hecho tiene dos factores, uno es la ecología y otro es la tecnología. La tecnología de fuentes renovables nos está dando sorpresas todos los días, al punto que ya van a representar 8% de la matriz energética, un crecimiento que podríamos aplicar al petróleo hace 100 años, cuando el carbón lo era todo", dice Al-Shereidah. Aparte de que EEUU puede incrementar su capacidad de producción en 100% o más para 2025, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), los costos de las energía solar y eólica han caído más de 80%; el precio promedio de las baterías de litio ha bajado más de 40%, en consonancia con una mejora importante de su capacidad de autonomía, lo que abre espacio al crecimiento sustancial del mercado de vehículos eléctricos; y las nuevas biotecnologías compiten con cada vez más ventajas con la petroquímica tradicional para la elaboración de fertilizantes y otros derivados.

Estos datos apuntan cambios que se están dando y se van concretar más temprano que tarde. ¿Qué vamos a hacer, en una perspectiva de largo plazo, con ese mar de crudo almacenado en la Faja del Orinoco? Diría alguien en una cola para comprar comida que es una lástima que el petróleo no se come.

 

Edición del 2017/02/23
;