El Mundo de la Energía
Viernes 3 Julio 2020 10:47:09 PM

Orlando Ochoa: Es difícil que Venezuela obtenga $ 15.000 millones que debía invertir Rosneft

Ochoa: “Mientras esté el régimen de Maduro a cargo y Venezuela se encuentre con sanciones, difícilmente las refinerías estarán en operación"

Por Andrés Rojas Jiménez

El economista venezolano Orlando Ochoa, consultor en materia energética, considera que debe verse con calma lo ocurrido con el precio del petróleo este 20 de abril cuando el crudo WTI, se referencia en los Estados Unidos, se cotizó en negativo. “Es una coyuntura y está en marcha una reestructuración del mercado petrolero mundial, que en el mediano plazo nos favorece”, asegura asociando lo ocurrido con la perspectiva que tiene sobre la producción en Venezuela, donde percibe que sus activos petroleros pueden nuevamente ser atractivos a mediano plazo para los inversionistas  pero aclara que eso solo ocurrirá “al superar nuestra tragedia interna”.
Ochoa considera inviable que el gobierno de Nicolás Maduro recuperare la producción o reactive las refinerías, advierte que la importación de gasolina se agrava porque las navieras se niegan a parar en puertos venezolanos y duda que una empresa 100% del Estado ruso mantenga y avance con los proyectos que Rosneft tiene en el país porque implican desembolsos por 15.000 millones de dólares en seis años.
“Me preocupa que para desarrollar los campos petroleros y de gas natural en Venezuela, que Rosneft maneja, requiere montos de capital muy grandes y no la hemos visto colocar cantidades de capital de esa magnitud en ninguna parte del mundo fuera de Rusia”, indica Ochoa.

-¿Fue un desastre lo ocurrido este 20 de abril con el precio del petróleo en los Estados Unidos?

-Es un desastre lo que ocurrió pero hay que verlo con calma. Es una coyuntura y está en marcha una reestructuración del mercado petrolero mundial, que en el mediano plazo nos favorece. Los contratos a futuro tienen su lógica y acentúan las dificultades del mercado físico de crudo. Se seguirá cerrando producción de alto costo en los Estados Unidos y en el resto del mundo y se cancelarán planes de inversión. Sin embargo, los precios del crudo subirán en lapso entre 4 y 6 trimestres, para estimular la creación de nueva capacidad de producción de crudo, más eficiente y de menor costo.

-¿Quiere que no está dando resultado el acuerdo de recorte que se concretó con el mecanismo de la OPEP+?

-El acuerdo cuantitativamente no es suficiente para balancear el mercado porque la caída de la demanda es de unos 30 millones de barriles diarios con respecto a lo que se consumía a principios de año. Por tanto, el acuerdo de la OPEP de casi 10 millones de barriles con Rusia y otros países productores -aún si se lograra reducir en 5 millones de barriles adicionales en caso de que se suman otros países- apenas llegaría a la mitad del hueco. Además, hay cientos de millones de barriles acumulados en almacenamiento, de manera que hay varias preguntas por responder con respecto a ese acuerdo: ¿cuál fue el objetivo? ¿se quiere balancear el mercado aunque los precios no suban? Técnicamente, como lo ha admitido el presidente Donald Trump, la política de los Estados Unidos se basa en que los mercados se ajusten y si se le permite al mercado mundial hacer lo mismo, es decir, que se ajusten los productores de costo más alto –que son los de shale (petróleo en lutitas) en los Estados Unidos- y son esos los que se deberían cerrar.

-¿Cuánto está el costo de la producción de shale en Estados Unidos?

-Es difícil decirlo porque se trata de una matriz de distintos costos, pero podemos hablar que está entre 25 y 30 dólares por barril en promedio. Hay proyectos que ya tienen tiempo y hay empresas grandes como Exxon y Chevron, que están metidas en ese negocio, tienen el músculo financiero para aguantar y continuar, pero hay otras que no.
Por tanto, no está claro pensar que un acuerdo OPEP pueda dar resultado cuando la magnitud de la caída de la demanda es mayor al promedio de la producción de la OPEP del año pasado que fue de 29 millones de barriles diarios. Lo que creo que vamos a ver es un ajuste parcial y una caída del precio del petróleo. Además, debemos tomar en cuenta que estamos viendo la cotización del crudo en los contratos a futuro, pero el precio en los mercados físicos es mayor y cuando el almacenamiento llegue a sus límites, que ya está ocurriendo, no hay duda que se tendrá que cerrar producción en áreas donde se usa una tecnología compleja y procesos de calentamiento como en Canadá o Rusia pues sería difícil de reabrir.

-¿Por qué Rusia?

-Rusia en algunos proyectos. En promedio es productor de bajo costo mientras que Canadá sí es de alto costo.

-¿Eso quiere decir que los proyectos de aumento de producción quedan cancelados?

-Un efecto inmediato que tiene una situación como esta es que se están cerrando proyectos de inversión, los presupuestos en todas las grandes empresas se están recortando y esa reducción va a continuar porque eso es parte normal del ciclo de la economía de mercado, en el sentido de que se invierte cuando los precios son altos y luego cuando caen se cierra la inversión, la producción cae, aparecer un déficit y fallas de suministro, eso eleva los precios y vuelve a aparecer el incentivo a invertir. El cierre de producción y de proyectos de inversión creará en el mediano plazo, entre 12 y 18 meses, una falta de capacidad de producción que ya se venía detectando desde hace varios años para esta nueva década y eso favorecerá a productores eficientes que tengan capacidad de recuperarse y una estructura de costos de acuerdo con los precios de mercado.

No hay mal que por bien no venga

-¿Cómo queda Venezuela?

-Los activos petroleros de Venezuela volverán a ser muy competitivos en el mediano plazo, con la reorganización de nuestra economía y sector petrolero. Son los de más bajo costo de extracción en el hemisferio occidental, al volver a funcionar los mercados. Por supuesto, esto solo es posible al superar nuestra tragedia interna actual.
Si se deja que el mercado, a través de la reducción del precio y el cierre de la producción más costosa, como dije eso la favorece a Venezuela y le ofrece una ventaja de mediano y largo plazo. Tenemos grandes reservas petroleras pero además una estructura de costos relativamente baja una vez que vuelvan a funcionar los mercados y eso para Venezuela es una condición esencial. Podemos tener la ventaja competitiva del bajo costo de extraer crudos pesados en la faja del Orinoco y mejorarlo o diluirlo con crudos venezolanos de bajo costo en el norte del estado Monagas.
De manera que creo es una oportunidad para la reconstrucción de Venezuela, pero no hay dudas que el corto plazo, dependiendo de cuánto se prolongue el efecto de la pandemia del coronavirus y del distanciamiento social sobre el funcionamiento de las economías. Puede volver una ola de propagación del virus y podemos tener este problema hasta que se pueda aliviar con una vacuna o tratamientos efectivos. De manera que no podemos descartar que esta recesión en la que se encuentra el mundo se prolongue. No obstante, no hay duda que está creando las condiciones para un mercado petrolero mundial reestructurado y en esa reestructuración Venezuela podría jugar el lugar que tenía.

-¿Cómo quedan las proyectos de corto plazo para levantar la producción de Venezuela?

-La recuperación de la producción petrolera venezolana tiene que ir asociada a dos factores juntos: la necesidad de un ajuste económico que reduzca la inflación, estabilice el mercado cambiario y haga funcionar al sector privado; segundo, el levantamiento de sanciones por parte del gobierno de Estados Unidos, asociado a condiciones políticas aceptables para el resto del mundo. Al ocurrir esas dos cosas, Venezuela volvería a tener acceso a sus mercados naturales. Contamos con el mercado de Citgo en los Estados Unidos, que en este momento está comprando a Colombia gran parte de lo que recibía de Venezuela; segundo, tenemos contratos a largo plazo que podrían retomarse y volver a la India; y tercero, se cuenta con una relación por revisar y reorganizar con China, donde también hay un mercado de crudos pesados. Esos tres mercados pueden satisfacer o cubrir lo que Venezuela necesitará de demanda en su primer arranque, que puede ser volver de 1 millón de barriles diarios en pocos meses.

Lo que viene de Moscú

-¿Qué pasará con los proyectos de Rosneft en Venezuela con el anuncio de su ida del país?

-Las sanciones que afectaron a Rosneft están vinculadas no solamente a su participación en la comercialización de crudo y productos desde y hacia Venezuela. Es una empresa que opera en muchas partes del mundo como una gran corporación petrolera, pero en el caso de Venezuela la complicación es que Rosneft es también un importante socio de PDVSA en empresas mixtas mientras que el gobierno ruso está operando en paralelo como soporte político al régimen de Nicolás Maduro y eso trae complicaciones. Lo otro es que hay señales de acuerdos entre Rosneft y el régimen de Maduro prácticamente ocultos, además de  los joint ventures iniciales y las licencias de gas natural. Estos entran en la categoría de acuerdos de interés nacional y deberían estar sometidos al escrutinio público. La parte política es la que complica todo esto al igual que la parte desconocida sobre las licencias aparentemente entregadas para  campos de gas costa afuera. Quizás hay otros acuerdos desconocidos. Estás no son prácticas de negocios sanas.

-¿El interés es más geopolítico que comercial?

-Puede ser que en la relación de Rusia con el régimen de Maduro predomina un factor geopolítico, por el creciente antagonismo hacia los Estados Unidos que viene exhibiendo el gobierno de Vladimir Putin; y el interés en grandes campos de gas natural costa afuera en el oriente del país.
Dejando de un lado el tema político y geopolítico, me preocupa que para desarrollar los campos petroleros y de gas natural en Venezuela, que Rosneft maneja o aspira a manejar, requiere montos de capital muy grandes y no la hemos visto colocar cantidades de capital de esa magnitud en ninguna parte del mundo fuera de Rusia. Estimamos más de 15.000 millones de dólares en un plan de 6 años para desarrollar los activos petroleros que ya tiene y los campos de gas natural que aspira a desarrollar. Ahora todo es mucho más difícil con el colapso de la demanda mundial de crudo, los bajos precios que prevalecerán por un tiempo y porque muchos planes de inversión se están cancelando. Además, las sanciones respecto a Venezuela, por el típico sobrecumplimiento de las instituciones financieras internacionales que se observa, le cierran aún más los mercados de capital a Rosneft.

-¿Si Rosneft no puede aportar los montos de capital requeridos para nueva inversión, menos aún podrá una empresa estatal poco conocida y controlada por el Kremlin?

-Esa empresa estatal, cualquiera que sea, pareciera ser algo así como un plan de mantenimiento temporal de las acciones de esos joint ventures; evidentemente no tiene capacidad para desarrollar esos campos petroleros.

-¿Con China e India sí percibe un interés comercial en su relación con Venezuela?

-Estados Unidos, China e India son compradores netos de crudo pesado de las especificaciones que produce Venezuela. Esos son los tres principales mercados, pero Rusia no es un mercado para el crudo venezolano. Es un productor de crudos pesados por su cuenta y un productor en Venezuela. Rosneft es un socio muy importante en varios joint ventures de PDVSA,  pero debe actuar como las otras grandes empresas estadounidenses, europeas o asiáticas, solo en negocios transparentes de acuerdo al interés nacional de Venezuela.

-¿No es el caso de Rusia?

-Rusia es un productor de crudos pesados, entre otros, que compiten con los crudos de Venezuela. Rosneft, es de presumir, tiene prioridad para invertir en sus campos en Rusia, más que en los de Venezuela, donde además el régimen fiscal nuestro fue diseñado para precios altos del petróleo y hasta ahora no ha invertido montos significativos. Por ejemplo, Rosneft no ha invertido proporcionalmente a lo hecho por Chevron, que sí ha invertido mucho más. En el caso de China, recordemos que además de tener empresas que producen crudo, como lo vemos en Sinovensa, con la participación de CNPC, tenemos el tema de que hay una deuda comercial, por un financiamiento a PDVSA, acordado como  prepago de petróleo a entrega futura. Estos pagos en crudo entraron en problemas desde 2016, por la caída en la producción y se suspendieron desde el año pasado y ahora no hay capacidad para cumplir. En definitiva, se requiere una reorganización completa de la industria de petróleo y gas en Venezuela, un gran plan de estabilización y recuperación económica, junto a una reestructuración de todas las obligaciones por pagar de la República y PDVSA. Son tareas de gran envergadura, en paralelo a una atención urgente a la crisis humanitaria del país, ahora agravada por el impacto del coronavirus.

-¿Rusia le ha quitado mercado a Venezuela?

-Durante el tiempo que la producción venezolana de crudos pesados y extrapesados ha caído, desde 2015 y 2016, Rusia se ha beneficiado de ocupar parte de los mercados naturales de Venezuela; y además durante el período de sanciones al régimen de Maduro, los crudos pesados en el mundo se vendieron con una prima, por su relativa escasez, y eso favoreció a Rusia, entre otros países por la falta de colocación del crudo venezolano. Como además, Rosneft estaba intermediando la colocación del crudo venezolano desde 2019, tuvo oportunidad de obtener una mayor rentabilidad por ello y facilitó el suministro de gasolina, también en términos ventajosos. Ahora, con las consecuencias económicas de la pandemia y las nuevas ronda de sanciones directamente a empresas relacionadas con Rosneft, como Rosneft Trading y TNK Trading, pues sin duda alguna los términos de los negocios se deterioraron rápidamente. Rosneft buscó una salida, dado que tiene socios privados en su casa matriz que seguramente estaban quejándose del impacto negativo que pasó a tener  la relación comercial con el régimen de Maduro; y entonces el gobierno ruso salió al auxilio.

El problema de la gasolina

-¿Hay alguna solución en el corto plazo a la escasez de gasolina en Venezuela?

-En primer lugar, las refinerías no están en capacidad de volver a funcionar. Tampoco se está produciendo diesel, que es relativamente sencillo porque es un producto directo de refinerías sin necesidad de mezclar distintos componentes como es el caso de la gasolina. Todo esto porque la dieta de las refinerías no se puede cubrir, hay problemas de mantenimiento y un deterioro acumulado por años en las refinerías, que no puede atribuirse solamente por las sanciones. Mientras esté el régimen de Maduro a cargo y Venezuela se encuentre con sanciones, difícilmente las refinerías estarán en operación. Creo la solución de corto plazo es mediante la derogación de la ley que reservó al Estado el mercado interno de los combustibles y que llevó a PDVSA a tomar el control en la distribución y el transporte. En ese caso, el sector privado podría entrar, pero para que ingrese a ese negocio se requiere que haya rentabilidad y suministrar combustible solo en las principales ciudades de Venezuela, por tanto PDVSA tendrá que buscar mantener las operaciones en varias áreas del país. Por otro lado, se habla de la gasolina y también tenemos escasez en el diesel que es un combustible esencial para el transporte de carga, la maquinaria agrícola y en menor parte para las plantas eléctricas.

-¿Las sanciones complican la situación?

-No hay sanciones para el diesel, pero además lo que está ocurriendo es que existe un serio problema con el transporte porque las navieras no quieren operar con Venezuela por el tema de las sanciones.
 

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PUBLICADO: 21 de abril de 2020
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