Oliver Campbell: La selección de participantes para el desarrollo del área Carabobo

Aunque 47 empresas fueron invitadas a participar en la subasta del Área Carabobo, solo se nombran 40 de ellas. Se nota una gran mezcolanza de empresas estatales y privadas y de empresas con y sin experiencia de la producción de crudos extrapesados

Los criterios de selección fueron los siguientes:

• Monto de un bono pagable al país

• Propuesta de financiamiento para la empresa mixta de modo que reduzca, en lo posible, la carga financiera para PDVSA en los varios proyectos

• Propuesta para vender todo el crudo procesado por la empresa mixta

Algunos colegas señalan que muchas de esas empresas carecen de la capacidad técnica necesaria para desarrollar la Faja. Puede ser cierto pero, a mi parecer, la capacidad técnica es de secundaria importancia por las siguientes razones:

1) La técnica de producción --pozos perforados verticalmente de un mismo sitio (cluster) seguido por la perforación horizontal en forma de L-- ya está bien conocida. Las potentes bombas para llevar el crudo a la superficie ya están desarrolladas. Sin duda, los cuatro consorcios en la Faja fueron los pioneros de la tecnología de producción, así que no es necesario que las nuevas empresas contribuyan con una tecnología.

2) Las nuevas plantas de mejoramiento mejorarán el crudo hasta 32º API. Lo mas probable es utilicen la tecnología de TOTAL, que ha sido muy exitosa, pues Sincor era el único consorcio que mejoraba el crudo hasta ese nivel. Petrocedeño ha heredado y continúa utilizando esa tecnología.

3) Las nuevas plantas de mejoramiento mejorarán el crudo de todas las nuevas empresas y no se construirán plantas individuales. Por lo tanto, tampoco es necesario que las nuevas empresas aporten la tecnología del mejoramiento, aunque existe la posibilidad de proponer otras tecnologías probadas.

Creo que el factor predominante es la capacidad financiera. Las grandes empresas petroleras disponen del dinero requerido y también algunas no petroleras como los conglomerados Marubeni, Mitsui y Mitsubishi del Japón. Como una buena indicación de la capacidad financiera, he tomado los ingresos reportados en el último informe anual. ND quiere decir "No Disponible."

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Hay dos problemas potenciales con las empresas estatales en el grupo III: a) la falta de rapidez en la toma de decisiones ya que todo se debe consultar con sus amos políticos, y b) la competencia para fondos ya que el estado los necesita para muchas otras cosas-- escuelas, hospitales, viviendas etc. Las inversiones en la Faja son cuantiosas y no deben atrasarse porque un socio estatal tiene problemas para aportar su parte en la empresa mixta.

Bajo el criterio b), la empresa debe proponer cómo puede reducir la carga financiera para PDVSA. Esto será difícil para las empresas con limitados recursos monetarios y si se aplicara estrictamente eliminaría una gran parte de ellas. La inclusión de este criterio indica que PDVSA tiene problemas con su flujo de caja y espera que las empresas la ayuden con sus ideas. Una posibilidad es que las empresas provean préstamos pagables con la entrega de crudo propiedad de PDVSA.

Una cosa que me extraña es que se mezclará el crudo mejorado hasta 32º API con crudo no mejorado para producir unos 400.000 b/d de crudo mediano. Tengo entendido que, en la primera etapa, se van a producir 100.000 b/d en cada uno de los cuatro bloques para un total de 400.000 b/d. Al terminar la construcción de los mejoradores, se aumentará la producción a 200.000 b/d en cada bloque, pero no habrá suficiente crudo liviano para mezclar con la producción adicional de 400.000. La solución de PDVSA es mezclar esos barriles con el crudo mejorado para producir un crudo mediano de unos 16º API tal cual se hace actualmente con el crudo Mesa de 30º API.

Parece raro mejorar el crudo hasta 32º API para luego desmejorarlo a 16º API mezclándolo con el crudo de formación, pero la razón es que permite producir 400.000 b/d de un crudo que de otro modo no tendría mercado. Actualmente se mezcla aproximadamente 0,4 barriles de Mesa con 0,6 barriles de crudo de formación para producir el crudo de 16º API que se llama Merey. Aplicando esta misma relación, la mezcla resultaría en un nuevo crudo--¿Carabobo 16?--de unos 650.000 b/d.

Aparentemente, se descartó la opción de construir mejoradores para mejorar el crudo hasta 16º API tal cual se hace actualmente en los otros tres consorcios. Son menos complejos y el costo capital es muy inferior. A lo mejor se han podido construir cuatro plantas por el precio de las dos propuestas, pero seguramente los cálculos de PDVSA mostraron que la rentabilidad de las dos plantas más complejas era superior.

En cuanto al criterio c), me imagino que PDVSA busca no solo un buen precio para el crudo, sino también la seguridad de suministro tal cual existe con las ventas a CITGO. Esto les da la ventaja a las petroleras grandes con su propio sistema de refinación y una clientela establecida. Pero es posible que las estatales pequeñas puedan comprometerse a refinar el crudo en sus refinerías para consumo en el país.

Con esta subasta y selección de empresas, Venezuela está entrando en una nueva época de su producción petrolera. Hasta el momento solo cuatro consorcios han operado en la Faja, pero ahora se abre el campo a nuevas empresas, grandes y pequeñas. Es de esperar que el proceso de selección sea transparente y que se otorgue la buena pro en base a los beneficios y ventajas comerciales para el país.

Oliver L Campbell, MBA, DipM, FCCA, ACMA, MCIM nació en El Callao, Venezuela en 1931, donde su padre trabajaba en la industria aurífera. Comenzó a trabajar en Shell de Venezuela en el año 1953, y después de una larga carrera en la industria, ocupo la responsabilidad de Coordinador de Finanzas de PDVSA.