PDVSA: Informe de Gestión 2014 y sus consecuencias

El número de pozos activos a partir de 2007 se ha mantenido en el orden de 18.500 pozos por año, sin embargo la productividad por pozo ha pasado de unos 200 B/D en 2007 a 157 B/D al cierre de 2014; una caída del 21.5%.

El número de pozos activos a partir de 2007 se ha mantenido en el orden de 18.500 pozos por año, sin embargo la productividad por pozo ha pasado de unos 200 B/D en 2007 a 157 B/D al cierre de 2014; una caída del 21.5%.

 

 
Los costos de producción han pasado de 5.53 $/B en 2010 a 18.05 $/B en 2014, significando un aumento neto del 226%

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

Los resultados que recién acaba de presentar PDVSA en su Informe de Gestión correspondiente al ejercicio 2014-2015, apuntan hacia un deterioro en los flujos financieros, una mengua sostenida en la eficiencia volumétrica y operativa, y una visible desarticulación entre los resultados obtenidos, particularmente desde 2005 y las estrategias previstas en el Plan Siembra Petrolera 2005-2030. Este divorcio ha puesto en entredicho los objetivos volumétricos previstos para 2019. El Plan Siembra Petrolera 2005-2030 tiene como objetivos estratégicos aguas arriba los siguientes:

  • Incrementar el acceso a reservas y producción de crudos Liviano-Mediano (L/M)
  • Apalancar el desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)
  • Acelerar la explotación del gas natural tanto en tierra como en costa afuera

Al cierre de 2014 existe un evidente divorcio entre estos objetivos y la realidad plasmada en una menguada producción de 2.899.000 B/D y 7.422 MMPCD, una drástica caída de 116.000 B/D de crudo en tan solo un año.

En términos de producción, el plan de inversión 2013-2019 prevé al cierre de dicho ciclo un volumen de 6 millones de barriles por día (MMB/D) de crudo, de los cuales 4 MMB/D corresponden a la FPO, asociado a una producción de gas de 10.494 MMPCD. Evidente que la composición de nuestras reservas y producción se está inclinando hacia un producto más pesado, más contaminante y por ende más costoso de procesar, resultando imperativo revitalizar el portafolio de reservas y producción de liviano mediano (L/M). Sin embargo, han sido infructuosos los intentos por revitalizar este importante segmento que recalienta de forma determinante las finanzas de PDVSA, al verse obligada a importar ingentes volúmenes de crudo y productos no solo para mejorar sus crudos X/XP y satisfacer ciertos procesos aguas abajo, sino también para cumplir compromisos con terceros. En el periodo 2003-2014, PDVSA ha erogado por este concepto en exceso a los 405.000.000.000 de dólares.

Pero solo entre 2008 y 2014 la caída de producción en los activos tradicionales de L/M en Oriente ha sido de 401.000 B/D, mientras que en los de Occidente fue de 348.000 B/D, conformando una pérdida total de 749.000 B/D.

Pdvsa_Produccion_Crudo_2007-2015

En el caso de crudo pesado y extra pesado (X/XP), la producción de la FPO pasó de 1.057.000 B/D en 2008, a 1.228.000 al cierre de 2014 (Informe PDVSA), un leve aumento de 171.000 B/D en 7 años de actividad, a pesar de las ingentes inversiones allí comprometidas, poniendo en tela de juicio el objetivo de 4 MMB/D para 2019, ya que se requiere un incremento anual de producción no menor a 550.000 B/D sin considerar la producción adicional necesaria para compensar la fuerte declinación natural de esos yacimientos, lo que elevaría gradualmente el déficit en alrededor de 150.000 B/D el primer año.

En cuanto a producción de gas, PDVSA GAS Anaco ha dejado de producir más de 900 millones de pie cúbicos por día (MMPCD), al pasar de 1.700 MMPCD en 2008, a menos de 798 MMPCD en abril de 2015. En los estratégicos y vitales proyectos Costa Afuera, a pesar de haber ofrecido producción temprana para 2008, hoy día ningún proyecto ha producido a tierra un solo pie cúbico de gas, habiendo diferido la producción temprana en al menos 6 ocasiones. Recientemente [1] PDVSA ofreció para mediados de 2015 unos 750 MMPCD adicionales de gas, sin embargo las señales indican poca probabilidad de poder cumplir en el tiempo previsto. Los proyectos de inyección de gas han sido desatendidos, reportando un recorte 175 MMPCD en la inyección, impactando directamente la producción de L/M. Este gas desviado de inyección podría estar siendo utilizado para “compensar en parte” la producción de gas asociado a la producción perdida en los activos tradicionales de 749.000 B/D.

En términos de eficiencia y gestión el deterioro es visible tanto en términos de producción, como en el manejo y utilización de los recursos. Estos resultados “contribuyen” al incremento sostenido en los costos de producción, habiendo pasado de 5.53 $/B en 2010, a 18.05 $/B en 2014, significando un aumento neto del 226%.

Pdvsa_Produccion_Costo_2005-2014

El número de pozos activos a partir de 2007 se ha mantenido en el orden de 18.500 pozos por año, sin embargo la productividad por pozo ha pasado de unos 200 B/D en 2007 a 157 B/D al cierre de 2014; una caída del 21.5%, haciendo necesario revitalizar las operaciones y la gerencia de los activos maduros, insertando nuevas tecnologías que apunten a reducir costos y elevar productividad, implementar nuevos proyectos de recobro mejorado y producción asistida, apalancar el desarrollo de reservas de L/M e identificar y solventar cuellos de botella en la infraestructura instalada.

Pdvsa_Pozos_Activos_Productividad_2006-2015

En términos de barriles generados por dólar invertido se aprecia un desplome sostenido en el rendimiento de la inversión, al pasar de 50.9 B/D producidos por millón de dólares invertidos en 2004, a 12.8 B/D producidos por millón de dólares invertidos en 2014, una disminución del 74.8%.

Pdvsa_Rendimiento_Activo_1998-2016

En cuanto al grado de productividad por fuerza hombre la merma es evidente, desplazándose de una generación de 81.7 B/D por Empleado en 2004, a menos de 19.1 (B/D) por Empleado en 2014; una disminución del 76.6%.

Pdvsa_Generacion_Fuerza_Hombre_1998-2016

En términos financieros, una empresa cuya razón fundamental de ser es producir, procesar y comercializar crudo y derivados, debe mostrar una mayor eficiencia y productividad en su gestión tanto aguas arriba como aguas abajo, para poder incrementar sus ingresos en términos reales y no por vía de artificios contables.

Pdvsa_Generacion_Calidad_Suministro_Eficiencia_1997-2015

De acuerdo al comportamiento observado, el volumen suministrado de crudo de PDVSA a nuestras refinerías ha venido mermado consistentemente. El factor de utilización estimado en base al volumen de suministro de crudo propio PDVSA, ha variado de más de 75% (2.3 MMB/D) en el año 2000, a menos del 55% (1.5 MMB/D) en 2014.

Pdvsa_Generacion_Volumen_Exportacion_Crudo_1999-2014

Nuestros crudos han perdido espacio en Norteamérica, reducido sus dotaciones en Suramérica, Centroamérica y caído a cero en África. En el Caribe los envíos permanecen cuasi constantes desde 2006, aunque han incrementado en el caso de Cuba desde 2008 desde 45.000 a 98.000 B/D a expensas de otros. Desde 2006 PDVSA mantiene una colocación creciente en los mercados asiáticos. Tanto en el caso del Caribe como en los mercados asiáticos, el mercadeo de crudo constituye de por si sacrificios para la nación, ya que son ejecutados a una menor ganancia efectiva y unitaria.

El primer envío a Cuba fue en el 2000, tras algunos refinanciamientos de la factura durante los primeros años del convenio, se pactó que Cuba pagara el petróleo con servicios de asesorías y trabajos profesionales lo cual no produce flujo efectivo de caja. En el caso de Petrocaribe nacida en 2005, el acuerdo permite un mecanismo relajado de pago con 2 años de gracia y financiamiento a largo plazo de hasta 60% de la factura con 1% de interés anual, dependiendo del precio del crudo. En el caso de China, el gobierno en 2007 acordó la constitución de un fondo rotatorio, donde el capital chino se paga con crudo y productos como fuel oíl. Este fondo se ha elevado a más de 45 millardo de dólares. El “hándicap” para PDVSA es tal que al no cobrar las exportaciones a China ni poder reportarlas como parte de sus aportes a la nación debe lidiar con un significativo hueco fiscal en su presupuesto.

Habiendo demostrado que la caída en la producción ha sido incesante, que las exportaciones no tienen rendimiento efectivo en el flujo de caja, que la productividad por pozo es cada vez más precaria, que la necesidad de incurrir en gastos adicionales por concepto de compra de crudo y productos ha sido creciente y que nuestras refinerías procesan cada día menos producto propio y con menor factor de eficiencia, no cabe duda que el flujo de caja de PDVSA debe ser cada vez más frágil y que los indicadores financieros deberían estar más comprometidos, en función de un acceso a divisas cada vez más reducido. Esta realidad se refleja en la drástica reducción del apoyo a programas sociales de parte de PDVSA sobre todo a partir de 2011.

Pdvsa_Generacion_Ingresos_Venta_Crudo_2003-2015

Los ingresos percibidos por PDVSA muestran, como es de esperar, una dependencia directa con las ventas internacionales. Pero, aparte de la coyuntura de precios de 2008-2009 que conllevó a la caída de nuestra cesta en dicho periodo de unos 85 a 57 $/B en promedio, la merma observada en los ingresos a partir de 2011 refleja no solo la caída del precio de nuestros crudos ya que de hecho hubo un aumento durante 2012, ($/B: 2011/100.11; 2012/103.42, 2013/98.08, 2014/98.08), sino que implícitamente sufre el rigor de la pérdida gradual de producción, de una menor calidad de su producto, de la pérdida de mercados confiables y seguros, y de esquemas de negocios y pagos menos competitivos.

Pdvsa_Ganancia_Total_vs_Neta_2003-2015

¿Aparte de la reducción del gasto social, de donde podría provenir la mejora o continuidad en la ganancia neta en una empresa con una cuestionable estrategia de mercado, baja productividad, superpoblada e ineficiente?

La posible respuesta queda en evidencia al evaluar el diferencial entre el ingreso total y las ventas netas en función de la paridad cambiaria para el periodo 2004-2014, el cual sugiere que PDVSA podría estar contabilizando ingresos de manera artificial al incluir ganancias procedentes de su participación cambiaria desde al menos el ejercicio 2010-2011, periodo en el que casualmente incrementaron los envíos de crudo para Asia y el Caribe y cayeron abruptamente hacia norteamerica.

Pdvsa_Ingreso_Total_Ventas_2003-2015

El principal accionista de la empresa que produce la mayor tajada de nuestros ingresos, debe de una vez por todas agotar esfuerzos para enrumbar a PDVSA por el camino del rendimiento y la eficiencia. Una empresa y un país que poseen un abanico de recursos con un potencial único en el mundo y una posición geográfica envidiable no pueden seguir divorciados de una realidad que podría llevarnos por la vía de la destrucción.

 

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Referencia:

[1] http://centraldenoticiavenezuela.blogspot.com/2014/11/eulogio-del-pino-para-el-2015-pdvsa.html

Einstein Millán Arcia | Experto Internacional en 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 (UDO – 1979)
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