Por Francisco J. Monaldi
La industria petrolera
venezolana está en caída libre. La producción bajó un 12% durante 2016 y la
petrolera estatal PDVSA tiene graves problemas de flujo de caja. Ha acumulado
retrasos significativos en los pagos a sus proveedores y socios y tiene
dificultades en el pago a sus acreedores financieros.
Aunque el colapso se ha
acelerado con la merma de los precios del petróleo desde 2014, el sector ha
tenido severas dificultades por más de una década, y la producción ha caído en
más de un tercio si la comparamos con su pico más alto en la década de los
noventa. El país desperdició una oportunidad tremenda para incrementar
inversión y producción durante el reciente auge de precios del petróleo que
duró una década.
Por fortuna para Venezuela,
que es altamente dependiente de las exportaciones de petróleo para generar
divisas e ingresos fiscales, la industria puede recuperarse. El país tiene la
base de recursos de crudo extra-pesado más grande del mundo, las reservas de
crudo convencional más grandes de América Latina, y un gran potencial en gas
natural.
Adicionalmente, la experiencia
de nuestros vecinos latinoamericanos demuestra que cambios institucionales
apropiados pueden atraer significativas nuevas inversiones. Brasil, Colombia, y
más recientemente México, han implementado reformas petroleras con gran éxito.
Tales reformas estuvieron orientadas a ofrecer reglas creíbles a los
inversionistas extranjeros, reforzar la capacidad regulatoria del Estado, y
reestructurar la empresa petrolera estatal. Por tanto, la rueda no tiene que
reinventarse en Venezuela. Podemos aprender de experiencias regionales exitosas
y adaptarlas a la realidad venezolana: la dotación abundante de crudos no
convencionales, las restricciones económicas, políticas y sociales, y las
condiciones institucionales prevalentes, cuando la reforma empiece.
El colapso de la industria
petrolera venezolana
Después de una exitosa
apertura petrolera en la década de los noventa, en la cual la inversión
extranjera añadió más de un millón de barriles por día (bpd) de producción, la
industria petrolera venezolana entró en un periodo de declive. Hay múltiples
causas para esta caída, pero al menos cuatro son particularmente relevantes:
1.
Debido al conflicto político entre el
presidente Hugo Chávez y la gerencia de PDVSA, en el 2003, alrededor de la
mitad de sus empleados fueron despedidos, incluyendo la gran mayoría de su
personal ejecutivo y técnico. Todavía estamos pagando las consecuencias de esa
masiva pérdida de capital humano.
2.
Durante 2005-2007, el gobierno renegoció
forzosamente contratos con compañías extranjeras, cambió condiciones fiscales y
nacionalizó algunos proyectos. La forma arbitraria en la que fueron conducidas
las expropiaciones continúa teniendo efectos reputacionales negativos en la
inversión extranjera.
3.
Durante 2008-2009, algunas compañías de
servicio fueron nacionalizadas y transferidas a la muy corrupta e ineficiente
división de servicios de PDVSA.
4.
El gobierno ha extraído sistemáticamente
recursos excesivos de PDVSA, privándola de los fondos que necesitaba para
reinversión, incluso durante los años de altos precios.
Los síntomas de la caída de la
industria petrolera no se limitan al colapso de la producción en más de un
millón de bpd durante la última década. La producción operada por PDVSA ha
caído mucho más aceleradamente que la producción total, siendo parcialmente
compensada por incrementos en la producción de las empresas mixtas con socios
internacionales. Los campos operados exclusivamente por PDVSA producen hoy en
día dos tercios menos que en sus niveles pico al final de los noventa. Como
resultado, cerca de la mitad de la producción total de Venezuela está en manos
de las empresas mixtas. Adicionalmente, la canasta de petróleo venezolana se ha
vuelto más pesada y menos rentable, y cerca de dos tercios de la producción
actual es de crudos pesados y extra-pesados. Las áreas de producción
convencional están en rápida declinación, y la única región con crecimiento es
la Faja Petrolífera del Orinoco, principalmente en los crudos extra pesados.
Las exportaciones cayeron más
rápidamente que la producción hasta 2013, cuando la recesión económica inició
una contracción del consumo interno. La gasolina y otros productos refinados
son masivamente subsidiados, los precios internos no cubren los costos de
producción y mucho menos los costos de oportunidad. Como resultado, PDVSA
incurre en fuertes pérdidas sobre casi un cuarto de su producción.
Adicionalmente, las
exportaciones netas son más pequeñas, ya que Venezuela ha estado importando
cerca de 200 mil bpd de costosos productos refinados y crudo ligero, para el
mercado interno y como diluyentes para las exportaciones de crudo extra pesado.
Además, una proporción significativa de las exportaciones petroleras
están destinadas a la amortización de préstamos repagados con crudo (con China
y Rusia como acreedores principales), a pagar los préstamos de socios en las
empresas mixtas, y a las exportaciones subsidiadas a países aliados del régimen
venezolano, como Cuba (que han sido reducidas, pero todavía son relevantes).
Como resultado, PDVSA recibe flujos de efectivo por menos de 800 mil bpd de una
producción total de 2.2 millones bpd. La severa limitación de efectivo causada
por el colapso en los precios de petróleo ha empeorado una trayectoria
financiera ya insostenible.
La deuda financiera externa de
PDVSA creció de unos 3 mil millones de dólares en 2005 a 44 mil millones de
dólares en 2015, y la deuda con socios y proveedores se disparó a más de 10 mil
millones de dólares, lo que ha limitado su capacidad de inversión. El número de
taladros en operación disminuyó en 23% sólo en 2016. Muy pocos proyectos
petroleros se han materializado durante la última década. Menos de 100 mil bpd
de producción se han concretado de los más de un millón de bpd proyectados en
los nuevos proyectos de la Faja del Orinoco. Los costos por barril de la
industria petrolera se han incrementado debido a una combinación de gran
ineficiencia y sobrevaluación del tipo de cambio oficial. El número de
empleados en la nómina de PDVSA ha aumentado casi tres veces en una década, a
cerca de 140 mil trabajadores, mientras que la producción ha caído en un
tercio, empeorando dramáticamente la productividad por trabajador a menos de la
cuarta parte de sus niveles máximos. Los nefastos controles de cambio,
generando masivas distorsiones en la economía venezolana, también han sido un
gran peso para el sector petrolero.
En los últimos años, el
dramático colapso de la industria ha llevado al Gobierno a ser más pragmático.
Algunos socios de las empresas mixtas de crudo convencional han negociado
nuevos contratos con PDVSA, ofreciendo financiamiento a cambio de un mayor
control sobre los flujos de caja de los proyectos. Ha habido modestas
modificaciones en el régimen cambiario y una flexibilización del impuesto a
ganancias extraordinarias, que ha mejorado las condiciones económicas de
algunas de las empresas mixtas, y los socios de algunos proyectos han recibido
un mayor control operativo. Se ha iniciado la negociación de un proyecto para
exportar gas natural a Trinidad con el objeto de monetizar las significativas
reservas de gas costa afuera de Venezuela, aprovechando la infraestructura de
gas natural licuado de su vecino. Sin embargo, más que una nueva estrategia
coherente para atraer la inversión, estos cambios a menudo reflejan una
desesperación urgente por efectivo. Como resultado, poco se ha logrado en
términos de nuevas inversiones y producción. De hecho, algunas decisiones han
comprometido el futuro de la industria petrolera, como el uso de las acciones
de CITGO, subsidiaria de refinación de PDVSA en los Estados Unidos, como
garantía para un canje de bonos y un préstamo de Rosneft.
Las necesarias reformas
Los graves problemas del
sector petrolero no pueden ser resueltos con cambios cosméticos a las políticas
actuales. Requieren de una transformación significativa de la industria
petrolera venezolana. El principal objetivo de estas reformas debería ser
incrementar significativamente la inversión aguas arriba para estabilizar la
producción y eventualmente lograr un incremento muy sustancial en las próximas
dos décadas. Ese objetivo debe ser compatible con las enormes necesidades
fiscales del Estado venezolano, por tanto, una parte muy significativa del
capital debe provenir de compañías petroleras privadas y, cuando sea factible,
complementar el financiamiento con fondos obtenidos a través del mercado de
valores y project finance.
El Estado debería limitar la
toma de excesivos riesgos de inversión, compartiendo una proporción mayor de
los proyectos más riesgosos con socios calificados que tienen ventajas en el
manejo de estos riesgos y que pueden proveer tecnología y conocimiento. Para
atraer estas inversiones el marco institucional, contractual y fiscal debe ser
flexible, competitivo, y al mismo tiempo capaz de garantizar que el estado
capture las rentas en diversos escenarios de precio y productividad de los
campos.
El uso de subastas
competitivas para determinar la participación del Estado en las ganancias
debería ser la norma. Adicionalmente, la petrolera estatal debería reenfocarse
en sus negocios medulares y concentrar su limitada capacidad de inversión en
áreas de bajo riesgo y altas ganancias, donde los socios operativos no sean
necesarios y donde contratistas de servicios pueden proveer la tecnología y la
asistencia requerida.
PDVSA debe ser
profesionalizada y despolitizada, con una importante inversión en capital
humano. No puede continuar siendo una estructura clientelar del partido
político en el poder. Venezuela debe fortalecer su capacidad regulatoria para
manejar mejor su gran potencial de recursos y proveer credibilidad a los
inversionistas y a su propia estatal petrolera. El gobierno debe diseñar una
estrategia específica para cada tipo de proyecto de hidrocarburos, crudo extra
pesado, petróleo convencional y gas natural, adaptando el marco institucional a
la nueva estrategia.
Un nuevo marco institucional
El sector petrolero venezolano
necesita con urgencia un marco institucional más creíble y efectivo. Durante
muchos años, Venezuela ha quedado de última o penúltima en la Encuesta Global
Petrolera del Instituto Frasier en términos de percepción de calidad del marco
institucional y la política petrolera. Actualmente, el Ministerio de Petróleo
tiene una capacidad muy limitada para regular el sector. PDVSA
supervisa de facto las empresas mixtas y a los socios extranjeros,
sirviendo de regulador y regulado al mismo tiempo. Por más de una década el
Ministerio y PDVSA tuvieron al mando a la misma persona y como resultado ambas
entidades fueron de facto fusionadas en una sola, disminuyendo en gran medida
la capacidad del Ministerio de exigir rendición de cuentas a la gerencia de la
estatal petrolera. PDVSA y el Ministerio fueron agresivamente politizados,
convirtiéndose en un brazo del partido de gobierno. En el nuevo marco
institucional debe haber una clara separación entre el Ministerio y la estatal
PDVSA.
Es necesario crear una agencia
reguladora altamente profesional y autónoma, especializada en petróleo y gas,
siguiendo los ejemplos de Brasil, Colombia y México. La agencia debe apuntar a
garantizar el óptimo desarrollo de los recursos de la nación dentro de un
horizonte de largo plazo. Con ese propósito, debería concentrar, organizar y
desarrollar los datos geológicos disponibles en el país y recomendar al
ministerio en las mejores opciones disponibles para desarrollar la base de
recursos.
Debe también recolectar y
publicar información creíble sobre variables clave de la industria como
reservas y recursos, pago de regalías e impuestos, indicadores de seguridad
laboral y ambiental, entre otros. Los miembros de la junta directiva de la
agencia deberían ser designados en términos fijos, para evitar que ningún
presidente controle la junta y su designación. Debería ser aprobada por una
mayoría de dos tercios en la Asamblea Nacional. En el futuro, la agencia debe
tomar control de la organización de las subastas de áreas de explotación de
petróleo y gas, mediante rondas de licitación transparentes, tanto para
seleccionar a los socios de las empresas mixtas, como para asignar los
operadores en otras modalidades contractuales.
El marco fiscal y contractual
debe ajustarse a las diferentes características y rentabilidades de los campos
petroleros para hacerlos competitivos en la atracción de inversiones, y al
mismo tiempo garantizar que las rentas sean capturadas por el Estado en
diferentes escenarios de precio y productividad.
Para hacer el marco fiscal
progresivo, de forma que la participación gubernamental suba con la
rentabilidad de los proyectos, las regalías deben variar con el precio del
petróleo, como se hizo recientemente en México. Igualmente, la participación
contractual del gobierno debe variar con la rentabilidad y ser el parámetro
fundamental en la subasta. Esto reducirá los incentivos del estado para la
renegociación oportunista de los contratos cuando los precios del petróleo
suban.
La creación de un fondo
petrolero de los venezolanos, con los ingresos fiscales provenientes de la
industria, que tenga un vínculo directo con la ciudadanía, también ayudaría a
incentivar el desarrollo del sector petrolero y a darle una base política al
sector, evitando los ciclos de inversión y expropiación que han sido comunes en
la región. Venezuela tiene los precios de la gasolina y la energía más bajos
del planeta, y estos subsidios indiscriminados propician el desperdicio, la
mala distribución del ingreso, las externalidades negativas, el contrabando, la
desinversión, y la poca calidad en el servicio.
Los precios de productos
refinados del petróleo, el gas natural, y la electricidad en el mercado interno
deben ser ajustados significativamente para que reflejen su costo de
oportunidad. A cambio, una porción significativa de los ingresos obtenidos por
la reducción de los subsidios debe ser usada en transferencias directas en
efectivo, para compensar a la ciudadanía y en especial a los más vulnerables.
Con esta reforma, la mayoría de los ciudadanos estarían mejor económicamente, a
la vez que la eficiencia e igualdad mejorarían sustancialmente.
Restructurando PDVSA
La estatal petrolera debería
ser reestructurada para enfocar su inversión en su negocio principal y en proyectos
de extracción de altos retornos y bajo costos. PDVSA debe ser profesionalizada
y despolitizada, y los salarios deben ser significativamente mejorados. La
compañía debe recobrar su autonomía operacional y operativa con reglas y
objetivos claros. El gobierno no debe extraer recursos de la empresa a
discreción, ni forzarla a ejecutar programas gubernamentales.
Los elementos de la
participación gubernamental como impuestos, regalías y precios internos, deben
diseñarse para proveer a PDVSA con los incentivos necesarios para desarrollar
su portafolio de manera óptima. La empresa debe ser regulada adecuadamente para
garantizar su rendición de cuentas y transparencia. El Ministerio y la Agencia
deben definir qué áreas serán desarrolladas por PDVSA.
La estatal petrolera debe
cumplir sus compromisos de inversión para desarrollar estos campos o cederlos
para ser subastados por la Agencia. El Ministro de Petróleo no debe ser
simultáneamente el Presidente Ejecutivo de PDVSA. El Presidente Ejecutivo de
PDVSA debe ser un profesional con experiencia y reputación impecable. El
ministro debe a lo sumo presidir la junta directiva de la empresa, con
responsabilidades limitadas, o simplemente presidir las asambleas de
accionistas. Los miembros independientes de la junta deberían ser electos en un
proceso análogo a los directivos de la Agencia.
Una nueva estrategia
Venezuela debe plantearse una
nueva estrategia para desarrollar la Faja del Orinoco, sus crudos
convencionales, y sus recursos de gas natural. Durante los días del auge
petrolero, el presidente Chávez promovió proyectos faraónicos para desarrollar
la Faja, con muy costosas inversiones que no estaban diseñadas para maximizar
los retornos. En una década, ninguno de esos proyectos se ejecutó a pesar de
las condiciones favorables de precio. Es necesario cambiar de estrategia a una
que maximice el retorno de largo plazo, reduzca los costos y abra mercado para
estos crudos.
El costo de exploración en la
Faja es mínimo y los costos de extracción son bajos, pero los costos de
transporte son elevados debido a la viscosidad del crudo. El crudo extra pesado
no puede ser comercializado sin mejorarlo en refinerías especializadas
(mejoradores) o mezclándolo con costosos crudos ligeros o productos refinados.
A menos que sea mejorado significativamente, este crudo es vendido a
considerable descuento, haciéndolo menos rentable y por consiguiente no
atractivo en entornos de precios bajos.
Construir costosos mejoradores
no parece viable en las condiciones actuales, aunque esa posibilidad no debe
ser descartada en el futuro. Por ahora, un circuito de mezcla óptimo debe ser
diseñado y ejecutado. Debido a los riesgos, bajos márgenes y necesidad de
encontrar mercados, estos proyectos deben ser desarrollados con socios
adecuados. La creciente proporción de crudos pesados hace necesaria la
expansión de los mercados de refinación para tales crudos. CITGO es aún más
estratégica para garantizar acceso al mercado estadounidense. El desarrollo de
otros mercados como China e India debe ser profundizado estudiando convenios de
suministro y asociaciones.
Venezuela tiene abundantes
recursos convencionales, pero la mayoría de ellos están en áreas en declinación
que requieren técnicas de recuperación secundarias y terciarias. La producción
en los campos más rentables ha estado colapsando debido a la falta de inversión
y la incompetencia operacional. En un entorno de precios bajos, la inversión en
estos campos demanda compañías eficientes que incorporen tecnología y
conocimiento operacional. Un nuevo marco contractual debe ser creado para
desarrollar estos recursos. Algunos campos pueden ser manejados a través de
contratos de servicio o bajo contratos operacionales de riesgo y/o producción
compartida; otros podrían desarrollarse con empresas mixtas. La clave es
asegurarse que cada tipo de campo tenga una estructura contractual adecuada
para hacer de la inversión un hecho posible y atraer el tipo de socio adecuado.
Incrementar la producción de crudos medianos y livianos es a su vez crucial
para utilizarlos como diluentes del crudo extra pesado.
Finalmente, Venezuela tiene
una muy sustancial reserva de gas natural asociado y recientemente ha hecho
descubrimientos importantes de gas libre, especialmente costa afuera. De hecho,
el único nuevo proyecto de hidrocarburos ejecutado durante la última década es
el proyecto de gas costa afuera Cardón IV (PERLA), en la parte occidental del
país, desarrollado por Repsol y Eni, sin la participación accionaria de PDVSA.
Más recientemente el gobierno ha estado en negociaciones para exportar el gas
costa afuera en la parte oriental del país hacia Trinidad. El desarrollo de los
recursos gasíferos tiene un gran potencial económico tanto para la exportación
como para el uso doméstico. Desafortunadamente, la falta de inversión en la
infraestructura de transporte requerida, los precios internos regulados a
niveles muy bajos y los controles cambiarios, han hecho imposible obtener un
retorno positivo en los proyectos gasíferos. Esto debe cambiar, haciendo
posible la exportación de gas a Trinidad y Colombia, y desarrollando un mercado
interno rentable y bien regulado.
Las medidas urgentes en la
fase de transición
La reforma debería ser
implementada en fases. En la fase de transición, la actual estructura
institucional puede ser usada para ejecutar los cambios necesarios y en
paralelo construir las fundaciones para la nueva estructura. Algunas de las
reformas petroleras discutidas anteriormente tomarán tiempo y deberán ser
implementadas gradualmente. Algunas requieren cambios legislativos y la
construcción de nuevas instituciones, pero la industria petrolera venezolana no
puede esperar por ellos, y algunas medidas urgentes deben ser tomadas durante
la fase de transición para hacer a la inversión extranjera viable. Por ejemplo,
la eliminación del control cambiario debió hacerse hace mucho tiempo. Es
importante enfatizar que sin estabilidad política y algún consenso básico estas
reformas no serán posibles o duraderas. Por ese motivo, es importante tomar
ventaja del actual marco institucional y contractual para avanzar en la
dirección de la reforma petrolera necesaria, y simultáneamente construir
consensos para implementar cambios más estructurales.
En cualquier escenario de
reforma, es deseable mantener un rol relevante para el estado y para la estatal
petrolera, evitando así movimientos extremos en el péndulo de la política
petrolera, que usualmente llevan a reversiones futuras. De acuerdo con la
Constitución de 1999, PDVSA debe permanecer como una empresa estatal. Eso no es
un obstáculo para implementar las reformas aquí esbozadas, como la reforma de
México lo demuestra. Las empresas mixtas, y otras formas de contratación,
pueden proveer la flexibilidad requerida, manteniendo un rol de influencia para
la estatal petrolera, como es el caso en casi todos los principales
exportadores de petróleo. También es necesario darle una base política a la
participación privada en el sector petrolero, incorporando al sector privado
nacional, haciendo a los venezolanos accionistas de las empresas petroleras y desarrollando
un vínculo directo con la ciudadanía a través del fondo petrolero de los
venezolanos.
***
Este artículo es una versión
traducida, actualizada y ampliada del publicado en inglés en la revista OIL
número 35.
Francisco Monaldi es
Investigador Titular del Instituto Baker de Políticas Públicas de la
Universidad de Rice en Houston, Investigador Asociado del Centro de Política
Energética Global de la Universidad de Columbia en Nueva York, Profesor Titular
y Director Fundador del Centro Internacional de Energía y Ambiente del IESA en
Caracas.
23-09-17
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