Irónicamente, cuando el barril repunta a valores no vistos desde Mayo’2014, nuestra industria petrolera atraviesa su peor momento. En el entorno 2006-2007 con un barril similar, PDVSA facturaba anualmente $96.242 millones, con una producción de 3.150.000 BPD.
Hoy en medio de una de las peores gestiones en su historia, donde los crímenes ambientales abundan, donde la improvisación abunda, y donde la destrucción de su valor es una constante, solo espera facturar para 2021 unos $8.000 millones; unas 12 veces menos que entonces.
Hoy PDVSA ha prácticamente dejado de producir para pasar a ser una empresa importadora. El mismo patrón a grandes rasgos de toda Venezuela, donde han dejado de producir para pasar a importarlo todo.
Más allá del efecto de las sanciones, nuestra corporación ha sido diezmada como si se tratase de un plan para devaluarla; para ponerle mano. Una estrategia de apoderamiento quizá, para dar salida a "esos capitales mal habidos" estancados en múltiples manos, pero cada vez más cercados por la justicia internacional.
Si antes defendíamos su rescate, hoy pensamos que es inevitable la privatización de gran parte de PDVSA.
La más reciente decisión del MENPET y PDVSA, no escapa de la misma ruta de decadencia que ha devorado nuestra industria. Petróleos de Venezuela y National Iranian Oil Company, acaban de firmar un contrato para intercambiar crudo de la FPO por condensado iraní, en un promedio de ~2.000.000 Bbl/mes, por un periodo de 6 meses [ https://www.gulf-times.com/story/701137/Iran-Venezuela-in-oil-export-deal-despite-US-sanct ].
Ante su gran fracaso en producir nuestras propias reservas de crudos y condensados y operar apropiadamente nuestras refinerías, lo que PDVSA busca con las importaciones iraníes, es crear una ilusión de mejora en las cifras de producción y exportación, a expensas de incorporar mayor volumen de fracciones importadas, que luego serian reportadas como propias, aunque el efecto neto en el flujo de caja sea en realidad contrario. Un ardid engañoso de esos que hunden nuestra corporación entre pérdidas, saqueo, decadencia y teorías de conspiración.
LOS NEGOCIOS DEL MINISTRO:
Al barril actual el costo de esos 2 MMBbls-mes de condensado iraní, equivale a ~$145 millones más el costo de transporte por ser entrega CIF, mientras que el costo de ese mismo volumen de crudos de la FPO, equivale a ~$97 millones menos el descuento por ser entrega FOB. Para equiparar costos de intercambio (swap), PDVSA tendría que absorber la diferencia en divisas, o entregar mayor volumen; unos ~3.000.000 Bbls de crudo de la FPO. El peso de ese volumen importado se traduce en la absorción o inutilización de una cuota de producción de crudos de la FPO conservadoramente del orden de ~100.000 BPD, que serian dirigidos a honrar dicho compromiso. Es decir, con dicho acuerdo, Venezuela entrega 3.000.000 de barriles y recibe 2.000.000 de barriles de los iraníes e inutiliza unos 100.000 BPD de su producción.
Mientras Irán produce y vende sus crudos, también revende nuestro crudo al mercado asiático; hoy y hasta al menos el cierre de Q2’2022 al alza, cuando se cumplen los 6 meses del acuerdo de intercambio con PDVSA.
Venezuela además entrega con dicha transacción en bandeja de plata, una porción de un mercado fundamental para la colocación de sus crudos; el mercado Chino y el pacifico del sur.
Esos 2.000.000 Bbls-mes importados desde Irán, podrían elevar el potencial de producción de la FPO en ~220.000 BPD-bruto al suplir parcialmente las necesidades de dilución, con lo que el remanente de ganancia volumétrica luego de restar el compromiso con Irán, estaría en el orden de 120.000 BPD (220-100) de crudo diluido FPO, menos una merma del alrededor del 8% para un neto de ~110.000 BPD.
De ese total de 110.000 BPD, la distribución volumétrica neta que le queda tanto a PDVSA como a sus socios seria proporcional a su participación accionaria, por ende habría que restar los costos de producción y la ganancia del socio por tratarse de empresas mixtas, con lo cual el remanente liquido para las arcas de Venezuela producto de dicha transacción es algo cercano a despreciable.
No olvidemos que las empresas mixtas estaban obligadas a pagar varios impuestos; impuesto de ventajas especiales (3,33%), el de desarrollo de proyectos endógenos (1%), el superficial por campos ociosos y un impuesto sombra que asegure que la suma de la regalía de 30%, la regalía adicional de 3,33%, y el impuesto sobre la renta sea igual, como mínimo y en ciclo fiscal, a 50% de los ingresos brutos de la empresa mixta.
Pero en este caso la historia es otra. En el caso de las ASP no sabríamos decir, debido a los acuerdos hechos tras la sombra de la ley antibloqueo. He allí el caso de transacciones oscuras hechas a espaldas del país y que nadie puede objetar, así sean nocivas.
Pero una cosa es segura, el costo de hacer negocios con las ASP es superior al costo de hacer negocios con las empresas mixtas, debido al intangible del riesgo país, del riesgo operacional y del riesgo financiero, bajo la premisa de hacer negocios en Venezuela ante un escenario de sanciones.
Al final de esa funesta transacción con Irán, los números no se traducirán en ganancia para el país, sino para el que entrega el condensado y quizá; para el que funge como intermediario. Tristemente, a PDVSA los mismos que la dirigen la han reducido y puesto contra la pared, donde lo que antes producía y exportaba, hoy tiene que importarlo.
MAL PRESAGIO:
Parece ser que el vocero oficial de PDVSA es ahora el sindicalista Wills Rangel, quien no posee ninguna preparación profesional conocida [ https://www.bancaynegocios.com/pdvsa-usara-condensado-irani-para-reactivar-las-tres-mayores-empresas-mixtas-de-la-faja-del-orinoco/ ]. Rangel asegura que; "la producción total de crudo de Venezuela ronda los 750.000 BPD, superior a los 641.000 BPD que el país dijo a la OPEP que promediaba en Agosto..." Es decir, el sindicalista afirma que la empresa produce más de lo que reporta a la OPEP.
La FPO posee 4 divisiones; Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá. De todas estas, Carabobo es la que más suma producción actualmente, seguida por Junín y Ayacucho. Boyacá es una división marginal en términos volumétricos. Según Rangel, el destino de los cargamentos de condensado serian 3 EPM; Petropiar (70% PDVSA) en Ayacucho, Sinovensa (60% PDVSA) en Carabobo y Petrocedeño (100% PDVSA) en Junín.
Petropiar hasta inicios de mes no producía y su desfase respecto al plan era de 110.000 BPD, asfixiado por diversos problemas desde escasez de diluyente hasta conexiones, repuestos, y actividad (cabilleros/equipos). Sinovensa con un desfase según plan de unos 60.000 BPD, solo abonaba unos 44.000 BPD y enfrentaba problemas de fallas eléctricas, escasa actividad, conexiones y diluyente. Petrocedeño es la EPM que requiere mayor esfuerzo y la que abonaría menor ganancia relativa entre las tres.
Bajo la nueva premisa de disponibilidad de diluyente, nuestros cálculos sugieren que a partir del cierre de Octubre a inicios de Noviembre, la producción puntual pudiera elevarse hacia el entorno de los 710.000 a 740.000 BPD (OPEP directo), con unos 580.000 a 600.000 BPD (OPEP secundario) muy lejos de la meta de 1508.000 BPD jurada por T. Aissami.
Al cierre de 2021 podría alcanzar una producción promedio revisada de 610/533 MBD (OPEP directo/secundario), asistida por el impacto que tendrá el arribo de esos 2 MMBbls de condensado en la disponibilidad bruta de mezclas proveniente de la FPO. Sn embargo, en cuanto a la disponibilidad neta; esa que abona flujo de caja, Venezuela sufrirá a partir de Septiembre, un descenso apreciable al deducir la cuota de ~100 MBD pertenecientes a Irán.
Por el lado de las exportaciones, estas cedieron drásticamente hacia el entorno de los 350 MBD para el cierre de Septiembre, mientras que el promedio año revisado señala una cifra cercana a 670 MBD. Por el lado de los ingresos brutos, cerrará el año en el entorno de los $8.000 millones, aun a pesar de un barril criollo promedio de ~$51+.
Por ahora ninguna operadora de calibre ha decidido invertir en PDVSA. La reticencia y desconfianza aun persisten y persistirán, mientras exista esa realidad difusa en torno a nuestras instituciones, clima político, temor a recrudecimiento de las sanciones y sobretodo, ante la gris imagen de quienes dirigen la materia petrolera en nuestro país, donde un sindicalista funge como vocero de la industria petrolera nacional.
De resultar adversa la percepción electoral en Noviembre, el país se vera sumido en un desastre aun mayor al vivido durante 2019-2020. De resultar favorable, hacia mediados de 2022 podrían arribar fuertes inversiones en el sector energético y particularmente gasífero del país, específicamente de parte de Rusia, China, EEUU y España.