SERGIO SÁEZ, ¿QUÉ “PERLA” SE ESCONDE DETRÁS DEL PERLA 3X?, CONTRATOS PDVSA

El Jueves 4 de Junio de 2014, el ministro Rafael Ramírez, en representación de la República de Venezuela, firmó tres “acuerdos  estratégicos” con la empresa italiana, 

Ente Nazionale Idrocarburi (Eni), y la empresa española Repsol, para la explotación de gas natural no asociado (a la producción de petróleo), conocido como campo Perla 3X, correspondiente al Bloque Cardón IV, del Golfo de Venezuela, situado a 50 kilómetros de la playa y a una profundidad del lecho marino de 60 metros.

ANTECEDENTES

Desde hace tiempo, el ministerio para el petróleo y la Minería, conoce de la existencia de gas no asociado en el área norte de la península de Paraguaná, en área de la plataforma continental, en la cual ejerce Venezuela soberanía sobre los recursos de hidrocarburos que son considerados bienes del dominio público y por tanto inalienables e imprescriptibles.

El hecho de ser su actividad “costa afuera”, requiere de conocimiento, tecnología y recursos financieros, que no posee PDVSA actualmente, por lo que el Estado venezolano, por intermedio del ministerio para el Petróleo y la Minería, haciendo uso de lo contemplado en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos[1], otorgó licencia a la empresa privada "Cardón IV S.A."[2], constituida por Eni (50%) and Repsol (50%), para la exploración, sin la participación del Estado venezolano. De esta manera no corre PDVSA con los riesgos que conlleva la exploración. No obstante, dejó abierta su participación para el ulterior desarrollo y operación del proyecto, en caso de que la exploración resultase exitosa.

Eni y Repsol corrieron juntos un riesgo calculado y dieron con un filón, considerado como uno de los descubrimientos más grande del mundo[3] de las últimas décadas, que debe ser blindado a toda costa, ante la creciente inestabilidad del régimen y sus riesgos políticos. Por lo que no dudan en acudir en auxilio de PDVSA a cualquier precio. Es por ello que asumen, de manera igualitaria, el préstamo a PDVSA para que pueda hacer uso de su Derecho de Participación (back-in right)[4], por intermedio de su filial, CVP, S.A., en la proporción de 35% en la empresa Cardón IV, e incorporarse como propietaria conjunta en la Empresa Mixta que desarrollará y operará conjuntamente con Eni y Repsol el proyecto; y firmar el acuerdo de Compra Venta de gas no asociado.

El campo descubierto en el 2009, por Eni y Repsol se le considera tiene un volumen de gas en sitio se estima en 17 trillones (1012) de pies cúbicos normales, o 3,1 billones (109) de barriles de petróleo equivalente.

¿CUÁLES ACUERDOS SE FIRMARON?

Como ya es costumbre, y aun cuando la noticia debería ser de gran trascendencia, la información emanada del ministro del Petróleo y Minería es muy escueta. Los socios extranjeros han sido más prolijos en sus informaciones, por lo que se puede inferir que los acuerdos, en orden lógico, a que se refiere el ministro, son:

·      el primero, es el “Pliego de Condiciones” (Term Sheet), que puntualiza los términos claves para el financiamiento por $1.000 millones que otorgan las empresas Eni y Repsol, a PDVSA (CVP, S.A.), para que ésta cubra su cuota participación inicial (inserción), en la empresa mixta (Cardón IV, S.A.), correspondiéndole además a los socios extranjeros cubrir sus participaciones de $500 millones cada uno[5]. De acuerdo con a información del presidente de Repsol, Antonio Brafau[6], esta empresa se encargará de la explotación de gas en el yacimiento Perla 3X, y la participación accionaria es CVP 35%%, Eni 32,5% y Repsol 32,5%. Es oportuno significar, y leer con mucha atención, lo señalado por el presidente de Eni, Claudio Descalzi[7], “sé que no fue fácil llegar a este acuerdo, fue un trabajo arduo, pero es un gran logro y quiero agradecerle a todos ustedes por ello”….. “pero queremos ser capaces de lograr estas metas ambiciosas, yo me comprometí con el ministro Rafael Ramírez  para venir cada dos meses a Venezuela y hacer con él un seguimiento de las actividades, ver las decisiones que se están tomando para ver que se cumplan. Quiero asegurarle al país, al Ministro, a mi socio REPSOL que en verdad cumpliremos nuestra palabra, haremos nuestros esfuerzos, estaremos físicamente acá en el país para lograr nuestro objetivo ambicioso”. Lo que refleja el lograr un acuerdo con esa participación accionaria, y que no se revela, pero se infiere, las garantías que debe otorgar el Estado para garantizar, entre otros, el pago del préstamo recibido, el retorno del capital y dividendos de los socios extranjeros, y la continuidad del proyecto para llevarlo a feliz término.

·      el segundo, la firma del Acuerdo de Compra Venta de gas no asociado con PDVSA Gas, quién estará pagando 3,69$ por millón de BTU para el gas proveniente del campo Perla[8], toda vez que el destino del mismo será preferentemente el mercado venezolano, y los excedentes para exportación[9], que muy probablemente, el ingreso de divisas que obtenga se administrarán bajo figura de fideicomiso restringido por los prestatarios, para que sirva como colateral para garantizar el pago oportuno y suficiente del financiamiento extranjero a la empresa mixta; y,

·      el tercero, un Memorandum de Entendimiento (Understanding Agreement), para la constitución de una nueva Empresa Mixta (Perla 3X)[10], la cual desarrollará y explotará las reservas de gas condensado no asociado del campo Perla[11]. De acuerdo con lo expresado por el Chief Executive Officer (CEO) de Eni, Claudio Descalzi[12], esta empresa se encargará de la explotación de hidrocarburos líquidos en el bloque Cardón IV, y la participación accionaria es CVP 60%%, Eni 20% y Repsol 20%. Es oportuno destacar las palabras de Rafael Ramírez, en el acto en el Salón Simón Bolívar de PDVSA con motivo de la firma de los acuerdos[13]: “el documento para constituir la empresa mixta de producción de condensados lo hemos suscrito hoy de acuerdo a nuestra legislación, a la Ley Orgánica de Hidrocarburos; los líquidos, la producción de hidrocarburos líquidos pasan a reserva del Estado y en esta empresa mixta, PDVSA a través de la CVP, tendrá el 60% de su participación y es el segundo documento que hemos firmado con los presidentes de REPSOL y ENI”, que deja dudas sobre el tratamiento comercial que se le dará a estos hidrocarburos y el manejo administrativo dentro de la empresa mixta, hasta donde se especula, a falta de información oficial, veraz y oportuna, el condensado será vendido a PDVSA, mientras que el gas producido en su fase primaria será vendido a PDVSA Gas[14].

Todos esos acuerdos deben ser aprobados por la Asamblea Nacional, y en especial, la constitución de la empresa mixta para que desarrolle las actividades primarias previstas en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos dentro del área que comprende el Campo Perla.

¿CUÁL SERÁ EL DESTINO DE LOS HIDROCARBUROS?

De acuerdo con que señala la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, en su Artículo 3, “Las actividades relativas a los hidrocarburos gaseosos estarán dirigidas primordialmente al desarrollo nacional[15], mediante el aprovechamiento intensivo y eficiente de tales sustancias, como combustibles para uso doméstico o industrial, como materia prima a los fines de su industrialización y para su eventual exportación en cualquiera de sus fases. Dichas actividades se realizarán atendiendo a la defensa y uso racional del recurso y a la conservación, protección y preservación del ambiente”. De tal manera, y muy probablemente como contraprestaciones especiales que se estipulen a favor de la República[16], los componentes del gas, metano en su mayor proporción se destinará para la generación de electricidad, y liberar ingentes cantidades de combustibles líquidos, gasoil y fueloil, de mayor valor agregado en los mercados de exportación; y como materia prima para las plantas de amoniaco de Morón y El Tablazo, y su conversión a urea y complejos granulares como fertilizantes; el etano y propano es primordial para la producción de etileno y propileno, productos fundamentales para la amplia cadena de productos petroquímicos derivados, o como LPG el propano para su uso en hogares y en vehículos automotores acondicionados para tal fin, y en menor proporción, líquidos como butano y pentano, que podrían ser utilizados en los complejos refinadores de Paraguaná, o para exportación. Consideración especial debe tener los productos de exportación, que deben garantizar no solo el pago del financiamiento extranjero, sino la repatriación de los beneficios de los socios extranjeros.

¿QUÉ LE QUEDARÁ AL ESTADO POR SER PROPIETARIO DEL RECURSO Y DE SU PARTICIPACIÓN ACCIONARIA EN LA EMPRESA MIXTA?

En el Capítulo VIII de la LOHG se establece el “Régimen de Regalía e Impuestos” de la manera siguiente:

De los volúmenes de hidrocarburos gaseosos extraídos de cualquier yacimiento, y no reinyectado, el Estado tiene derecho a una participación del veinte por ciento (20%) como regalía, en especie o en dinero, total o parcialmente. Cuando el Ejecutivo Nacional decida recibir la regalía en dinero, el explotador deberá pagarle el precio de los volúmenes de hidrocarburos gaseosos correspondientes, calculado a valor de mercado en el campo de producción. Las empresas explotadoras de hidrocarburos gaseosos pagarán por los hidrocarburos gaseosos que consuman como combustible, los impuestos que se establezcan al respecto en las leyes que les fueren aplicables.

Producto de la operación de la empresa mixta, el Fisco Nacional recibirá lo correspondiente al Impuesto Sobre la Renta y los Dividendos proporcional a su participación accionaria.

Queda por dilucidar: ¿qué se interpreta como el pago del precio de los volúmenes de hidrocarburos gaseosos correspondientes (regalía) “calculado a valor de mercado en el campo de producción”?. Toda vez que se corresponden con una mezcla de gases y líquidos en la “boca del pozo”, determinables por muestras tomadas en el sitio. Al igual que ¿cuál es el valor de mercado?. Cuando existe un mercado local, a precios subsidiados por el Estado, y un precio internacional para los productos exportables.

Aspectos que deben quedar claramente establecidos, en consideración que la empresa mixta deberá hacer uso de financiamiento externo (Project Finance), que requerirá blindar el pago en divisas de la deuda (principal e intereses) y la expatriación de los dividendos correspondientes a los socios extranjeros.

Hasta el presente las empresas extranjeras, Eni y Repsol, han invertido $1.476 millones, a partes iguales, en la fase de exploración. Que muy probablemente capitalizarán en su participación del 20% en la Empresa Mixta para el desarrollo y explotación del campo Perla.

Queda por aclarar el esquema que utilizará PDVSA para honrar el préstamo de $ 1.000 millones que le hiciesen Eni y Repsol.

¿QUÉ QUEDA POR HACER?

La inversión del proyecto se ha estimado en $ 7.000 millones, a ser aplicado a medida que se acometa cada Fase de desarrollo y ampliación. Se ha previsto que la Fase I, a fines de 2014, generará 150 millones (106) de pies cúbicos diarios de gas, con la utilización de todos los pozos que han sido perforados y una pequeña plataforma liviana que enlaza con mediante una tubería de gas con las instalaciones de procesamiento ubicadas en tierra; para la Fase II, prevista para 2015, la producción será de 450 millones de pies cúbicos diarios; y en la Fase II, cuando alcance su máximo desarrollo, será capaz de entregar 1.200 millones de pies cúbicos diarios. Para las Fases II y III se requiere perforar pozos adicionales, desde la plataforma instalada en la Fase I, y la ampliación de la capacidad de las Instalaciones Centrales de procesamiento.

En todo caso, la infraestructura de servicios submarina y de distribución de los hidrocarburos deberá completarse lo antes posible, para el volumen máximo de producción. Como quiera que PDVSA no dispone de capital para cubrir su cuota (capital y financiamiento), ni posee el músculo financiero para tal fin, deberá acordar con los socios la manera de cubrir a CVP. En todo caso, el financiamiento será para la empresa mixta, y se deberán dar las garantías convenientes para los colaterales. De tal manera que los ingresos por exportaciones vayan a una cuenta de fideicomiso en un banco extranjero, cuya administración garantice honrar oportunamente el servicio del financiamiento, y la repatriación de dividendos de los socios extranjeros.

No hay duda, y la experiencia lo ha demostrado en estos últimos quince años, que los aspectos claves para las operaciones de las empresas mixtas, no deben continuar estando en manos de PDVSA. Dado que las obligaciones ajenas a su operación medular, impuestas por el régimen y vitales para la subsistencia del mismo, distraen recursos gerenciales y monetarios, en detrimento de la operación continua y eficiente de dichas empresas. Por lo que se hace necesario dejar en manos de las empresas mixtas la operación, en la modalidad de condominio, de todos los servicios necesarios, perforación, dilución, almacenamiento, transporte, mejoramiento, separación, deposición de efluentes, comercialización.

D ser exitosa la empresa mixta se podrán liberar combustibles líquidos para la exportación, actualmente dedicados a la generación eléctrica; bajar la importación de gasolinas al dedicar LPG para el transporte automotriz; permitir al Complejo El Tablazo, y muy probablemente al Complejo Morón, disponer de metano, para su procesamiento hacia amoniaco y ulterior urea y complejos fosfatados, y por otra parte, etano para la producción de etileno y operación de la cadena de plásticos y otros derivados; al igual que materias primas para el proyectado complejo petroquímico de Paraguaná; y una fuente de ingresos de divisas por exportación. Con considerable retraso por la falta de gerencia y visión de quienes ha venido manejando la industria de todos los venezolanos.

[1]Artículo 22. Las actividades referentes a la exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados, así como las de procesamiento, almacenamiento, transporte, distribución, industrialización, comercialización y exportación, podrán ser realizadas directamente por el Estado o por entes de su propiedad, o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado. Las actividades a ser realizadas por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado, requerirán licencia o permiso, según el caso, y deberán estar vinculadas con proyectos o destinos determinados, dirigidos al desarrollo nacional, conforme al artículo 3º de esta Ley. http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenu.tpl.html&newsid_obj_id=165&newsid_temas=6. Decreto Nº 310, 12 de septiembre de 1999, Publicado en Gaceta Oficial N° 36.793  de la República Bolivariana de Venezuela. Jueves 23 de septiembre de 1999

[2] Con duración máxima de treinta y cinco (35) años, prorrogable por un lapso a ser acordado entre las partes, no mayor de treinta (30) años. Esta prórroga deberá ser solicitada después de cumplirse la mitad del período para el cual se otorgó la licencia y antes de los cinco (5) años de su vencimiento. Plazo máximo de cinco (5) años para la realización de la exploración y cumplimiento de los programas respectivos, incluido dentro del plazo inicial indicado en el numeral anterior, con sujeción a las demás condiciones que indique el Reglamento. Las licencias otorgadas para el ejercicio de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados, confieren el derecho para ejercer las actividades de exploración y explotación. Estos derechos no son gravables ni ejecutables, pero pueden ser cedidos previa autorización del Ministerio de Energía y Minas. Las licencias otorgadas serán revocables por el Ministerio de Energía y Minas.

[3] http://www.repsol.com/es_es/corporacion/conocer-repsol/repsol-en-el-mundo/venezuela.aspx

[4] De acuerdo con los términos establecidos para la licencia de gas, Petróleos de Venezuela (PDVSA), el socio principal, tiene derecho a participar con un 35% en el desarrollo del proyecto, tras lo que Repsol y ENI quedarían con el 65% restante, a partes iguales.

[5] Este acuerdo de carácter provisional, a solo efecto de permitirle a CVP, S.A. integrase a la empresa Cardón IV S.A., para la firma del Acuerdo de Compra Venta de gas condensado. Posteriormente debe crearse la Empresa Mixta que desarrollará y explotará el campo Perla.

[6] http://www.lavanguardia.com/economia/20140605/54408697455/repsol-firma-en-venezuela-ambiciosos-acuerdos-gasiferos-con-pdvsa-y-eni.html

[7]Palabras de Antonio Brufau, Claudio Descalzi y el ministro Rafael Ramírez. Blog de PDVSA. https://mail.google.com/mail/u/0/#inbox/1467609ca02c677e

[8] http://www.thefreelibrary.com/Venezuela+-+ENI-Repsol+La+Perla+Operations.-a0349079318

[9] Declaración de Rafael Ramírez: “Esta operación va a permitirnos tener abundante gas para seguir sustituyendo nuestro consumo de combustibles líquidos (…) y convertir a nuestro país en un exportador neto de gas”, http://www.minci.gob.ve/2014/06/pdvsa-firma-acuerdo-de-explotacion-gasifera-con-las-empresas-eni-y-repsol/

[10] http://www.thefreelibrary.com/Venezuela+-+ENI-Repsol+La+Perla+Operations.-a0349079318

[11] http://www.eni.com/en_IT/media/press-releases/2014/06/2014-06-04-Perla.shtml?home_2010_en_tab=editorial

[12] http://www.eni.com/en_IT/media/press-releases/2014/06/2014-06-04-Perla.shtml?home_2010_en_tab=editorial

[13] Palabras de Antonio Brufau, Claudio Descalzi y el ministro Rafael Ramírez, blog de PDVSA,

[14] http://www.thefreelibrary.com/Venezuela+-+ENI-Repsol+La+Perla+Operations.-a0349079318

[15] Artículo 32 LOHG. El Ejecutivo Nacional dará prioridad a los proyectos de industrialización de los hidrocarburos gaseosos que propendan a la formación de capital nacional, a una mayor agregación de valor a los insumos procesados y cuyos productos sean competitivos en el mercado exterior.

[16] Artículo 26 LOHG. Las licencias para la exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados, comprenderán también las actividades inherentes al proyecto al cual dichos hidrocarburos sean destinados, sin perjuicio del registro del proyecto. Por su parte Rafael Ramírez expresó “nos permitirá tener abundante gas para seguir sustituyendo nuestro consumo de combustibles líquidos y otros combustibles para la generación eléctrica, permitirá alimentar nuestras plantas petroquímicas para todo el desarrollo e industrialización aguas abajo y permitirá convertir a nuestro país en un exportador neto de gas a través de nuestro gaseoducto hacia la hermana Colombia, esto a través del tramo Antonio Ricaurte”.

Sergio Sáez

sergiosaez@gmail.com

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