Ni el Convenio Cambiario No. 33 ni los 2 avisos oficiales publicados el día 10 de febrero contemplan una regulación específica para las empresas mixtas de petróleo. Sin embargo, el pasado martes 24 de febrero la agencia de noticias Reuters publicó un artículo sobre Venezuela que afirma que alrededor de una docena de empresas mixtas serán autorizadas a cambiar dólares a la tasa SIMADI.
En un contexto de bajos precios petroleros, el gobierno necesita evitar una mayor caída de la producción para mantener su ingreso en divisas. Darle acceso a las empresas mixtas de petróleo a una tasa de cambio más favorable, como SIMADI, es un paso clave para lograrlo[1]. Empecemos por entender por qué.
1. El tipo de cambio oficial: una gran barrera a la inversión. Para un socio internacional en una empresa mixta hay toda una serie de barreras que frenan las inversiones necesarias para que los proyectos avancen y se aumente la producción. Las tres más nombradas son la inestabilidad política y regulatoria, los problemas de gobierno corporativo con PDVSA, la disponibilidad de insumos y el control cambiario.
Las compañías extranjeras que son socias de PDVSA tienen años esperando tener acceso a una tasa de cambio más favorable. No es para menos: el uso de la tasa oficial de 6,3 Bs/US$ para la industria petrolera es uno de los principales causantes del estancamiento de sus proyectos y, por lo tanto, de la producción total del país. Y todo se debe a una sencilla razón: esa tasa aumenta los costos de producción considerablemente en un contexto de alta inflación.
Imaginemos que una empresa mixta requiere pagar gastos domésticos por 630 millones de bolívares en un año. Al tipo de cambio oficial, la empresa mixta requerirá cambiar entonces 100 millones de dólares para poder pagarlos. Si la inflación anual es de 100% y la tasa oficial se mantiene, el año siguiente los gastos domésticos se duplicarán a 1.260 millones de bolívares de manera que, al mantenerse la tasa de cambio, la empresa mixta ahora necesitará 200 millones de dólares para costear su componente local.
Cuando pasa el tiempo y la tasa de cambio se mantiene mientras la inflación aumenta, los costos del componente local se disparan, haciendo que los proyectos en Venezuela sean excesivamente caros en comparación con otros países con baja inflación. Si a esto le sumamos el riesgo país, las dificultades técnicas de PDVSA y el desvío de fondos hacia fines no-petroleros, entendemos por qué no se están cumpliendo los planes de inversión necesarios para aumentar la producción.
2. Diluir costos: de US$ 100 millones a US$ 3,7 millones. Para entender la magnitud del efecto, imaginemos que a esa misma empresa mixta del ejemplo anterior ahora se le permite cambiar sus dólares a una tasa SIMADI de 170 Bs/US$. Aquellos 630 millones de bolívares pasan de requerir cambiar 100 millones de dólares a sólo 3,7 millones de dólares. ¡Es una reducción del 96,3% del gasto en bolívares!
Si asumimos que del total de las inversiones en capital (CAPEX) y de los costos operativos (OPEX) un 50% corresponde a pagos en dólares y el otro 50% a pagos en bolívares, estaríamos hablando de una reducción de costos de casi 50% sólo con esta medida. El costo por barril disminuye, el valor presente neto de los proyectos se dispara y, claro, invertir no sólo se haría más viable, sino también más atractivo en un contexto de bajos precios.
3. La prioridad: los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Con unas reservas probadas inmensas [3], la Faja del Orinoco es la provincia petrolera con mayor potencial del país. Gracias a la magnitud de sus proyectos es ahí donde se produce actualmente alrededor del 58% de nuestro crudo, según las cifras oficiales.
De las compañías extranjeras que Reuters afirma que fueron autorizadas a cambiar sus divisas a tasa SIMADI, 9 tienen algo en común: participan en 11 de las 12 empresas mixtas constituidas en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO): Rosneft (Rusia) está presente en 3 proyectos, mientras que CNPC (China) y Chevron (EEUU) están presentes en 2. Por su parte, Eni (Italia), Repsol (España), Statoil (Noruega), Total (Francia), Petrovietnam (Vietnam) y Gazprom (Rusia) tienen participación accionaria en un proyecto. Sólo Perenco (Inglaterra/Francia) no tiene presencia en la Faja [2].
4.¿Y afecta a todos los proyectos por igual? Si bien todos los proyectos son grandes, no son homogéneos. En la Faja hay proyectos ya maduros provenientes de las asociaciones estratégicas de la apertura petrolera de los años noventa. Y también hay proyectos nacidos “en revolución”. Estos últimos proyectos se encuentran, en el mejor de los casos, en fases tempranas de producción con muchas inversiones en infraestructura todavía por hacer.
Conocer la fase en la que se encuentran los proyectos es importante para entender el efecto que el acceso a SIMADI podría tener. Generalmente, mientras más maduros los proyectos, mayor impacto. Esto debido a que con la infraestructura ya instalada es mayor la proporción de gastos en bolívares en comparación con los gastos en dólares, que en general están destinados sólo a mantenimiento. Caso contrario es el de los proyectos en fases tempranas, los cuáles deben destinar muchos dólares a importar costosos equipos y relativamente pocos a pagar nómina en bolívares para operar.
5. Gran impacto para las empresas mixtas, poco para SIMADI. Independientemente de la fase de desarrollo de los proyectos, pasar de 6,3 a 170 Bs/US$ para pagar costos en bolívares tiene un efecto importantísimo en el flujo de caja de las empresas mixtas. Pero ése no es el caso para SIMADI.
Si tomamos el monto de inversión en Exploración y Producción estimado para 2015, según el Informe Oficial de Gestión de PDVSA de 2013 (es decir: 22.998 millones de dólares), y asumimos que la mitad de ese monto corresponde a bolívares calculados a 6.3 Bs/US$, obtenemos 72.443 millones de bolívares. Si cambiamos este monto a una tasa SIMADI de 170 Bs/US$, obtenemos sólo 426 millones de dólares. Es decir, lo máximo que la industria petrolera nacional pudiera aportar al actual SIMADI no equivale ni a una semana de importaciones del 2013.
El impacto es inmenso para las empresas mixtas pero marginal para atender la demanda de dólares de SIMADI, debido al ajuste que representaría pasar de 6.3 Bs/US$ a 170 Bs/US$, una tasa 26 veces superior. El efecto sobre mercados no oficiales dista, entonces, de ser significativo dado el escaso volumen que se espera sea destinado a ese mercado.
6. El Impuesto Sobre la Renta: la gran incógnita para el 2016. Esta inmensa reducción de costos se debe a lo que contablemente se denomina “ganancia cambiaria”. Por tratarse de una compañía de explotación petrolera, las ganancias cambiarias son gravadas con una alicuota (tasa) de 50% por Ley de Impuesto sobre la Renta (ISLR). Es decir, en el 2016 las empresas mixtas tendrían que pagar, adicional al ISLR correspondiente a sus ganancias del 2015, aproximadamente la mitad del monto que se ahorren por tener acceso a cualquier tasa más favorable.
Esto es un asunto pendiente, que de seguro estará sobre la mesa de negociación, ya que reduce considerablemente los incentivos a invertir. Tener acceso a una tasa más favorable que 6,3 Bs/US$ para pagar el ISLR correspondiente a esa ganancia cambiaria tendría el mismo efecto que con los costos, reduciría drásticamente el pago en bolívares.
7. ¿Aumentará esta medida la producción? Faltan muchos aspectos por definir y los socios extranjeros de las empresas mixtas están a la espera. Sin embargo, es importante destacar que esta medida sólo representa un incentivo a la inversión en un mar de dificultades. No es casualidad que desde el 2009 Venezuela haya sido catalogada en cuatro ocasiones por el Fraser Institute como el país con mayores barreras a la inversión petrolera.
El simple hecho de que la viabilidad y rentabilidad de un proyecto de miles de millones de dólares dependa de singularidades, como las mencionadas en este trabajo, permite entender la incertidumbre y desconfianza bajo la cual operan en Venezuela compañías extranjeras con presencia en decenas de países. Nuestro país necesita una política petrolera coherente y estable que genere confianza y lamentablemente tener acceso a SIMADI no resuelve a largo plazo, bajo ningún concepto, los problemas de los socios de las empresas mixtas.
***
[1]Ecoanalítica ha llegado a estimar que el SIMADI fue creado con el objetivo de ofrecerle la oportunidad a las compañías petroleras de tener acceso a una tasa de cambio más favorable. Ver: 10 claves sobre el Sistema Marginal de Divisas [Simadi]; por Asdrúbal Oliveros
[2]Si bien Perenco no participa en ningún proyecto de la Faja, en Marzo de 2014 firmó un acuerdo de financiamiento con PDVSA por 420 millones de dólares para incrementar la producción de la empresa mixta Petrowarao. Sería lógico suponer que entre las condiciones para que se lleve a cabo el financiamiento estaría la de tener acceso a una tasa de cambio más favorable.
[3] Según el Informe de Gestión de PDVSA 2013, las cantidad de reservas en la Faja es de 259.460 millones de barriles, concentrando un 87% del total. Cabe acotar que esta cifra es calculada con un factor de recobro del 20%, es decir, asumiendo que el 20% de los recursos del subsuelo podrán ser extraídos y comercializados con éxito. El Profesor Francisco Monaldi, Director del Centro Internacional de Energía y Ambiente del IESA, ha estimado que el factor de recobro real experimentado ronda el 10%, cifra que aún haría de la Faja la provincia petrolera con mayor potencial del país.
***
De los autores:
Armando Flores. Economista egresado de la UCAB. Investigador del Centro Internacional de Energía y Ambiente del IESA.
Igor Hernández. Economista egresado de la UCAB con Maestría en Economía de Duke University, EEUU. Actualmente es Coordinador del Centro Internacional de Energía y Ambiente del IESA y Profesor de la misma institución.