edición: 2455 , Jueves, 26 abril 2018
14/10/2010
OBSERVATORIO LATINOAMERICANO

El éxito de Petrobrás desborda al modelo de las paraestatales americanas y pone en jaque a Pdvsa y Pemex

Mientras la brasileña colocaba títulos por 71.000 millones de dólares, Pdvsa tiene problemas para emitir otros 3.000 millones de deuda
PEMEX ha perdido un 43% de reservas; Pdvsa un millón de barriles en producción y arrastra 24.000 millones de dólares de deuda
Pemex busca en Petrobrás cooperación para resucitar sus aguas profundas, Pdvsa para el Orinoco y la refinería Abreu
Ana Zarzuela

Se miden las fuerzas y las geografías. No hace ni una década, Pdvsa, Petrobrás y PEMEX se repartían los galones, los proyectos y la mayoría de las reservas de hidrocarburos del continente en un club de gigantes paraestatales en el que la brasileña, que importaba un 50% de su consumo y tenía apenas el equivalente a un 5% de las reservas probadas de Venezuela, era casi una advenediza. Pero Cardoso primero y Lula después prometieron que para Petróleos Brasileiros todo sería diferente, con un 60% de sus acciones en manos privadas y un modelo mixto de gestión. Hoy, ni Chávez ni Calderón ven la imagen de sus modelos soberanistas en un espejo en el que Petrobrás, tras la emisión de títulos por 71.000 millones de dólares, se ha convertido en la segunda petrolera por capitalización, la segunda americana en reservas y por primera vez está cuerpo a cuerpo con PEMEX en ventas y con Pdvsa en producción. Pemex cede al estado un 58% de sus ingresos y Pdvsa obliga a contratos mixtos que espantan del Orinoco a las multinacionales y vuelca a las arcas públicas el 80% de facto de sus ingresos; a cambio, el Estado brasileño contará con sitio en la administración de Petrobrás, un 48% de acciones y podrá dedicar hasta un 30% de los 71.000 millones de la ampliación a su plan de inversión de 227.000 millones hasta 2014. No sólo la colombiana ECOPETROL busca acentuar la privatización parcial y la chilena Enap sopesa sacar al mercado hasta un 20% de sus títulos. Es la propia directiva de PEMEX la que, a cuatro manos con el presidente Calderón le bebe los vientos a la venta de acciones  como Petrobrás. Suárez Coppel advierte: sólo puede salir de la crisis a partir de 2019 y si consigue cada año una inyección presupuestaria de 26.800 millones de dólares en una década.

Petrobrás comenzará a beber en las lagunas de sus vecinas y a pescar en el ‘efecto BP’: con el 40% de la producción mundial offshore, se ha convertido en principal explorador del Golfo, en refugio para plataformas por las que esperaba desde hace meses y compañías que congelan sus proyectos en el Gofo americano. Pemex busca una alianza estratégica para explorar el Golfo de México con la brasileña, que ya tiene a mano 26 bloques y reconoce que Repsol puede ser la bisagra de sus intenciones. Repsol ha apostado al ‘caballo ganador’ por partida triple: tras la entrada en su operación en Brasil de Sinopec, ya es la segunda petrolera de Brasil, la que más acuerdos tiene con Petrobras y destinará al país 1/7 de su inversión hasta 2014, 3.790 millones de euros; puede servir de puente a Petrobrás en las alianzas que Pdvsa, PEMEX y ECOPETROL buscan con la brasileña, sobre todo en el Golfo y hará valer con más ventaja su experiencia en operación en aguas profundas, ahora que en Caracas y México DF suspiran por ella.

Era nada menos que el propio presidente Felipe Calderón el que abría la veda de las comparaciones. “Ojalá Pemex pudiera hacer lo mismo que Petrobrás”, “si pudiera colocar títulos en el mercado internacional crecería igual”, escribía en su twitter, apenas unas horas después de que la petrolera brasileña consumara la mayor ampliación de capital de la historia -un 20% de las emisiones mundiales en 2020- que le han permitido subir un escalón, como segunda petrolera con mayor valor  de mercado, tras Exxon, pero por delante de Shell, o Chevron, con 220.000 millones de dólares y octava compañía global. Y es que cada sorbo de lo que los analistas consideran un cóctel a tres sabores de Petrobrás -expectativas sobre reservas por 50.000 millones de barriles, el atractivo de la octava economía mundial, rentabilidad de los títulos en el segundo mercado mundial este año tras Hong Kong y unas tasas de interés elevadas por el Banco Central al 10,25%- está amargando en las gargantas de Pemex y Petróleos de Venezuela y poniendo en cuarentena la eficacia y la rentabilidad de un modelo -control estatal, propiedad colectiva de las reservas, sin acceso a reservas a inversión privada y mayor carga fiscal- con el que las grandes petroleras paraestatales latinoamericanas buscaban consolidarse como gigantes globales. Sin llegar aún tan lejos como el presidente Sebastián Piñera -que estudia de nuevo una privatización parcial de la estatal chilena manteniendo el control estatal, en un modelo de SA con inspiración en Petrobras-, ya el informe de la OCDE, el pasado semestre, alertaba de la caída de reservas, producción e inversiones y sugería que la petrolera de bandera mexicana se convirtiera en una sociedad de responsabilidad limitada en lugar de una paraestatal.

No hace ni una década, Petrobrás era apenas una advenediza en un club de cuarto grandes socios -junto con la chilena Enap, en muy segunda fila en capitalización, reservas y producción- de las petroleras paraestatales americanas. La brasileña importaba hasta un 50% del crudo que consumía y tenía detrás un mercado bursátil similar al mexicano. Desde Caracas a Brasilia se daba por descontado que América del Sur es una región privilegiada que puede autoabastecerse energéticamente, con México, Bolivia y Venezuela como los grandes productores de hidrocarburos y Brasil y Argentina como grandes consumidores. Pero Lula decidió seguir con Petrobrás en solitarioel camino inverso: incrementó no sus reservas -hasta más de 50.000 millones de barriles-, su producción y la capacidad de refino. Con casi un 60% de sus acciones hasta ahora en manos privadas, abrió las puertas a la inversión extranjera en la industria local (sólo las explotaciones de aguas profundas compartirán la mayoría de la propiedad con la nueva empresa pública Presal) y ha conseguido convertirse en productor y exportador de crudo. Mucho más de lo que Pdvsa- con sus 590.000 millones de barriles de reservas de crudo- puede decir. La venezolana ha multiplicado por siete sus pasivos en tres años y ha bajado su nivel de producción.

Hoy el paradigma se ha evaporado: por primera vez, como advierte Latin Bussiness Chronicle, Petrobrás sustituye a PEMEX en volumen de ventas y, según los analistas independientes, hace meses que supera la producción real de Pdvsa -no más de 2,3 millones de bdp- lejos de los 3,7 oficiales. Hoy, son PEMEX y Pdvsa las que se acercan a esa posición de partida de Petróleos Brasileiros, pero en reversa. Y, desde la llegada al Palacio de La Moneda, Sebastián Piñera estudia ajustes al modelo de la paraestatal chilena, Enap. Ya durante su campaña presidencial barajó como propuesta sacar a bolsa hasta un 20% de la petrolera, con algunos indicadores de operación y efectividad -como la propia Administración recordaba en Magallanes- por debajo de las petroleras privadas que operan en el país y marcadas líneas rojas en los resultados de su brazo internacional, Sipetrol. Un camino que podría ser similar al que desde 2007 emprendió la estatal colombiana ECOPETROL, ahora decidida a incrementar su producción (de poco más de medio millón de barriles) un 6% a fines de 2010 y a ofrecer a los inversores el próximo año otro 10% de sus acciones, para -entre otras cosas- impulsar unas inversiones en infraestructuras de entre 18.000 y 19.000 millones de dólares en la próxima década.

La brasileña reúne desde 2007 inversión superior a sus dos competidores paraestatales, sus reservas futuras -si se consolidan- triplicarán a las mexicanas y se mide ya las fuerzas cara a cara en producción con ellas. Ya ha conseguido, desde el año 2000, incrementar su generación de flujo operativo desde los 9.000 a los 29.000 millones de dólares. Es verdad que aún Petrobrás es el décimo segundo mayor productor de petróleo mundial y que Pdvsa asegura tener reservas de hidrocarburos por diez veces más que las 14.000 probadas en tierras cariocas. Pero la brasileña ya ha conseguido desde este año colocar su producción más allá de los 2,6 mbpd, muy cerca de la oficial de PEMEX y la real de Pdvsa si cumple sus planes en menos de cinco años se habrá convertido en sexto productor mundial, por detrás de China, EE UU e Irán. Nada que, hoy por hoy, puedan repetir las que hasta hace un lustro eran sus ‘hermanas’ de modelo y de suerte. Y es que Petróleos Brasileiros  ya sólo comparte con Pdvsa y sobre todo con PEMEX la ‘maldición’ de las paraestatales americanas con Petrobrás. La de las reservas lejanas en el fondo del mar y la de la caza de inversores. Pero si para la carioca todos los caminos conducen a las arcas privadas, para los mexicanos, el único horizonte ha seguido mirando hasta ahora al Palacio de los Pinos.

El soberanismo energético les sale caro a las petroleras estatales puras americanas. Atrapan a sus gigantes en las paradojas de su proteccionismo: espantan la inversión, cargas a espaldas de sus arcas el peso del Estado y restringen las inversiones públicas hasta tapiar el círculo vicioso de su futuro: menos exploración, menos reservas y menos producción. Lo sabe bien PEMEX, carga con el 58% de sus ingresos para Hacienda, con ellos intentan compensar una carga tributaria mexicana 2,6 veces inferior a la del promedio de sus socios de la OCDE. Aunque oficialmente sólo contribuye con un 60% a las arcas públicas, los dilemas de Pdvsa -seguir nutriendo al Fonden y aumentar su endeudamiento o reponer sus planes de inversión y de operación- le ponen líneas rojas al motor de todas sus revoluciones. Y dejan en riesgo de colapso a la ‘gallina de sus huevos de oro’, Pdvsa, empujada ya a hacer malabares con su terna de obligaciones ‘bolivarianas: asumir pasivos acumulados y futuros para reponer producción, aportar a la caja fiscal del Gobierno y sus planes comunitarios y contribuir a la oferta de bonos de deuda del Ejecutivo para aliviar la crisis cambiaria.

Hasta la propia directiva de PEMEX, con Suárez Coppel al frente, ha aprovechado el boom de Petrobrás para recordar que el presente de Petróleos de México lleva ya los apellidos de la crisis y sólo puede salir de ella a partir de 2019 y si consigue cada año una inyección presupuestaria de 369.000 millones de pesos, una inversión equivalente a 26.800 millones de dólares en la siguiente década. La receta pasa por una apertura de contratos y de acceso a las reservas y a la exploración en aguas profundas que el PAN quiso lanzar desde 2007 y que PRI y el PRD bloquearon en la reforma energética de 2008 -que al menos permitió un poco más de autonomía presupuestaria sin modificar la carga tributaria-y siguen haciendo, a la espera de réditos políticos en los comicios de 2012.

APERTURA AL CAPITAL PRIVADO, SIN PERDER CONTROL

Ya en los tiempos de Fernando Henrique Cardoso en los noventa abrió la puerta a los expertos petroleros multinacionales y la participación de las empresas privadas en los yacimientos, los únicos que entonces podían atreverse en aguas profundas. Completamente estatal hasta 1992, la Ley Petrolera de 1997 permitió la libertad de explorar, explotar, producir, refinar y exportar crudo a cualquier empresa, al margen de su bandera o su naturaleza jurídica (privada o estatal). Pero sobre todo, lo hacía con la obligación de transferencia de tecnología y condicionada a que los insumos fueran nacionales. La emisión de acciones sólo ha sido otra estrategia –la última en realidad- del Gobierno de Lula da Silva por dejar ‘atada y bien atada’ a Pdvsa. En palabras del presidente saliente, “hoy es más brasileña que nunca”. Aunque está sujeta a metas de rentabilidad y otras condiciones fijadas por los accionistas –herencia de la privatización parcial iniciada por Cardoso- el Estado, mediante la recompra de acciones, ha subido su participación del 39,8% al 48% del capital total, retoma el co-control financiero de la compañía y ha obtenido del Senado el visto bueno para hacer de Petrobras el único operador de los campos presal, con el 30% de participación mínima, un nuevo modelo de contratos que remplazará el modelo de simples concesiones por uno de participación de las empresas y luz verde para un fondo para gasto social financiado con los futuros beneficios del crudo. A cambio, no paga sino que concede a Petrobrás la posesión de los megacampos de crudo de la capa presal. La iniciativa no espanta a las multinacionales, que prometen ajustarse a la nueva legislación, y mucho menos al mercado financiero. 

Por primera vez, Planalto acaricia el autoabastecimiento en hidrocarburos y no esconde que, tras él, peleará por un sitio en la batalla de los grandes productores y exportadores. Lula y Gabrielli miran a los 8.000 millones de barriles descubiertos en Tupí, el mayor yacimiento hallado en América desde 1976 o los de Santos, tanto como para proclamar una “segunda independencia de Brasil”. Es cierto que Petrobrás, que aspira a duplicar la producción de crudo hasta los 5,38 millones de barriles al día en 2020 gracias a las aguas pre-sal como Tupí, se juega el doble o nada de su crecimiento en aguas profundas, a más de 1.000 metros de profundidad, de las que dependen el 90% de sus reservas, frente a un mapa global en el que sólo entre un 10 y un 14% de las reservas mundiales se encuentran en aguas profundas

De hecho, ya el 80% de su producción procede de aguas profundas (frente al 28% de la cartera de BP o el 23% de Repsol) en pleno epicentro mundial de la prospección offshore (a ambos lados del Atlántico, en la plataforma continental brasileña, el Golfo de México y las aguas profundas de África Occidental). Y sus propias costuras, sobre todo las financieras, son primeras que pueden saltar en su crisis de éxito, cuando tenga que ejecutar su ‘estirón’, hacer crecer un 9,4% al año su producción hasta 5,4 millones de barriles en 2020, inaugurar dos refinerías en cuatro años y pasar desde los 254 barcos a una flota de 504 en 2020 y a la mayor cantidad de sondas de perforación en aguas profundas del mundo: 26 en 2014 y 53 en 2020. Los analistas y los bancos de inversión no le quitan el ojo al aumento de 60.000 millones de dólares en deuda en los próximos cinco años que requerirá para financiar más inversiones, ni a la caída en un año, hasta la oferta de acciones, de un30% de su capital en el mercado. Pero la inyección de liquidez de 71.600 millones de dólares le permitirá dedicar a un programa que el equipo de Jose Sergio Gabrielli no ha dejado de estirar, un 20% en apenas un semestre, hasta llegar a 224.000 millones de dólares que tendrá que invertir en sólo cuatro años si quiere cumplir sus planes. El equivalente -recuerdan los analistas mexicanos- a nada menos que cuatro años de Inversión Extranjera Directa en México.

PDVSA, NI OPERACIÓN NI LIQUIDEZ PARA EL GIGANTE DE CHÁVEZ

Es la propia directiva de refinación y operación la que ha empezado a hacerle sitio a la preocupación en Petróleos de Venezuela. Con casi el doble de empleados que Petrobrás (que tiene una plantilla de 67.000 trabajadores) e ingresos por 850.000 millones de dólares en una década, la venezolana ha ‘conseguido’ el más difícil todavía: ya Pdvsa incrementó en dos años un 40% su deuda y los analistas advierten que -sin aumentar el gasto- sólo podría estabilizar sus cuentas a 89 dólares por barril. Su ‘gallina de los huevos de oro’, la Faja del Orinoco que pretendía ser el Tupí venezolano está casi paralizada desde 2005 y las fabulosas inversiones esperadas no llegan. Tanto que, como desvela Tal Cual, han pedido a las transnacionales, que adelanten los programas de producción "temprana" y retornen a perforar los crudos tradicionales y a hacer mantenimiento de los pozos, que sólo están produciendo 2.4 millones de barriles diarios, y hace más de un año que no producen crudos dulces como el Zuata Sweet.

Petróleos de Venezuela ha reducido su producción en un millón de barriles, arrastra el lastre de 92.000 empleados -casi el triple que hace ocho años- y tiene 18.000 millones de dólares de deuda exterior; otros 19.000 con proveedores y contratistas a los que ha empezado a fagocitar por la vía de la nacionalización y 40.000 millones de dólares en juego en juicios arbitrales. Además, las zozobras petroleras no están solas en el mapa de las energías estatales de Chávez. En los últimos meses, Venezuela se ha visto obligada a importar más combustibles por la parada de las refinerías. Y es que Pdvsa es la primera rehén de su laberinto: en la Memoria 2009 reconoce que ante la caída de sus ingresos retrasó pagos y exigió a todas las empresas de servicios, incluyendo taladros, una rebaja de tarifas; las que no se acoplaron -casi una veintena- acabaron en la sala de espera de las nacionalizaciones. En el último año, abarrotada de compromisos de inversión propios y ajenos y con un flujo de caja ajustado, Pdvsa recurrió al financiamiento externo y contrajo más de 13.000 millones de dólares en deuda nueva en un solo año. Esto elevó la relación entre su deuda y patrimonio desde 9 a casi 30%. Nada que pueda volver a repetir, no al menos con la cooperación de los mercados: el último préstamo de 20.000 dólares de China a cambio de hipotecar al futuro el petróleo venezolano, con el suministro de 120.000 barriles por día sin detalles, ha encendido las luces rojas del crédito de Pdvsa, por más que Ramírez insista en que la ‘hipoteca china’ no tiene a la petrolera, sino al conjunto del Estado como deudora.

Ni Pdvsa podrá seguir manteniéndose como caja de caudales sin control del Palacio de Miraflores, ni su ‘caja negra’ seguirá siéndolo, ahora que la oposición del MUD intentará hacer valer sus 65 escaños en la Asamblea Nacional y ya ha anunciado que pedirá control de cuentas y una restricción en los planes de la ‘diplomacia petrolera’ de Hugo Chávez y los convenios -extraoficiales- con Rusa, China, Belarús, Bolivia, Ecuador o Nicaragua entre otros, que ha entregado a sus aliados más de millones de dólares y se ha comprometido a seguir surtiendo a sus ‘satélites bolivarianos’ de más de 200.000 barriles diarios. Ni la parálisis de sus operaciones, ni el lastre de su deuda pueden seguir igual, menos aún, como pretende Hugo Chávez, acelerar con su impulso sus planes sociales para el próximo año y medio. Hay varios analistas que le han sacado ‘cuentas’ a una posible privatización parcial, aún sabiendo que no están en los planes de Ramírez: la venta del 20% a algún socio estratégico y otro 20% en el mercado-donde tendrían acceso a sus títulos incluso pequeños ahorradores- podría generar hasta 40.000 millones de dólares, suficiente para En Miraflores ya se han dado cuenta de que el ‘anzuelo’ de Pdvsa no tiene la misma efectividad en los mercados. Tras la emisión el año pasado de bonos por 3.000 millones de dólares, buscan otra emisión de 3.000 millones en bonos de Pdvsa (aunque esta vez a través de la Bolsa Pública de Valores mediante un mecanismo previsto en la Ley del Mercado, pero de funcionamiento aún incierto), pero esta vez en los despachos de Ramírez y de Ali Rodríguez prefieren esperar y han tenido que hacer tiempo durante más de tres meses, para ver si mejoraban los títulos venezolanos: ya en la última emisión tuvo que pagar un cupón de 12,75%, uno de los más altos de los mercados.

Lejos queda 2006, cuando Chávez paseaba los galones de la entonces mayor petrolera de Latinoamérica, el tercer proveedor de crudo en los mapas de George W. Bush y aseguraba que estaba listo para ser el “proveedor de todo Occidente”. Hoy ha perdido un millón de barriles de capacidad productiva. Ha pasado de 2,9 millones de barriles en 2005 a 3,1 millones en 2009 y de nuevo 2,7 en julio, con casi el triple de personal- y, sin inyecciones de capital exterior, el impulso del buque insignia de la estrategia energética venezolana no mejora. Aporta un 76% menos a fondos sociales y, con más de 24.000 millones de dólares de deuda, depende de la voluntad de las multinacionales y de créditos foráneos por más de 50.000 millones de dólares. Nada puede seguir igual para Petróleos de Venezuela. Aunque el Estado Venezolano tiene los más bajos niveles de rentabilidad de sus bonos, del 15,55%, los bancos de inversión y los analistas descuentan que Pdvsa aún tenía capacidad de endeudamiento, pero no más allá de un año.

Y es que, paradojas chavistas, el quinto exportador mundial de crudo derrapa sobre las segundas reservas mundiales (211.173 millones de barriles) y Pvdsa es ya la ‘oveja negra’ de las grandes petroleras paraestatales mundiales. Las divisas no han alcanzado para los nuevos ‘mejoradores’ de  la faja del Orinoco, se ha tenido que conformar con arrendar buques para la explotación offshore con más de tres décadas de vida; ya ni cumple el contrato colectivo porque carece de recursos. Hasta el papel de Pdvsa como ‘caja de caudales’ de la revolución ha empezado a erosionarse. En los últimos doce meses, sus aportes al Fonden cayeron un 95%, hasta los 569 millones de dólares. Ya durante 2009 destinó 1.555 millones de dólares a la compra de alimentos, un 29,3% menos que el ejercicio anterior y ni el escándalo de ‘Pudreval’ (como la conocen ya los venezolanos), opaca que la red de Pdvalitos, los establecimientos  dedicados a distribuir toda esa comida, se redujo en un 39% durante los últimos doce meses. Durante 2009 sólo pudo entregarle al BCV 6.677 millones de dólares, apenas un 42,7% de los ingresos del país por crudo y arrastra cuentas por cobrar de 16.000 millones desde el año pasado.

No sólo es que Venezuela vende este semestre un 34% menos al conjunto de sus vecinos en toda la región, además de una caída general de las exportaciones del 39% durante todo 2009 y un bajón de las exportaciones de crudo (desde 2,43 mbpd en el segundo trimestre de 2009 a 2,29 en los tres primeros meses de 2010). Es que, a la vista de las urgencias crediticias y el nuevo préstamo con fines energéticos de 20.000 millones de dólares (que suma y sigue al que lograron hace tres años), China se ha convertido ya en el cliente preferencial de Pdvsa, en detrimento del vecino del Norte: los envíos de productos petroleros norteamericanos han caído un 60% interanual a cifras de junio, el mínimo desde que las autoridades norteamericanas llevan registro. Y ni la oposición venezolana ni Pekín olvidan además que al menos unos 10.000 millones de dólares (la mitad e ellos en renminbi) esperan ser destinados a proyectos de cooperación conjunta.

Si hasta ahora, las ‘zozobras’ de la petrolera de cabecera de Miraflores se ventilaban en casa, han empezado a salpicar más allá de sus fronteras. La propia Memoria y Cuenta 2009 de la petrolera publicada por El Universal entona los detalles: con Petrocaribe, “hubo problemas para impulsar los proyectos de construcción de infraestructuras energéticas por la poca o ninguna capacidad financiera de los socios”, además “se registraron retrasos en los pagos y transferencias para la operación de las empresas mixtas y cancelar obligaciones a los contratistas”. No se pudo avanzar en el complejo refinador con Ecuador, cumplir con el plan de estaciones de servicio de Argentina, ni su proyecto de regasificación. Los analistas descuentan que esa generosidad bolivariana que le ha llevado a donar 53.000 millones de dólares a 33 países -casi un tercio a Cuba- en su década de gobierno, a reflejar en sus informes 11.500 barriles diarios de diésel a Bolivia, o dos torres de perforación con personal (como las que escasean en Venezuela) será pronto un viento de otra historia.

PEMEX QUIERE TAMBIÉN UN ‘EFECTO PETROBRÁS’

Un panorama similar -no en metodología, pero sí en decadencia de resultados- al de la paraestatal mexicana. Ahora que acaban de confirmar reservas probadas de petróleo por 13.990 millones de barriles -10,2 años de producción, frente a los 13,3 que tocaba en 2004-, Petróleos de México no puede dejar de reconocer que, aunque ha reducido el ritmo de descenso, sus reservas han caído un 6% en el último año y que su tasa de reemplazo, en un 77%, la aleja del ‘olimpo’ mundial de las grandes petroleras. Sus carreras avanzan al son inverso de las de Petrobras: en menos de siete años su producción ha pasado de 3,4 a 2,6 millones de barriles. Y, lo que es peor, ni la decadencia de las inversiones, las reservas y la producción, ni la parálisis de la tasa de reemplazo, el descubrimiento de nuevos pozos y el acceso a aguas profundas le permitirán mejorar esa expectativa si no hay un volantazo. Como denuncia públicamente su propia directiva, cada vez que reclama al Palacio de los Pinos inversión extranjera en exploración, inversión privada en producción y la disminución de la contribución al fisco, no hace exploraciones en aguas profundas por falta de capital y tecnología, la misma razón que arrastra más de dos años de retraso en el proyecto de Minatitlán; sólo con un nuevo régimen fiscal -su presidente Suárez Coppel calcula- podrían ahorrar 100.000 millones de pesos en beneficios al año y es una de las pocas petroleras de gran calado internacional sin capacidad para recibir inversión extranjera en upstream. Nada que pueda seguir manteniendo después de haber perdido en 8 meses 69.000 millones de pesos, el equivalente a 5.449 millones de dólares, el doble de los números rojos de todo 2009- y de haber tenido que dedicar al pago de sus 145.000 empleados 41.000 millones, otros 515.285 millones de pesos al fisco y 34.000 millones al pago del servicio de una deuda que

Al hidalgo añejo de los petróleos aztecas le ahoga la bandera de la ‘mexicanidad’, que sigue cargando a sus espaldas con el 40% del PIB, las olas del sector y el efecto cambiario de una empresa que opera en divisas anclan a PEMEX sobre todo en las aguas profundas. Lo hace cada vez con más intensidad en los próximos meses y, si los planes de la Hacienda mexicana no cambian, lo hará aún más en 2011, cuando la Secretaría espera un déficit en las arcas públicas no inferior al 2,3% del PIB. Ni los mercados, ni la orfandad de accionistas privados le ayudan con las cargas –propias y ajenas- de su liquidez. Sus deuda total, a junio de 2010, había crecido 11.505 millones de pesos, en comparación al año pasado Frente a los 71.000 millones de la ampliación de capital de Petrobrás, lo máximo que ha conseguido es la colocación de 1.100 millones de dólares de bonos de deuda a 100 años. A cambio, ha tenido que devolver al olvido las promesas con las que el Gobierno de Calderón y Juan José Suárez Coppel esperaban abrir el capital de la petrolera a accionistas menores (aunque fuera en un porcentaje ínfimo), abrir la puerta de Pemex a liquidez fresca y darle una nueva dimensión a sus apellidos “públicos”. No hay aún ni rastro de la emisión de bonos ciudadanos, unos instrumentos de deuda híbridos (con una parte de su rentabilidad  ligada al rendimiento de PEMEX) que supuestamente podrían ser adquiridos por cualquier particular y que Petróleos de Mèxico prometió lanzar en noviembre del año pasado.

PEMEX vende hidrocarburos a bajo precio a EE UU y la falta de inversiones ha hecho ya que la producción petroquímica caiga un 8% en un año, que sólo suponga un 1,8% del PIB y que PEMEX tenga que entregarse a importaciones anuales por más de 20.000 millones de dólares, sólo en ese rubro. Hoy, para México, las importaciones de gas natural son ya el 14,2% del consumo natural y las gasolinas el 37,2% y lo hacen con cargo a PEMEX. Y Suárez Coppel es el primero en denunciar el desfase de su efectividad refinadora: mientras la media mundial sostiene un nivel de refino con paros de 1,2 veces al año, PEMEX para sus plantas un promedio de 3,4% veces.  A la vista del declive de Cantarell -un 38% en el segundo semestre de 2009- y del suelo de su producción nacional, (ahora que Chiconpetec a pesar de la inversión de 4.000 millones de dólares el que estaba llamado a ser su motor para recuperar la producción ha caído del 75% en 2007 al 42% en 2009,  31.000 barriles diarios) PEMEX intenta acelerar el paso, pero nadie se atreve a ponerle fecha al retorno a los 3,4 millones de bpd que producía en 2004. Será sólo si consigue incorporar nuevos campos. Sus esperanzas operativas miran al Golfo de México y sus nuevos pozos; las de la financiación, al vecino del Norte y el mercado internacional, en el que esperaba refinanciar más de 10.500 millones de dólares en un año; las estratégicas sólo tienen ojos para Perdido.

A LA ‘RUEDA’ DE PETROBRÁS Y SUS ALIANZAS

No sólo es que Pdvsa y PEMEX busquen ahora seguir ‘su rueda’ para reajustar unos modelos que pretendían dejar en manos del Estado la producción y los beneficios, aún a costa de restringir el acceso a las inversiones privadas. Al menos, lo intentan hacer sus directivas, a contrapié de sus respectivos Gobiernos. Desde Caracas tragan dos veces para encajar el nuevo mapa de las prioridades energéticas brasileñas. Petrobrás encabeza la lista de las grandes petroleras que prometieron acudir al calor de los 513.000 millones de barriles de reservas de la licitación de la Faja del Orinoco -la primera gran licitación en una década en Venezuela- y no lo han hecho. Le dice adiós a la llave con la que Chávez confía desde hace tres años en agregar 1,2 millones de bdp de crudo a su producción, sólo así, según sus cálculos, podrá llegar a 4,5 barriles por día en 2015. En el Palacio de Planalto y los despachos de Gabrielli han preferido inyectar 22.000 millones de dólares a Petrobrás para poner de largo su refinería de Maranhao, la mayor del continente y la quinta del mundo -llamada a procesar 300.000 barriles diarios desde 2013- y amasar la calma de la Abreu y Lima, la que Chávez planifica desde 2005 con Lula. Los avances en el proyecto amazónico de Petrobras -transportará desde este año 5,5 millones de metros cúbicos por día del combustible, para generar unos 760 megavatios (MW) de electricidad- adelantan por la derecha al Gasoducto del Sur de Hugo Chávez, que sigue huérfano de realismo, financiación y socios. Washington ya ha comenzado a encontrar sustitutos para el crudo venezolano: Petrobras tiene planes de ampliar sus inversiones en esa nación. Alrededor de 354.000 barriles de petróleo por día procedentes de Brasil reemplazaron en 2009 parte de los 500.000 barriles diarios que Venezuela dejaba de exportar a Estados Unidos en los últimos meses. Y la alianza de Chávez con Pekín reserva sólo la mirada de soslayo para Caracas y le hace ojitos a Brasilia: Petrobras seguirá siendo su mayor proveedor en la región y mueve sus peones en Asia con un plan de 16.000 millones de inversión para los próximos cinco años.

Sólo en el Golfo hay actualmente 4.000 plataformas petroleras en operaciones con una superficie cubierta promedio de veinte mil pies cuadrados cada una. Un triángulo en el que Petrobras (como preveía el Tulane Energy Institute) tiene todas las papeletas para convertirse en la petrolera más beneficiada por el ‘efecto BP’, no sólo con acceso más exclusivo a las aguas del Golfo en sus tres zonas -estadounidenses, mexicanas y cubanas-, sino con expectativas tangibles para fungir ‘refugio’ de las ‘exiliadas’ de los nuevos proyectos de explotación de el Golfo estadounidense. Petrobras no tiene ninguna intención de desacelerar sus planes aguas afuera. Por eso además, en México DF y en Caracas tienden la mano de sus urgencias operativas y financieras a las arcas y las plataformas de Petrobrás, que aspira a ser la mayor productora de plataformas de todo el continente tras el impulso a su industria naval desde 2005. Lo hace la paraestatal mexicana desde hace meses. PEMEX  le pisa ya los talones a la cooperación con la paraestatal brasileña: desde hace casi un año la ministra Georgina Kessel se lo hace saber al gobierno de Lula.

El Palacio de los Pinos no quiere perder el paso con Shell y Stone Energy, que esperan completar antes de un año el proyecto de Perdido en el Golfo de México -concesionarias de los campos Trident y Hammerhead del lado estadounidense y que forman parte de la misma estructura que México comparte en esa región limítrofe-. PEMEX se ocupa hoy de ocho pozos en aguas profundas del Golfo, pero no serán productivos al menos hasta 2015. El caramelo de las concesiones de Petróleos de México amarga aún a las grandes petroleras, que sólo tienen ojos para otras latitudes del Golfo, en las que sumar además reservas y se conforman con la repesca de los servicios y la venta de equipos al gigante mexicano, un mercado de 30.000 millones de dólares.

Por eso la mexicana mira a la piel de Petrobrás y a su experiencia en latitudes cariocas en la capa presal. Petrobrás no esperará por su llave para zambullirse en las aguas del Golfo: acaba de hacerse, de manos de la estadounidense Devon Energy con la concesión de 22 campos en el Golfo de México. En los últimos tres años ha resultado favorecida en las licitaciones de 26 bloques geológicos en aguas profundas y ultraprofundas estadounidenses en el Golfo de México y en 2009 resultó la empresa seleccionada por el gobierno cubano a través de su estatal del petróleo, Cupet, para explorar y explotar yacimientos off shore en aguas profundas en Hoya de la Dona, en la zona económica exclusiva de la isla caribeña en el Golfo de México. En la Secretaría de Estado de Energía no se descarta que sea YPF el puente entre Brasilia y México DF. Antoni Brufau está en condiciones de hacer valer su buena sintonía con el director de Petróleos de México (PEMEX) y con el propio presidente Calderón, que, mucho antes de llegar al Palacio de los Pinos, cuando llevaba las riendas de la Secretaría de Estado de Energía, no dudó en estrechar los lazos comerciales con Repsol y asignarle contratos con Petróleos de México en 2003.

Por primera vez, tras los daños colaterales para toda la industria tras el vertido de BP y el terremoto del mapa petrolero latinoamericano, ahora en los despachos de Rafael Ramírez y Suárez Coppel y en los calendarios de las expectativas del Palacio de Miraflores y el Palacio de los Pinos saben que es mucho más que los laureles y el liderazgo en el ranking de reservas del continente lo que se lleva Petrobrás al Sur del Río Grande. Recibe el flujo de inversión y la oleada de proyectos que se lo han pensado dos veces en la Faja del Orinoco venezolano y que han dado en los muros legales del Golfo de México azteca. Se lo recordaba, el 1 de octubre, la alianza de la china Sinopec con Repsol -previa ampliación de 5.200 millones de dólares- para engendrar un gigante brasileño de 13.000 millones de dólares, una de las mayores compañías privadas del continente.

Ni los tres Gobiernos con aguas jurisdiccionales en el Golfo-Cuba México y EEUU- ni la veintena de multinacionales que operan en él se plantean abandonar sus 37.000 millones de barriles por descubrir, con unas de las mayores tasas de retorno de capital de la industria. Pero la parálisis de Eni en Appaloosa y Allegheny recuerdan que la moratoria y los recelos pueden ir más allá de las imposiciones legales de EE UU. Las aguas profundas de Brasil calientan motores para recibir a más de un ‘exiliado’, lo saben Petrobras y Repsol, dos de las pocas con tecnología capaz de trabajar a 4.000 metros de profundidad. Brasil ya está recibiendo solicitudes de compañías que quieren mover sus pozos allí. Para empezar, aguardan el sitio que dejará BP si la Agencia Nacional de Petróleo Brasileña (ANP) no aprueba su acuerdo (ahora bajo revisión) con la norteamericana Devon Energy para la compra de activos por 7.000 millones de dólares para abrirse las puertas a Campos y Camamu-Almada.

Ni la venta a Sinopec del 40% de su operación en Brasil, ni la confirmación por parte de la petrolera española de que invertirá en Brasil hasta 2014 unos 3.790 millones de euros (de un total de 28.500 millones de euros) y 6.800 millones de euros después, son la únicas evidencias de que en tierras cariocas, con menos competencia en la región y la diversificación de YPF, Repsol está llamada a beber en la fiebre del oro negro brasileño. Antonio Brufau juega su ajedrez global con los alfiles cariocas, al fin y al cabo, sus apuestas cariocas encabezan la lista de reconocimientos de los bancos de inversión y los analistas para Repsol.  Hoy ya es la segunda petrolera de Brasil por dominio minero exploratorio fuera de la costa, sólo superada por Petrobras, en las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo y participa en 23 bloques, 11 de ellos como operadora. La petrolera que más contratos y puertas al pre-sal tiene con Petrobras se beneficiará del nuevo modelo de contratos, cuando se abran las licitaciones presal después de tres años paralizadas. Además, Brasilia le servirá de atalaya para las aguas profundas del resto del continente.

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