Han reaparecido durante las recientes semanas declaraciones en algunos medios Venezolanos, sobre eventuales cifras que serian necesarias para "rescatar" PDVSA. Aseguran que hacen falta $25.000 millones durante los próximos 10 años para rescatarla; es decir, la bicoca de $250.000 millones.
Contrario a lo que muchos piensan, en nuestra opinión no es en definitiva el caso de nuestra industria. En primer lugar porque dichas cifras no poseen fundamento de data dura, basada en la realidad actual de PDVSA. Especulan sobre un escenario catastrófico de toda su infraestructura y procesos para plantear sus cifras y de paso, sobredimensionan. Esa cifra de $250.000 millones equivale a reconstruir PDVSA desde cero, considerando que el valor en activos para 2014 (no el patrimonio) rondaba los $217.418 millones, lo cual en valor presente se traduce en ~$248.250 millones (RT: 2022).
En segundo lugar, la industria petrolera mundial se caracteriza por su capacidad de adaptarse al cambio y lo que ayer era necesario, hoy ya no lo es y por ende, pensar en "reconstruir" PDVSA a la imagen y semejanza del pasado, es un error estratégico, máxime ante los cambios en el patrón de consumo energético que se aproxima.
LAS CIFRAS
Para la estimación del capital necesario para crecer en producción por la vía de nuevos pozos (generación), tomemos las cifras frescas del caso reciente de ExxonMobil en Guyana por ejemplo. Por la vía de la analogía, la exposición de capital para desarrollar desde cero 120.000 BPD en costa afuera, en aguas de profundidades superiores a ~2.000 metros (6.560 pies), fluctúa según el plan de negocios por ellos presentados [ https://www.kaieteurnewsonline.com/2020/02/03/guyanas-offshore-facts-risks-and-challenges/ ], entre los $4.000 y $6.000 millones (tomemos $6.000 MM).
Es decir, cada 100.000 BPD de exploración y producción integral desarrollado en costa afuera equivale a $5.000 millones, lo cual hasta quintuplica el costo de una operación en tierra, ya que mientras el costo de una plataforma costa afuera ronda desde los $150.000/día a $300.000/día, el de un taladro de; digamos de 1.500 a 2.000 HP en tierra, varia entre $15.000 y $50.000 (tomemos $35.000) por día [ https://cdn.ihsmarkit.com/www/images/0321/worldwide-drillships.jpg ]. Según dicha lógica mientras en costa afuera el costo integral del barril (CPFB) es de $50.000, en tierra se ubicaria en el entorno de $10.000. Ello nos lleva a concluir que por generación (nuevos pozos), para lograr alcanzar los 3.000.000 desde un nivel hipotético actual realizable de 1.000.000 BPD, se requerirían unos $20.000 millones.
Al comparar el método analógico con los costos derivados de un requerimiento operacional previsto de 170 taladros-año, considerando la misma tasa diaria por taladro de $35.000/día, la resultante es de $19.546 millones en un horizonte de 9 años ($2.172 millones por año). Esos 170 taladros nacen de la actividad necesaria para incorporar anualmente unos 210.000 BPD por generación. A esta cifra habría que añadir lo correspondiente al costo de las localizaciones, conexiones y líneas de flujo, con lo cual las cifras con total seguridad ambas vías terminarían siendo muy cercanas ($20.000 MM Vs. 19.546 MM).
El costo operacional declarado por Exxon para Liza I es de $35 inicialmente, para luego abatirse a $25 por barril, mientras que el costo de producción de nuestros campos en durante el periodo 2004-2008, previo al impacto del plan siembra petrolera promedió $5.07 c/u; es decir, ~1/5 de aquel costo estabilizado de Exxon-Guyana en Stabroek Liza I.
Adicionalmente debe añadirse el presupuesto operativo (OPEX) de gasto por mantenimiento de producción y gastos corporativos, los cuales promedian un 45% a 65% del CAPEX (55% utilizado) en la mayoría de las operadoras petroleras (majors).
Aparte de aguas arriba (upstream) EyP, la industria requiere de otro tipo de inversiones asociadas a aguas abajo (Downstream), además de midstream. En transporte, PDVSA posee unos 5.000 kilómetros de oleoductos con promedio de 81.08 cms (~30 pulgadas) y sobre 4.500 kms de gasoductos. El costo unitario de oleo y gasoducto ronda $70.000 por km-pulgada. Suponiendo que el 60% del sistema de transporte este inhabilitado; que no es el caso, la inversión requerida totalizaría unos $11.970 millones.
En cuando a área de refinación, el parque nacional trabaja actualmente al ~20% de su capacidad operativa instalada de 1.302.000 BPD; es decir optimistamente unos 260.000 BPD de carga. Ello no significa que los procesos en si estén impedidos en esa misma proporción, sino que PDVSA no produce suficientes volumen de crudos requeridos para procesar a full capacidad. En esencia seria adecuado referirnos al primer semestre de 2017, cuando nuestras refinerías procesaban sobre 55% de su capacidad total.
Tomemos como ejemplo la refinería Dos Bocas de PEMEX [ https://www.nsenergybusiness.com/projects/dos-bocas-refinery-project/ ], el cual es un proyecto en ejecución, al igual que el caso de Guyana Exxon. Esta es una refinería de 340.000 BPD con costo proyectado de $8.000 millones, aunque se especula que el costo final se ubicará en el entorno de $12.500 millones (costo utilizado); es decir un costo unitario de $36.675 por barril procesado de capacidad instalada desde cero.
Aunque no estamos totalmente de acuerdo con ello; según estos expertos, PDVSA debería recuperar su capacidad instalada de refinación, lo cual se traduciría en unos 651.000 BPD (50% neto perdido), representando erogaciones de capital de cerca de $23.933 millones. Dichas cifras representan un escenario extremo, en donde todas las erogaciones son por esfuerzo propio, lo cual no necesariamente tiene porqué ser el caso. De hecho; no debería ser el caso en ninguna de sus operaciones, ya que la idea es jerarquizar por retorno la colocación del capital y luego pensar en negociar hacia afuera.
A lo anterior habría que añadir el costo de la deuda y quizá siendo rigurosos; los costos de remediación. Con ello, la sumatoria podría rondar con intangibles unos ~$110.000 millones para una ventana de 8 a 9 años de ejecución, con rango de exposición de entre $12.200 y $12.500 millones anuales, según el plan de aceleración siguiente;
Reconociendo que una planificación exhaustiva requiere de la conceptualización de escenarios realizables basados en data dura reciente, optamos por un método hibrido que incluye data real y data analógica en algunos casos, sin dejar de ser una opción adecuada, dado que la información analógica es reciente-cercana, mientras que las cifras operacionales de campo, procesos e infraestructura, tienden a castigar la estimación de costos y se corresponden con la realidad actual.
Pero más allá de ello, PDVSA no requiere de endeudarse en esa misma proporción para poder tener acceso a dicho capital ni hacer frente a las necesidades de inversión, ya que posee un amplio abanico de opciones. Lo que tiene es que saber hacerlo y allí es donde esta el problema.
EL FUTURO
Mirando hacia delante, en virtud de los retos que se avecinan para la industria petrolera en materia de control de emisiones [ https://www.costadelsolfm.org/2022/01/27/einstein-millan-arcia-emisiones-toxicas-ponen-a-pdvsa-en-la-mira-de-los-paises-consumidores/ ], la orientación estratégica de PDVSA debe ser revisada, pero sin perder de vista que sin lugar a dudas, el petróleo y el gas seguirán siendo "commodities" apetecidos por un muy largo periodo.
Tal y como advertimos tiempo atrás [ https://www.aporrea.org/energia/a305686.html ], para 2040-2050 habrá una fragilidad neta en la oferta de cerca de 33+ MMBD, acompañado de un aumento proporcional en la demanda de sobre 20+ MMBD al nivel de crecimiento previo a H2’2019.
De allí que se estaría traduciendo en una presión adicional de 53+ MMBD sobre la demanda, postulando un descabellado y nunca visto escenario de precios del barril, con una demanda de energía en barriles equivalentes, que deberían ser suplidos por las fuentes renovables, cercano a los ~120 MMBD. La celeridad con la que realmente entren en juego las renovables, marcará el tope de precio final del barril; de allí el tan cacareado "net zero". La coyuntura actual de Europa y los EEUU así lo confirman.
El incremento de precios podría ser apoteósico, máxime sabiendo que del total de esa posible demanda futura, el crudo apenas podría suplir cerca del 42%; es decir unos 50 MMBD, donde la OPEP estaría en posición de aportar cerca de 28 a 30 MMBD, con lo cual tendría control alrededor del 58% del mercado del fósil, versus un 25% a 30% post/pre-pandemia real.
De allí que es necesario que se reactive cuanto antes nuestra industria. Si antes nos negábamos a la privatización en masa de PDVSA, hoy estamos abiertos a la privatización "rigurosa" y parcial de ciertos eslabones de su cadena de valor. Pero donde realmente hay que hacer énfasis es en el aseguramiento de acciones de fondo orientadas a racionalizar procesos, renegociar acuerdos, reducir costos, mejorar eficiencias y sobre todo, contar con instituciones, autoridades e interlocutores (en la industria) validos y creíbles.
Algunos tienen una visión apocalíptica de nuestra industria. Nosotros vemos muchas oportunidades en ella, particularmente por su resiliencia y su bien conocido potencial de bajos costos de producción, al ser comparados contra cualquier provincia petrolera y gasífera del continente y hasta del mundo. No olvidemos que Venezuela no es solo crudos pesados. Nuestra nación posee 4 veces más reservas de liviano/mediano/condensado que México, 3 veces más que Guyana y 2 veces más que Brasil y además posee sobre 195 BPC de reservas de gas.
