El Descabellado Plan 2021 de PDVSA

Hasta el cierre de Septiembre, la producción promedio para 2020 apunta hacia una cifra @ F/A de 540/490 MBD según formato OPEP directo/secundario. Por el lado de las exportaciones el promedio-año señala hasta ahora unos 674 MBD. Las expectativas de producción para el cierre de Octubre indican un continuo recobro sugiriendo unos 417/393 MBD. La visión Noviembre y Diciembre es por ahora sombría, esperándose un severo cuello de botella en la capacidad de almacenamiento a partir del onceavo mes, que podría dificultar el desahogo de producción desde el campo. Por el lado de las exportaciones se espera que dado el final de las exenciones y radicalización de las sanciones, se compliquen las mismas, forzando a PDVSA al cierre diferencial de pozos, a menos que por la vía de acuerdos país-país apoyados en la ley antibloqueo, se "by-paseen" dichas sanciones.

PLAN 2021:

Según nota reciente de prensa [https://lta.reuters.com/article/venezuela-petroleo-pdvsa-idLTAKBN2772WU], PDVSA espera producir 1.800.000 (en realidad 1.829.000) BPD para 2021, desde el nivel de cierre de Septiembre’2020, bajo un precio de exportación de $35; unos $25 por debajo del barril utilizado en el presupuesto 2020. Del total de 1.829.000 BPD, el 52%; es decir 952.000 BPD, correspondería a esfuerzo propio, mientras que el restante 48% a empresas mixtas (EM) 664.000 BPD y acuerdos de servicios conjuntos (ASC) 213.000 BPD. Entre las áreas que según dicho plan tendrían mayor crecimiento se encuentra la FPO con cerca del 52% del total; es decir 1.010.000 BPD, de los cuales el 74%; es decir unos 748.000 BPD, lo aportarían las EM y ASC. PDVSA no espera participar con esfuerzo propio en Costa Afuera, sin embargo abonaría todo el esfuerzo de producción en el caso de PDVSA Gas. Mientras que en Oriente PDVSA acreditaría 299.000 de los 342.000 BPD totales a producir, en Occidente tan solo produciría 90.000 de los 443.000 BPD previstos. Sustentado en todo lo anterior, PDVSA espera generar ingresos brutos por el orden de $22.995 millones para todo el ciclo 2021.

EL DETALLE:

Claramente PDVSA espera ceder hacia terceros la mayor cantidad de activos que ameriten mayor esfuerzo y mayor exposición de capital, lo cual como estrategia no es criticable siempre y cuando se vigilen y definan claramente el aspecto de costos, términos de negociación y metas de producción. Que se establezcan reglas claras sobre la debida vigilancia a la disciplina SHA y la apropiada interacción con el medio ambiente. Conceptualmente en el aspecto de producción, la distribución aparente de esfuerzo se alinea con lo que hemos venido aconsejando reiteradamente, en términos de reducir la exposición propia hacia aquellos activos que eleven el costo unitario y que representen mayor incidencia en un elevado ciclo operacional, como lo es el caso de la FPO, Lago y Costa Afuera.

Activos que como el caso específico de Costa Afuera representan un área estratégica en términos de control geopolítico, al ser la primera columna y la fachada de los recursos del país. Campos que yacen limítrofes o cercanos con países vecinos, algunos de ellos enemigos políticos del gobierno y/o competidores en materia de petróleo y gas. Evidentemente buscan levantar rápidamente flujo de caja apalancados solo en producción sin percatarse que van directo al despeñadero.

La esencia de todo plan es que sea; primero realizable, segundo consistente y tercero que añada valor. Desafortunadamente el plan 2021 que presenta PDVSA no satisface en la práctica uno solo de estos aspectos. El plan no es realizable, ni consistente porque el nivel de esfuerzo requerido para acelerar la producción desde el nivel actual hasta el nivel objetivo de 1.829.000 BPD a fin de año, no es viable ni como producción de cierre @ F/A, ni tampoco como producción-promedio-año. En caso que el objetivo sea alcanzar dicho volumen a F/A’2021 desde el nivel de cierre actual de 397.000 BPD, se requeriría crecer a una tasa promedio-acumulada equivalente a 13.5 % por mes, lo cual demandaría una necesidad de taladros operativos fluctuando entre 200 y 700 (aprox.), desde el nivel actual de apenas un (1) taladro operativo, lo cual no es viable en términos reales dentro del tiempo previsto, por el nivel de logística involucrada y por el monto de la inversión necesaria. No existe posibilidad de escalamiento en Venezuela en estos momentos dentro del lapso de tiempo previsto así se disponga del capital.

En caso que los 1.829.000 BPD sea una producción promedio-año, las cifras pierden todo contacto con la realidad, ya que requeriría cerrar 2021 con al menos 4.000.000 BPD partiendo desde el volumen de producción actual. Sin embargo, este es el escenario que satisface las expectativas de ingreso bruto por $22.995 millones proyectado por PDVSA para el ciclo en cuestión.

El plan tampoco es sostenible. Una cosa es el deseo y otras las leyes del mercado. La complejidad para 2021 apunta hacia una caída en el crecimiento económico global en esencia igual [https://www.aporrea.org/energia/a295976.html] en el mejor de los casos a la de 2020, aunque podría ser incluso más severa. En el caso de la demanda se espera un desplome similar al experimentado durante 2020 de cerca de 10 MMBD, con el agravante que la producción de Libia está en plena expansión y que varios, sino la mayoría de los miembros de OPEP+ atraviesa una severa sequía financiera y necesidad de recursos. Todo ello hace creer que el precio del barril seguirá con severa debilidad, de allí sus expectativas de $35 pb. En nuestra opinión tal y como ya hemos venido señalando, el barril pudiera incluso ceder hacia el terreno de los $20 impulsado por un severo embotellamiento (glut) de los mercados y por un enrarecimiento de la cuestión económica, política y social en los EEUU.

En línea con lo anterior, para la fecha en que los $60 por barril del presupuesto 2020 (canasta) fueron previstos, comenzaban a arreciar las sanciones en contra de Venezuela, aunque particularmente en contra de PDVSA. Desde entonces la visión 2019 (para 2020) se ha quedado corta en cuando a la necesidad del ciclo actual de inversión y gasto. En consecuencia para 2021 se esperaría una mayor necesidad de ingresos tal que no solo cubran los requerimientos fiscales de un país cada vez más sediento de divisas, sino los crecientes gastos operativos propios, producto del continuo y profundo abandono y deterioro de los distintos activos de nuestra industria petrolera.

Si se espera que la necesidad de inversión y gasto relativo desde entonces muestre una fuerte expansión, resultaría natural también esperar que el costo de producir el mismo barril sea mucho más elevado, por ende reduciendo ampliamente los márgenes y el flujo de caja. Si a lo anterior le añadimos el costo del riesgo que asumirían esos potenciales nuevos inversionistas por exponer sus capitales en Venezuela en medio de sanciones compulsivas, el neto-PDVSA se reduciría aun más impulsándolo hacia el lado marginal @ inexistente, al precio de exportación previsto para 2021 de < $35 por cada barril.

Desafortunadamente, como ya dijimos [https://www.aporrea.org/energia/a296480.html] anteriormente, se esperaría en el mejor de los casos, que esos supuestos nuevos socios-inversionistas produzcan a un costo no menor a $31 por barril, bajo la premisa que abonen el mismo nivel de conocimiento y experiencia de las empresas de la apertura, cosa que evidentemente no será en la mayoría de los casos, como tampoco lo es la circunstancia actual de nuestra industria, de manera que la expectativa mas real es que se superen en términos de costos de producción, esos $35 por barril que PDVSA ha previsto como barril de exportación para 2021.

Se pudiera argumentar que la elevación en el nivel de actividad incentivaría la creación de fuentes de trabajo y la producción interna de bienes y servicio en dicho país. Pensamos que ciertamente podría haber un repunte en la demanda de mano de obra en su mayoría obrera o artesanal, pero dudamos que rebrote de manera inmediata la producción interna de bienes y servicios, dado la desconfianza del inversionista criollo, dado el avanzado estado de abandono de nuestro parque industrial y dadas las implicaciones de las sanciones sobre ciertas importaciones.

APALANCAMIENTO Vs. APLACAMIENTO:

Bajo el plan anterior apegándonos a la ley orgánica de hidrocarburos, no pareciera existir suficiente atractivo para el país, para el inversionista, ni para PDVSA.

Tal y como está, el plan se queda corto; huérfano de apalancamiento en segmentos del negocio que no solo pudieran generar ingresos de forma inmediata, sino menor exposición a la volatilidad del barril. Volatilidad esta que seguramente llevará a la quiebra a muchos más durante lo que queda de 2020 y Q1-Q2’2021.

Los alicientes para el inversionista derivados de la ley antibloqueo no han sido claramente reflejados en dicho plan. Sin lugar a dudas estos alicientes hipotéticamente podrían traducirse en concesiones fiscales similares a las de Guyana por ejemplo, con solo 2% de regalías. Un tratamiento tributario "especial".

Podría traducirse en el relajamiento en la ley penal del ambiente, siendo complacientes con la emisión y vertido de todo tipo de contaminantes; con la quema/venteo de mayores volúmenes de gases tóxicos. Facilitando la destrucción de nuestros yacimientos como en efecto lo han venido haciendo al producir abiertamente en conjunto sus arenas (commingled) desinflando los mismos. Otorgando descuentos considerables y por supuesto, dando cabida al arbitraje internacional. Ante la ausencia de control institucional y acceso a la información todo es posible. La llegada de capitales de origen desconocido, capitales comprometidos; ceñidos con las leyes. Capitales producto de la corrupción; la esencia del cobrar y darse el vuelto. Por lo pronto, el ciudadano Venezolano no sabe, ni sabrá cual es el destino real que tendrá PDVSA y nuestros recursos, pero ciertamente el plan 2021 tal y como está no tiene ningún asidero.



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Einstein Millán Arcia

Petróleo y Gas "Upstream"/ Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979. Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha escrito más de 250 artículos de opinión y sido citado en materia de petróleo y gas en: Soberania.org, aporrea.org, NoticiasVenezuela.org, Plattsblog, Oilpro.com, las armas de coronel, segurosybanca.com, noticiascandela.informe25.com, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist, La Vanguardia, spglobal y Los Ángeles Times.

 emillan7@hotmail.com      @EinsteinMillan

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