I
¿Qué tan factibles, financieramente hablando, y rentables fueron en su concepción los proyectos para explotar el crudo de la faja del Orinoco?
II
El más ambicioso de los proyectos de la faja tuvo el nombre de Sincrudos de Oriente C. A. o Sincor C. A. Sincrudo es la traducción de “syncrude”, una palabra compuesta en inglés, derivada de “crudo sintético”. Ambicioso porque el proceso de mejoramiento del crudo extrapesado, en lo adelante CXP, de 8 grados API finalizaba en un crudo de 30-32 grados API (mediano-liviano). En el resto de los proyectos la mejora en las especificaciones del CXP era menor.
Sincor era una de cuatro empresas conjuntas estratégicas formadas con el propósito de explotar las grandes reservas de CXP existentes en la faja, las otras tres fueron Petrozuata, Ameriven y Cerro Negro. Al proceso se le conoció con el nombre de “Apertura Petrolera” y para Pdvsa representaba un paso importante para seguir desarrollando una de las mayores reservas conocidas de CXP del mundo y entregar, mayormente, crudos ligeros a la Costa del Golfo de Estados Unidos.
Los socios del proyecto Sincor eran Total, Pdvsa y Statoil, que aportarían 1.906 millones de dólares y, adicionalmente levantarían, mediante deuda bancaria y emisión de deuda en el mercado de valores, 2.700 millones de dólares. En total 4.606 millones de dólares. El proyecto abarcaba lo siguiente: 1) desarrollo de campos petroleros; 2) transporte del CXP desde el campo Zuata al Complejo José a través de un oleoducto compartido con el proyecto Petro Zuata y propiedad de este último; 3) Construcción de una instalación (el “upgrader” o mejorador) para el proceso de mejoramiento y 4) comercialización y venta de la producción del proyecto, el producto principal o sincrudo, y los subproductos coque y azufre.
El mejorador contemplaba tener todas las unidades necesarias para refinar el CXP y convertirlo en “sincrudo”, incluidas una unidad de destilación de crudo, una unidad de destilación al vacío, una unidad de coquización retardada y unidades de hidrotratamiento. Utilizaría tecnología comprobada de coquización retardada con licencia de Foster Wheeler Corporation. Foster Wheeler había otorgado licencias de dicha tecnología a más de 60 instalaciones en todo el mundo, incluidas refinerías en Estados Unidos, Venezuela, Canadá, México, Países Bajos, Corea del Sur, Rusia y Brasil. Las tecnologías de hidrotratamiento y de hidrocraqueo habían sido autorizadas por el Institut Francais du Petrole (IFP).
El mejoramiento de un CXP proporciona a través de procesos de separación, procesos de remoción de carbono y procesos de adición de hidrógeno (H2), cambios sustanciales en sus propiedades, tales como: aumento de su gravedad API, disminución de su viscosidad, y reducción del contenido de azufre (S), nitrógeno (N2) y metales para obtener como resultado un crudo mejorado -de mejor calidad- para ser procesado por las refinerías consumidoras (clientes) y por supuesto de mayor valor comercial.
Las especificaciones del sincrudo, al que posteriormente llamaron “Zuata Sweet” eran, originalmente, las siguientes: 30-32 grados API, como máximo 0,2% azufre, 1,3% gas de petróleo licuado, 10%-11% nafta, 55%-56% destilados, 32%-33% azufre remanente de la destilación y 0% otros residuos y las posibilidades de colocación de la producción mejorada se ubicaban, según el estudio inicial de la firma Purvin & Gertz, en América del Norte 54,23% del sincrudo y resto del mundo 45,77%.
En cuanto a la viabilidad financiera, las proyecciones de la razón de cobertura del servicio de deuda abarcaron seis (6) escenarios: el caso base y otros cinco incluido el punto de equilibrio con el precio del crudo de referencia, el Light Louisiana Sweet (LLS), utilizado para fijar a su vez el precio del sincrudo. Tales proyecciones incluyeron: los volúmenes de producción, los gastos operativos, los flujos de efectivo, el estado de resultados y el balance.
Por cierto que con base al LLS, el precio del sincrudo de SINCOR se ubicaba en las proyecciones, entre 17,43 $/barril para 2002, hasta 22,40 $/barril para 2011. A modo de ejemplo y para el mes de abril de 2024, el LLS se cotizaba en 86,61 $/barril.
La razón de cobertura (utilidad operativa a gastos financieros), siempre resultó mayor a 1, creciendo por encima de 3 a partir del año 2006 y alcanzando un máximo de 15 en 2017, con un promedio de 6 en todo el periodo de proyección. Sus flujos de efectivo indicaban un periodo de recuperación de la inversión (payback) de 6,5 años y una tasa interna de retorno (TIR) de 15%, aunque baja, evidentemente justo en el límite de lo aceptado por aquella Pdvsa que era, precisamente, 15%.
Otras proyecciones financieras del proyecto indicaban que la rentabilidad sobre el patrimonio (ROE), es decir, la utilidad neta que arrojaba el proyecto comparada con la inversión de los socios, entre los años de 2003 a 2017 y en dólares, alcanzaba un promedio de 37,88%, con un mínimo de 24,90% y un máximo de 58,70%.
A fin de que el lector pueda darse una idea de si las anteriores cifras implican rentabilidad, le informo que, según lo publicado en el portal de la empresa perteneciente a la República China, la China National Offshore Oil Corporation, conocida como CNOOC Limited y que opera en el bloque Stabroek, para finales de 2023, el retorno sobre patrimonio (ROE) fue de 19,60%. Por su parte y según el portal macrotrends.net, el ROE de Chevron (ticker CVX), que opera también en el mencionado bloque, fue de 22,82% para diciembre de 2022 aunque para marzo de 2023 había disminuido a 12,51%.
El problema reside amigos lectores –y eso lo sabe cualquiera que maneja con cierta solvencia el tema financiero- que las técnicas convencionales de evaluación de factibilidad financiera si bien capturan valor convencional, rendimiento, tiempo de recuperación de la inversión, así como beneficios fiscales, no capturan el valor estratégico. La búsqueda del valor estratégico fue lo que originó uno de los avances más extraordinarios el siglo pasado con la formulación para valorar opciones (financieras y reales) conocida como Modelo de Black-Scholes.
Por supuesto, la gerencia de PDVSA de los años 90, no utilizó el modelo de Black-Scholes para determinar el valor estratégico de la explotación del CXP. Simplemente lo tuvo en mente. Más que pensar en el estado (participación fiscal), aquellos gerentes pensaron en Venezuela (valor estratégico).
III
Finalmente y para aquellos que afirman que la mejora en las especificaciones del crudo que introduce el mejorador en estos proyectos de la faja “no le agrega valor, sino que le añade costo”, veamos un poco el tema del valor a través de los precios y del estado de resultados. Antes, sin embargo, hay que decirlo, la anterior afirmación entrecomillada es una falacia pues no puede crearse o añadirse valor sin incurrir en costos. Si lo contrario fuera posible, es decir, si pudiéramos crear o añadir valor sin incurrir en costos, el mundo entero estaría lleno de areperas socialistas.
Hablando ubicados en esos años, particularmente en 2002, el CXP que comercializaba Bitor (Bitúmenes del Orinoco) con la orimulsión, lo vendía a 7,07 $/barril, sin embargo, el mismo CXP mejorado de 8 grados API a 30 grados API, podía, ciertamente, venderse a un precio de mercado de 22,95 $/barril, es decir, un precio 3,25 veces mayor.
La utilidad neta que dejaba la orimulsión era de 0,83 $/barril mientras que la utilidad neta que dejaba un CXP mejorado era de 6,72 $/barril. Y lo que hay que ver aquí es que, efectivamente, el CXP mejorado dejaba ganancia, es decir, dejaba utilidad. Lo anterior significa que la utilidad neta del proceso de mejoramiento del CXP de la faja era ocho (8) veces mayor que la utilidad neta de la orimulsión o 710% mayor comparativamente hablando.
La conclusión, a ojito, es que tales proyectos eran viables desde la perspectiva financiera y también rentables y adicionalmente, con valor estratégico para Venezuela. En el caso de SINCOR , tanto PDVSA, como Total y Statoil lo sabían y por eso se anotaron en la inversión.
Ahora bien, lo que pasó con la factibilidad financiera y el valor estratégico a partir de los años de 2006 y 2007, ese, es otro tema.
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