Nota: Antes de comenzar, quiero agradecerr a la plataforma "Aporrea.org" por darme la oportunidad de publicar la serie de artículos relacionados con la Industria Petrolera de Venezuela. Por la cantidad de personas que han estado leyendo los Temas Petroleros, sin duda, es prueba del interés que tienen los internautas de "Aporrea.org" por la Gran Industria de Venezuela, muy necesitada, estos días, de que los venezolanos que saben algo del Negocio Petrolero utilicen esta plataforma para hacer llegar aportes, reclamos, recomendaciones, etc. Ya, Aporrea, con publicar mis escritos, está haciendo su parte.

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Estimados Compatriotas, los proyectos viejos y nuevos en La Faja se planificaron como Proyectos Integrados, es decir que, consideraron como un todo las actividades Aguas Arriba (Producción), las de Aguas Intermedias (Transporte y Almacenamiento) y las de Aguas Abajo (Mejoramiento) para efectos de sus evaluaciones económicas. Esta fué la manera mas conveniente que los inversionistas extranjeros encontraron para que un Proyecto en La Faja como los que se realizaron en la primera década de este siglo, fueran económicamente viables. Por supuesto, queda abierta la posibilidad de un Proyecto de solo producción, el cual tiene otras implicaciones.

El Financiamiento de un Proyecto Integrado, es una actividad compleja que requiere la participación de muchos jugadores del campo económico, político, financiero y legal de un alto grado de seriedad en cuanto a los compromisos que se adquieren y como legalmente las partes que lo conforman no solo se comprometen a a aportar los recursos financieros, sino que, también, se someten a las penalidades que los ordenamientos legales que correspondan así los obligan.

En el documento que traduje del inglés al español, el cual sigue a estos comentarios son una prueba de lo que estuvo involucrado en el Proyecto de Petrozuata, el cual no tiene desperdicios en cuanto a lecciones que tienen que aprender los futuros negociadores de proyectos de la Industria Petrolera Venezolana Reestructurada y Reorganizada, no solo con EE.UU. (por ahora solo con Chevron), sino con inversionistas Chinos, Rusos, Iraníes, Turcos, etc.

Hice la traducción del "Case Study" del Proyecto Petrozuata realizado por un grupo de profesores de una reconocida universidad de los EE.UU., porque creo que algunos de Uds (sin querer ofenderlos) no han estado involucrados en negociaciones de Financiamiento de la magnitud de dinero de la que se maneja en un Proyecto Integrado de La Faja (mas abajo la señalo) y quiero, además, que quede como una guía para futuras negociaciones, no para que se haga una copia al carbón, sino como material de referencia, los cuales no existen en nuestras bibliotecas físicas ni virtuales. Si tal complejidad se ve en un Proyecto que no llega a los 3 mil millones de dólares, podemos imaginarnos lo que serían las negocianes de los cientos de miles de millones de dólares que se necesitan para llevar, a La Faja, a los niveles de producción de los que se están manejando que están en los 4 millones de barriles por día.

Después que Uds lean el "Case Study" de Petrozuta sacarán muchas conclusiones y aprenderán de como los inversionistas extranjeros, lo manejaron a su propio interés, siempre, "halando brasa para su sardina". Creo, responsablemente, que no hubo participación de venezolanos para el momento de esas negociaciones, sino que fueron hecho a la medida de los inversionistas.

Nota: Con gusto, a petición, les enviarré el "case study " de petrozuata ,original en inlglés.

Una de las conclusiones que saco después de leeer el "case study" de Petrozuata, Uds. sacarán otras, es que el Rojo Rojito (Rafael Ramírez) a sabiendas o por recomendación de la Vicepresidencia de Finanzas de PDVSA, de la época de su reinado, que los inversionistas no le iban a dejar las manos libres para que hiciera lo que le diera la gana con el financiamiento de los proyectos , sino que lo "iban a meter por el aro", optó por otra "más fácil" endeudar a PDVSA en cuyo proceso Él, solo, tenía la autoridad para endeudarla, nadie en su corte, tuvo el coraje de decirle en el paquete en que estaba metiendo no a PDVSA, sino a la Nación y ahí están los resultados, una deuda de mas de 40 mil millones de dólares en bonos que no encontramos forma de pagarlos y no se avisora solución a corto plazo. Rafael Ramírez, no solo endeudó a PDVSA, sino que dejó una estela de proyectos a medio terminar como fueron la Expansión de la Refinería de Puerto La Cruz, el Desarrollo del Gas del Norte de Paria, el Proyecto Gran Mariscal de Ayacucho, algunas partes de los proyectos de La Faja (de forma unilateral por Rafael), Gas Vehicular y un largo etcétera. Por supuesto, no puede dejarse por fuera el Financiamiento que hizo Rafael a muchos de su Corte como Dieguito, los Pradas, el Villalobos,etc, etc. a quienes les llenó los bolsillos con miles de millones de dólares, contando además, como dijo el Presiddente Maduro ayer, los miles de millones que se llevó Él mismo.

Para seguir hablando del Proceso de Financiamiento de un Proyecto Integrado de La Faja, bueno es conocer las 3 etapas por las cuales pasa:

Etapa I: Realización de un Estudio Conjunto Técnico Económico por un Potencial Socio y personal de la Industria Petrolera ( CVP, PDVSA Petróleo, INTEVEP, Ministerio de Petróleo), el cual tiene como objetivo determinar la viabilidad de un Proyecto Integrado en el área asignada por el Ministerio de Petróleo. Este estudio permitirá, al potencial socio, tomar, o no, la decisión de conformar una Empresa Mixta para la explotación de las reservas en la cantidad y tiempoque se establece en un Contrato.

Etapa II: Conformación de una Empresa Mixta, lo cual implica cumplir con todo el "papeleo" de aprobación a lo interno de la Industria Petrolera (Ministerio de Petróleo y PDVSA Matriz), además el sometimiento para la aprobación, por la Asamblea Nacional, de la conformación de la Empresa Mixta y su posterior, constitución y registro ante el Registro Mercantil que corresponda.

Etapa III: Financiamiento del Proyecto Integrado, constituye el Tema de este escrito para el cual, daré los detalles, como ejemplo, del "Case Study" del Proyecto Integrado de Petrozuata para, como les dije, tengamos idea de lo complejo del Financiamiento de un proyecto de la magnitud del que estamos hablando.

Antes de escribir esta Parte consulté a un par de amigos que tengo en PDVSA Petróleo para que me dieran un estimado del costo, solamente, de un Mejorador para procesar 200 MBPD y produicr un crudo sintético de 32 grados API, y me dijeron que costaría, entre 7 mil y 17 mil millones de dólares. !Bastante la diferencia!. Si a ese rango de valores le agregamos el costo de la infraestructura de Aguas Arriba y la de Aguas Intermedias, la cual, por la medida chiquita, sería el doble, entonces el costo total de un Proyecto Integrado de La Faja estaría entre 14 y 34 mil millones de dólares. Cualquiera que, al final, sea el valor total de Proyecto Integrado el punto que quiero hacer, para cualesquiera de las dos cantidades, es que se hace necesario acudir a la Banca de Inversión sea esta China, Rusa, Turca o de EE.UU. y pasar, obligatoriamente, por las siguientes alcabalas:

A lo interno de Venezuela

Aprobación, como dije antes, por parte de PDVSA Matriz, Ministerio de Petróleo, Consejo de Ministros y Asamblea Nacional. Esta parte, aunque lleva tiempo, no es la que presenta dificultades siempre y cuando el gobierno de turno tenga o haga, de alguna manera, mayoría en la Asamblea Nacional.

A lo externo (Banca de Inversión)

Es en el proceso de Financiamiento por parte de la Banca de Inversión Extranjera donde entran en juego la cantidad de condiciones que esta pone. En este caso el que prestó la plata logró, muy normal que lo haga, "torcerle el brazo" al Estado Venezolano, hasta conseguir el máximo de lo que querían. Por su parte, el Estado, generalmente, el débil en la negociación, lo que hizo, e históricamente le ha pasado, fue ceder ante la "torcedura del brazo". De triste recordatorio está, también, la famosa Apertura Petrolera, con el Estado Venezolano, en quiebra, durante el Gobierno de Rafael Caldera la "torcedura de brazo" llegó a extremos, en el caso de los primeros 4 proyectos de La Faja , de los que les hablé en otra Parte, que la Regalía fue rebajada hasta el 1 % hasta que se pagara el proyecto, mayoría accionaria de los socios extranjeros, producción de un tipo de petróleo sintético para satisfacer requerimientos del socio extranjero y mercadeo por el socio extranjero, entre muchas otras.

En este momento, por el que pasa la Industria Petrolera, no debe extrañarnos que la "torcedura de brazo" se esté dando en las actividades que realizan la empresa gringa, Chevron y la empresa China, CNPC. Esto es otro tema que trataremos en el futuro.

Para que se formen una mejor idea de como fue el proceso de financiamiento y las condiciones impuestas por la Banca de los EE.UU. y socios extranjeros, veamos el Proyecto Integrado de la Empresa Petrozuata (hoy PetroSanFélix):

Nota: Lo que sigue no son condicionamientos exclusivos de la Banca de los EE.UU.. Creo, sin temor a equivocarme, que este sería el mismo comportamiento de la Banca de Inversión sea esta China, Rusa, etc.donde preservarían los intereses de sus respectivos países antes de los de Venezuela.

Espero que esto sirva como guía a futuros negociadores de estado venezolano con socios extranjeros. Sin duda, que dependiendo de situaciones exclusivas, para el momento que se relaice la negociación, algunos aspectos de los aquí presentados pudieran variar.

 

Algunos Aspectos sobre el Financiamiento del Proyecto Integrado de la Empresa Petrozuata

FUENTE: http://docshare01.docshare.tips/files/12468/124686530.pdf

Tipo de proyecto: Producción y mejoramiento de crudo.

País: Venezuela.

Características distintivas

• La mayor oferta de financiamiento y bonos de proyectos en América Latina hasta la fecha.

• Calificaciones crediticias del proyecto por encima de las calificaciones crediticias soberanas.

• Calificación crediticia más alta para un proyecto en América Latina al momento de la financiación.

• Tamaño de los tramos de bonos y bancos determinados por mercado.

• Sin seguro contra riesgos políticos.

• Vencimiento más largo hasta la fecha para préstamos bancarios relacionados con América Latina.

• Parte del capital de los patrocinadores financiada con flujo de caja de producción inicial.

• Sobrecostos financiado por patrocinadores.

Descripción de financiamiento

Se recaudó un total de 1.400 millones de dólares estadounidenses mediante una combinación de bonos y Financiamiento bancario.

Resumen del proyecto

Petrozuata es una empresa conjunta domiciliada en Venezuela entre dos grandes compañías petroleras con fuerte historia crediticia: Conoco, la compañía petrolera integrada con sede en Houston, a través de su subsidiaria Conoco Orinoco; y Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), la petrolera estatal venezolana, a través de su subsidiaria Maraven. Es la primera de cuatro asociaciones estratégicas entre PDVSA y socios extranjeros formada para desarrollar, transportar, mejorar y comercializar petróleo extra pesado de la zona de Zuata (hoy Junín) en la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela. Los proyectos son, a veces, denominados "proyectos de petróleo extrapesado". Los otros fueron los siguientes:

• Cerro Negro (42% de Exxon Mobil, 42% de PDVSA, 16% de Veba Oel AG);

• Sincor (47% TotalFinaElf, 38% PDVSA, 15% Statoil); y

• Hamaca (40% de Phillips Petroleum, 30% de Texaco, 30% de PDVSA).

Para Petrozuata, la culminación del proyecto está garantizada por los patrocinadores. Los riesgos relacionados con las reservas de petróleo, la terminación y la operación del proyecto son relativamente bajas. El riesgo país ha aumentado

continuamente debido a las preocupaciones sobre la administración del presidente Hugo Chávez, pero es algo mitigado por la importancia estratégica de las exportaciones de petróleo.

Debido a la fortaleza de los patrocinadores, la importancia estratégica del proyecto y el flujo de los ingresos de exportación denominados en dólares estadounidenses en una cuenta extraterritorial separada, que se utiliza para atender la deuda del proyecto, la calificación crediticia de Petrozuata está por encima del techo soberano de Venezuela. Se recaudó un total de US $ 1.400 millones a través de bonos con vencimientos a 12, 18 y 25 años, y préstamos bancarios a plazo con vencimientos de 12 y 14 años. Los valores de los bonos y el préstamo bancario fueron determinadas por las condiciones del mercado. La capacidad del proyecto para pagar su deuda depende, en parte, del precio de sus exportaciones de petróleo sintético, que fluctúa de acuerdo con el precio mundial del petróleo.

A Petrozuata se le asignó un área de 300 kilómetros cuadrados (km) para la producción de crudo extrapesado por el Ministerio de Energía y Minas de Venezuela. Se estima que el área asignada contenga, aproximadamente, 21,5 mil millones de barriles de petróleo original en sitio (poes).

El primer pozo del proyecto se perforó en septiembre de 1997. Durante los 35 años de la vida del proyecto, la empresa planificó perforar alrededor de 530 pozos horizontales para recuperar entre 1,5 y 2,0 mil millones de barriles.

Figura 15.1

Mapa del área del proyecto

 

Fuente: Prospecto para los Bonos del Proyecto

de petóleo extrapesado. En el pasado, la estimulación cíclica con vapor de pozos casi verticales ha sido la tecnología preferida para el desarrollo de yacimientos de petróleo extrapesado en la región. Petrozuata eligió pozos horizontales sin estimulación de vapor porque avances en tecnologías han permitido perforar pozos horizontaes más largos y que requiern menos mantenimiento con este método.

El proyecto tiene tres componentes principales: desarrollo del campo petrolero, un sistema de oleoductos, instalaciones aguas abajo. Estas instalaciones comprenden un mejorador y un terminal arítimo de carga en José, cerca de Puerto La Cruz en la costa caribeña de Venezuela (ver Anexo 15.1). Se espera que la compañia produzca, aproximadamente ,120.000 barriles por día de crudo extrapesado de múltiples

pozos en el área asignada, mezclar el crudo con un diluyente que consiste principalmente d nafta y transportarlo unos 200 km por oleoducto hasta el mejorador en José. Dos tuberías paralelas serían construidas, uno para transportar el crudo diluido a José y el otro para devolver el diluyente al campo para su reutilización. Los oleoductos se compartirían con Sincor.

En el mejorador de Jose se utilizará la tecnología de coquificaión retardada con licencia de Conoco para procesar 120.000 barriles de petróleo crudo extrapesado con una gravedad API promedio de 9 ° a 102.000 barriles depetrólo sintético (crudo mejorado) con una gravedad de 20 ° y tres subproductos: coque de petróleo, gas licuado de petróleo (GLP) y azufre . Se espera que la mayor parte del sintético se procese en la refinería en Lake Charles, Louisiana, que produce 226.000 barriles por día, pero algunos,también, procesarse en la refinería Cardón de Maraven en Venezuela.

Más del 95 por ciento de los ingresos proyectados de Petrozuata se generan en dólares estadounidenses fuera de Venezuela y se pagan en cuentas segregadas extraterritorialment. Se han desembolsado fondos de las cuentas offshore según sea necesario para la construcción del proyecto, los fondos operativos y el servicio de la deuda.

Antecedentes

PDVSA, Conoco, Petrozuata y subsidiarias

PDVSA es la segunda petrolera integrada más grande del mundo. Una quinta parte de sus activos de la empresa se encuentran fuera de Venezuela. Entre sus subsidiarias se encuentra Citgo, la mayor comercializadora de gasolina en los Estados Unidos. El éxito de Petrozuata es de importancia estratégica para PDVSA y Venezuela. La Faja del Orinoco ha permanecido en gran parte sin explotar debido a las características extrapesadas y el alto contenido de azufre del petróleo y la falta de infraestructura, mercados y capital de inversión. El proyecto es parte de La Apertura ('la apertura'), el plan de desarrollo a largo plazo de PDVSA para ampliar la capacidad del país para producir y exportar petróleo con la ayuda de socios extranjeros y del sector privado.

Para el momento del financiamiento del Proyecto la empresa Conoco Orinoco, formada en 1995 para llevar a ca,bo actividades de desarrollo relacionadas con el petróleo en Venezuela, era una subsidiaria de Conoco. Desde 1981, Conoco ha sido una subsidiaria de propiedad total de DuPont Energy Company, mientras mantenía

su propia identidad como importante empresa petrolera integrada. En 1999 fue escindida por DuPont y en 2002 se fusionó para convertirse en ConocoPhillips. ConocoPhillips es uno de los clientes independientes más grandes de PDVSA y tiene especial experiencia en el procesamiento de crudo pesado venezolano. Eso ha identificado a Venezuela como un área estratégicamente importante para la inversión. El Proyecto es una oportunidad para ConocoPhillips para aumetar su producción diaria de hidrocarburos en aproximadamente 9 por ciento, aumentar sus reservas de hidrocarburos en aproximadamente un 35 por ciento y ampliar el uso de su tecnología de coquificación retardada, cuya patente le pertenece.

La relación legal entre los participantes del proyecto se ilustra en el Cuadro 15.2.

 

PDVSA posee el 100 por ciento de Maraven y garantizó su compromiso de finalización a los prestamisas pincipales. Maraven, a su vez, garantiz´su comprmiso cn el 49,9 por ciento qee corsponde en e Proyecto. de la finalización de Petrozuata. Conoco Orinoco, que siguió siendo una subsidiaria de Conoco después de la separación de DuPont, actualmente tiene un solo activo, su inversión en Petrozuata.

Conoco Orinoco posee el 51,1 por ciento de Petrozuata y en conjnto con Maraven, son ersponsables de la ejecución de Proyecto. Finalmente, la tubería es propiedad

de una subsidiaria, propiedad total de Petrozuata llamada Pipeco.

Cronograma de Ejecución del proyecto

La finalización debía lograrse en diciembre de 2001, si embargo, debido a una fuerza mayor tuvo una prórroga, en cuyo caso, la nueva fecha de finalización tenía que ser, a más tardar, en septiembre de 2002. Ver el Anexo 15.3 para ver el cronograma de ejecución del proyecto, en su totalidad.

 

Cuadro 15.3

Cronograma de Ejecución del Proyecto

Mayo de 1996 Inicio de la ingeniería de detalle

Marzo de 1997 Inicio de la construcción del campo petrolífero

Junio ​​de 1997 Adjudicación de ingeniería, sumnistros

y contrato de construcción (EPC) para el mejorador

Agosto de 1998 Inicio de la producción temprana de petróleo

Julio de 2000 Finalización mecánica de la construcción del proyecto

Abril de 2001 Inicio programado de la prueba final

Diciembre de 2001 Primera fecha de finalización

Septiembre de 2002 Fecha final de finalización

Fuente: Prospecto de Bonos del Proyecto.

Financiamiento del Proyecto

La empresa estimó que el costo total del proyecto sería de US $ 2.425 millones (ver

Figura 15.4). Aproximadamente, el 40 por ciento del costo sería financiado por los accionistas y el 60% restante se financiaría con deuda preferencial. Parte de la contribución de capital consistiría en los ingresos de la venta de petróleo crudo después del desarrollo del campo, pero antes de que se terminara el mejorador.

Fuentes alternas consideradas para el financiamiento

El financiamiento de bonos originalmente estaba planificado para que fueran 650 millones de dólares, pero luego se elevó a mil millones por indicaciones del inversionista. La porción de préstamos por la Banca Comercial se redujo proporcionalmente.

El equipo financiero

Credit Suisse First Boston (CSFB) fue un asesor de Petrozuata; dirigió la oferta de bonos; y agente bancario para organizar el plazo del préstamo con ING Barings, NationsBank (ahora Bank of America) y Union Bank of Switzerland (UBS). Citibank

se desempeñó como co-gerente de la oferta de bonos y asesor financiero de Petrozuata.

Estructura de financiamiento

Trabajando con los asesores bancarios y los socios de Petrozuata acordaron una relación 60:40 de deuda a patrimonio y así desarrolló un plan por 1.450 millones

de dólares para financiar la deuda. Debido a que la transacción fue grande para la solvencia de un país como Venezuela, los patrocinadores del proyecto pensaron

que la participación de la Corporation de Finanzas Internacionales (IFC) y una o más agencias crediticias de exportación se necesitarían para la financiación y apoyo crediticio. Los patrocinadores obtuvieron calificaciones de grado de inversión de Moody's y Standard & Poor's y, con la ayuda de esas calificaciones, obtuvieron compromisos de suscripción de 700 millones de dólares estadounidenses del grupo bancario, más tarde complementado con 200 millones de dólares de la Corporación de Desarrollo de Canadá (CSFB). En el verano de 1997 las condiciones del mercado parecían tan favorables que CSFB aconsejó a Petrozuata que renunciara a las facilidades comprometidas por los organismos multilaterales y pasar de inmediato al mercado de bonos.

Sobre la base de las indicaciones preliminares de CSFB durante la precomercialización a inversores institucionales, los patrocinadores del Proyecto decidieron aumentar la oferta de bonos de 500 millones de dólares a 1.000 millones de dólares y reducir el financiamiento bancario de 900 millones a 450 millones. de dólares

Oferta de bonos

La oferta de bonos se estructuró en tres tramos para adaptarse a las preferencias de los diferentes inversores.

Los diferenciales de nuevas emisiones fueron los más ajustados hasta la fecha para los bonos de financiamiento de proyectos. Los 300 millones de dólares de los bonos a 12 años se vendieron a 120 puntos básicos (bps) sobre los bonos del Tesoro de EE. UU., los 625 millones de dólares de los bonos a 20 años a 145 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de EE. UU. y los 75 millones de dólares de los bonos a 25 años a un diferencial de 160 bps.

Figura 15.4

Fuentes y usos de fondos

Fuentes (millones de $ EE.UU.)

Estructura de la deuda preferencial

Bonos serie A al 7,63% con vencimiento en 2009 300

8.22% bonos serie B con vencimiento en 2017 625

8,37% bonos serie C con vencimiento en 2022 75

Facilidad de banco comercial 450

Total de líneas de crédito senior 1.450

Fondos de accionistas

Capital pagado 79

Préstamos a accionistas subordinados 366

Flujo de caja 530

Total fondos de accionistas 975

Total de las diferentes fuentes 2.425

Usos (millones de $ EE.UU.)

Instalaciones de producción de crudo extrapesado 449

Sistema de tuberías 216

Instalaciones de carga y mejora 1.067

Contingencia de trabajo extra 38

Subtotal 1.770

Costos capitalizados antes de operación y desarrollo 147

Costos de financiamiento 370

Saldo de la cuenta de reserva de deuda preferencial 81

Saldo de caja 57

Usos totales 2.425

Fuente: Prospecto de los Bonos del Proyecto.

 

Debido a la combinación de calidad, rendimiento y duración, la oferta de bonos fue suscrita en exceso varias veces. 145 instituciones solicitaron bonos, pero solo los pusieron a disposición a 113. Algunos inversores pidieron exactamente lo que querían. Otros, esperando que bajaran solicitaron más. El personal de la oficina del sindicato de CSFB tuvo que asignar bonos de acuerdo con su conocimiento de los patrones de compra de los clientes habituales. El tramo de 25 años

se compró por compañías de seguros que conocen bien el mercado y están acostumbradas a seguir tales inversiones durante largos periodos. La compra de bonos a 25 años ayudó a estos inversores, también, a obtener bonos a 18 años. Los bonos a 12 años fueron comprados por inversores que buscaban un buen rendimiento, pero estaban menos seguros de sus períodos de tenencia y estaban mas preocupados por la liquidez. Como evidencia de la liquidez de los bonos de menor tiempo de vencimiento, Jonathan D. Bram, Director Gerente de CSFB, señaló que más de mil millones de dólares de estos bonos fueron negociados en el primer año después de su emisión.

Para facilitar la oferta de bonos y asegurar la aplicabilidad de una baja retención de impuestos.recaudado sobre los pagos de intereses, Petrozuata tomó prestados los ingresos del mercado de capitales de los mil millones de dólares a través de bancos que actúan como instituciones financieras calificadas. Los bancos, a su vez, hicieron un préstamo a Petrozuata Finance, Inc. (PZ Finance), que a su vez emitió los bonos. PZ Finance está constituida con capital social nominal según las leyes de las Islas Caimán con el único propósito de contraer deuda preferencial, incluidos los bonos. Petrozuata no controla a PZ Finance, pero garantiza incondicionalmente todas sus obligaciones.

Financiamiento bancario comercial

Antes de la oferta de bonos, Petrozuata recibió compromisos para suscribir solidariamente hasta 700 millones de dólares de deuda preferencial de un grupo de cuatro bancos: CSFB, UBS, NationsBank e ING Barings. Los compromisos estaban sujetos a varias condiciones:

• resultados satisfactorios de la debida diligencia;

• ejecución de documentación satisfactoria;

• calificación crediticia de grado de inversión para los bonos de dos agencias calificadoras reconocidas internacionalmente;

• no ocurrencia de cambios materialmente adversos en las condiciones políticas y económicas de Venezuela;

• condiciones en el mercado para la sindicación de préstamos para financiamiento de proyectos en América Latina; y

• la situación financiera de los patrocinadores, los garantes, la empresa y el proyecto.

Los bonos recibieron la mayor parte de la publicidad, pero Bram cree que los prestamistas bancarios merecen Igual crédito por el éxito del financiaciamiento. Aunque el monto del financiamiento bancario se redujo de US $ 900 millones a US $ 450 millones por el tamaño de la oferta de bonos, fue notable por dos maneras. Primero, el vencimiento final del tramo a 14 años de US $ 200 millones fue el más largo, hasta la fecha, para un préstamo bancario relacionado con América Latina. En segundo lugar, no existía un seguro contra riesgos políticos.

Relaciones contractuales

Contrato de ingeniería, procura y construcción

En julio de 1997, Petrozuata otorgó al consorcio Contrina un contrato EPC por suma global por un valor aproximado de 500 millones de dólares para construir las instalaciones de procesamiento de crudo extrapesado en José.

que consiste en:

• Brown & Root Energy Services de Houston, Texas, una subsidiaria de de la Empresa Halliburton;

• Parsons Process Group, también de Houston;

• Technip de París;

• Proyecta de Caracas; y

• DIT – Harris, también de Caracas.

Aproximadamente, al mismo tiempo que firmó un contrato con Convenco, un consorcio compuesto por Kock, Weeks Marine y DSD – CGI, para la construcción de una terminal marítima en José.

Acuerdo de Asociación

El Acuerdo de Asociación entre Maraven y Conoco Orinoco, del 10 de noviembre

del 1995, definió las condiciones para establecer, operar y ser propietario de una sociedad anónima en Venezuela con el propósito de construir, financiar y administrar el proyecto. Las acciones de la compañía consisten en acciones privilegiadas Clase A (49,9 por ciento del total) propiedad de Maraven y Clase B (50,1 por ciento del total) propiedad de Conoco Orinoco. En el día del 35 aniversario desde la primera Fecha de la producción comercial (primer cargamento), la fecha en la que el primer buque cisterna completó la carga de crudo extrapesado, las acciones Clase B deben transferirse, sin costo, a Maraven.

El incumplimiento por parte de un accionista de realizar aportes de capital o préstamos de accionista se define como una Moratoria al Acuerdo de Asociación. Hasta que se corrija el incumplimiento, el accionista incumplidor no puede adquirir ni transferir acciones de la empresa ni estar representado en el consejo de administración.

Cualquier monto, normalmente, disponible para distribuir al accionista en incumplimiento, incluidos los dividendos y los reembolsos de préstamos subordinados, se aplicará primero para remediar el incumplimiento, incluidos los intereses y las multas. Un accionista Clase B que permanezca en incumplimiento durante 14 meses estaa obligado a entregar sus acciones a los accionistas que no incumplen para cumplir con las obligaciones y multas incurridas y seguirá siendo responsable de cualquier monto adicional adeudado.

Acuerdo de restricciones de transferencia

Antes de la primera Fecha del primer embarque comercial o de la finalización del proyecto, lo que ocurra más tarde, ningún accionista puede vender, ceder o transferir sus acciones. Después de ese momento, un accionista puede transferir acciones a una filial. Un accionista puede vender acciones a otro ente no afiliado, sujeto a otros accionistas con derecho preferencial, en el que los accionistas clase A tienen derecho privilegiado.

Las acciones Clase B pueden venderse a un no afiliado sujeto a la aprobación de los accionistas Clase A.

Acuerdo de finalización

Para facilitar el financiamiento y brindar flexibilidad en el plan de construcción, Conoco Orinoco y Maraven acordaron solidariamente completar el proyecto en una fecha determinada, financiar los costos excesivos necesarios para completar el proyecto y pagar la deuda del proyecto a niveles que mantendrían los índices del modelo de cobertura del servicio de la deuda (DSCR) en caso de que el proyecto no cumpliera con los objetivos de capacidad de diseño.

La empresa conjunta hizo de contratista general del proyecto. A diferencia de algunos financiamientos de proyectos, no se requirieron contratos de suma global para los distintos subcomponentes como condición para el financiamiento del proyecto, pero fueron adjudicados posteriormente a discreción de Petrozuata. Miguel Espinosa, entonces tesorero adjunto de Conoco, creía que la flexibilidad que permitía el acuerdo ahorró alrededor del 15 por ciento en costos de construcción.

El criterio para la finalización del proyecto según el acuerdo fue una prueba de operaciones de 90 días, durante la cual la producción del campo petrolífero, el sistema de oleoducto-diluenducto y las instalaciones de mejoramiento debían:

• cumplir con los niveles de producción prescritos;

• cumplir con las especificaciones de calidad del producto de acuerdo con el Acuerdo de Compra y Venta de Conoco (PSA);

• demostrar una disponibilidad del 92%; y

• cumplir con los requisitos ambientales de Venezuela.

El sistema de tuberías se probaría para demostrar su plena capacidad. El Coquificador Retardado, el hidrotratador de nafta y las unidades de azufre serían probadas para demostrar las capacidades de diseño de las licencias comprometidas.

Garantías de desempeño

Inicialmente, DuPont y PDVSA garantizaron solidariamente las obligaciones de los dos accionistas bajo el acuerdo de finalización. Cuando se separó Conoco, asumió la garantía de DuPont.

Acuerdo de compra y venta de Conoco

Para reducir el riesgo de comercializardel petróleo sintético, Conoco se comprometió por 35 años a comprar el 100 por ciento de la producción del diseño del proyecto a un precio de fórmula basado en el mercado. Sin embargo, Petrozuata tiene derecho a vender a terceros si, como esperan los socios, se desarrolla un mercado más amplio para el petróleo sintético.

Acuerdo de seguridad común

Para satisfacer tanto a la banca comercial como al financiamiento de los bonos, y para definir los derechos relativos de todos los prestamistaspreferenciales en caso de incumplimiento de los contratos de préstamos preferentes, Petrozuata, PZ Finance y los accionistas celebraron un Acuerdo de Garantía Común con el Fiduciario del contrato de fideicomiso, con el fiduciario del acuerdo de garantía común, Instituciones Financieras extranjeras, y el Agente de Administración en representación de los prestamistas bancarios. El acuerdo incluye procedimientos de retiro bajo los acuerdos de deuda preferencial, representaciones y garantías, convenios positivos y negativos, eventos comunes de incumplimiento aplicables a toda la la deuda preferencial(incluidos bonos y deuda bancaria), soluciones en caso de incumplimiento y estructura de la cuenta. Según el acuerdo, todos los préstamos preferenciales, incluidos los bonos y el financiamiento bancario, se clasificará pari passu y se compartirá a prorrata, con base en los montos pendientes, en el paquete de seguridad común (descrito mas abajo). La ley del Estado de Nueva York rige la

acuerdos que cubran garantías reales, excepto cuando la garantía real se base en el derecho venezolano, principalmente en el caso de hipotecas sobre bienes inmuebles y otros bienes considerado como bienes raices o propiedad real.

Según el Acuerdo de Seguridad Común, Petrozuata debe abrir y mantener

as siguientes cuentas segregadas fuera de Venezuela, todas a nombre del Acuerdo de Seguridad Común:

• Cuenta de ingresos extraterritoriales;

• Cuenta de reserva de deuda preferencial;

• Cuenta Extraterritorial de Disposición de Préstamos y Financiamiento de Accionistas;

• Cuenta Extraterritorial de operaciones; y

• Cuenta Extraterritorial para cubrir siniestros

El Cuadro 15.5 ilustra el orden de prioridad según el cual los fondos se aplican por

la compañia.

Pagos restringidos

La empresa puede retirar fondos de las cuentas segregadas para fines tales

como pago de dividendos a los accionistas o pagos de deuda subordinada semestralmente dentro de los 30 días de cada fecha de pago de principal e intereses, siempre que:

• no haya ningún caso de incumplimiento en virtud del Acuerdo de Seguridad Común;

• haya fondos suficientes en la cuenta para 30 días de gastos previstos del proyecto (antes finalización) o 30 días de 'Costos operativos restringidos' previstos (después de la finalización);

• la cuenta de reserva de deuda preferencial este totalmente financiada; y

• El DSCR histórico de 12 meses y el DSCR proyectado de 12 meses no sea inferior a 1,35: 1.

Los 'costos operativos restringidos' son gastos normales del proyecto, excluyendo los montos pagaderos por instrumentos de cobertura relacionados con obligaciones de deuda preferencial y gastos de capital más allá de los necesarios para mantener la capacidad operativa del proyecto y evitar un aumento por encima del nivel presupuestado de gastos operativos.

Cuenta de reserva para pago de la deuda preferencial

Se requiere que la compañía mantenga fondos en una Cuenta de Reserva de Deuda Preferencial para los pagos de deuda principal, intereses y tarifas adeudadas para la fecha de los próximos pagos. No se pueden retirar fondos de esta cuenta a menos que no haya fondos disponibles en otras cuentas diferentes a la cuenta de siniestros (que se describe a continuación).

Cuenta de siniestros

Se estableció una cuenta en el extranjero para el depósito de los ingresos de los seguros de propiedad y siniestralidad, excepto por cualquier parte relacionada con la interrupción del negocio o la pérdida de beneficios y se abrirá una cuenta separada en moneda local para los ingresos por seguros que, según la ley venezolana, no se puede deositar en una cuenta en el extranjero.

Compromisos

Los compromisos de pagos en el Acuerdo de Seguridad Común incluyen:

• mantenimiento de la infraesructura;

• mantenimiento de los sistemas de información y contabilidad;

• cumplimiento de las leyes;

• mantenimiento de aprobaciones;

• transacciones en condiciones de plena competencia con afiliadas;

• construcción, finalización y operación del proyecto;

• cumplimiento de los acuerdos del proyecto;

• dirección de ciertos pagos a cuentas extraterritoriales específicas y segregadas; y

• uso de los ingresos.

Los convenios negativos o cláusulas restrictivas incluyen:

• limitaciones a las modificaciones de los estatutos de la empresa;

• limitaciones a la disposición de activos;

• prohibición de modificaciones materiales;

• limitaciones de los contratos del proyecto;

• limitaciones de gravámenes, deudas y garantías; y

• limitaciones para deshacerse de propiedad sobrante.

Otros convenios se relacionan con los términos y condiciones de los contratos de venta con partes no afiliadas, y al uso de ingresos por préstamos.

Eventos por moratoria o incumplimiento

Los eventos de incumplimiento en el Acuerdo de Seguridad Común incluyen:

• moratorias;

• incumplimiento de declaraciones y garantías;

• incumplimiento de convenios;

• quiebra de Petrozuata o PZ Finance;

• incumplimiento del acuerdo de restricciones de finalización o transferencia;

• incumplimiento de Conoco bajo el PSA de Conoco;

• abandono;

• invalidez de los acuerdos de seguridad;

• embargo de garantía;

• un fallo final insatisfecho contra Petrozuata o PZ Finance por encima de

US $ 10 millones;

• inaplicabilidad del Acuerdo de Seguridad Común, acuerdo de restricciones de transferencia, cualquiera de los acuerdos del proyecto o los documentos de seguridad;

• no lograr la finalización en la fecha final comprometida ;

• expropiación; y

• quiebra de (originalmente) DuPont o (posteriormente) de cualquier otro garante de Conoco bajo las obligaciones del PSA de Conoco.

También hay una disposición para la aceleración cruzada entre las líneas de crédito.

Colaterales

Los bonos y otras deudas preferentes están garantizadas por:

• una prenda de cuentas extraterritoriales y la cuenta de compensación por expropiación;

• una cesión colateral de ciertos acuerdos del proyecto;

• una prenda de la deuda subordinada de Conoco Orinoco y todas menos una de sus acciones Clase B;

• una prenda de dividendos sobre todas las acciones de Pipeco y las acciones Clase B de Conoco Orinoco;

• una prenda de todas las acciones de Pipeco menos una;

• una hipoteca sobre el mejorador y otros activos físicos en José;

• una cesión del producto de cualquier compensación en caso de expropiación;

• una cesión de pólizas de seguro;

• una colocación en un fideicomiso venezolano de cuentas en moneda local y del petróleo extraído, pero antes de su venta; y

• una cesión de derechos en virtud del contrato de venta, incluido el PSA de Conoco, el Acuerdo de Oleoducto, Acuerdo de Manejo de Sólidos, Acuerdo de Exceso de Capacidad y los acuerdos de licencia de tecnología de coquificación.

Seguro

El Acuerdo de Seguridad Común requiere que la empresa mantenga un seguro contra todo riesgo durante la construcción del proyecto, luego por la propiedad, por interrupción del negocio y seguro de responsabilidad civil por terceros cuando el proyecto esté en funcionamiento. El Acuerdo de Fideicomiso de Seguridad Común se menciona en las pólizas, junto con un asegurado adicional y el beneficiario por las pérdidas.

Transacciones entre los participantes del proyecto

Ciertas transacciones y acuerdos entre las partes relacionadas cn eProyecto se ilustran en el Anexo 15.6. El Acuerdo de Asociación requiere que los accionistas contribuyan con los conocimientos tecnológicos relevantescona Petrozuata bajo acuerdos de licencia o de otro po. Bajo el Acuerdo de Asistencia Técnica, acuerdos de comisión de servicio y el Acuerdo de licencia de tecnología de coquificación, los accionistas se comprometieron a capacitar al personal de Petrozuata a expensas de Petrozuata.

Un usufructo, como el que transfirió Pipeco a Maraven y a Petrozuata, es un derecho real bajo la ley venezolana que permite al tenedor un derecho ilimitado para usar un activo; prohibición a cualquier otra parte, incluido el propietario, de perturbar el uso del titular del usufructo; y permite al titular del usufructo ciertos derechos para entablar acciones legales contra una parte que interrumpa indebidamente el uso del bien por parte del titular del usufructo.

Contratos de suministro

Uno de los principales objetivos operativos de Petrozuata es asegurar que el proyecto avance como está programado, aprovechando, al mismo tiempo, posibles sinergias, tanto dentro de Petrozuata, como entre Petrozuata y proyectos cercanos. Se ha esforzado por asegurar que los suministros y servicios estén disponibles para satisfacer las necesidades del proyecto a precios de mercado consistentes con el presupuesto del proyecto.

Todos los contratos de suministro se rigen por la ley venezolana.

Un contrato de suministro eléctrico con CA de Electrificación y Fomento Eléctrico

(CADAFE) se renueva automáticamente cada año durante el período de construcción y proporciona eservicio a precios de mercado. En virtud de un acuerdo general renovable de 25 años, firmado en 1996 con varias afiliadas de PDVSA incluyendo Maraven, CVG Electrificación y Fomento Eléctrico (EDELCA) se comprometió a suministrar hasta 1.549 MW de electricidad a un precio fijo de US $ 0.107 por kWh durante los primeros 12 años y luego a tarifas de mercado. Ciertos derechos y obligaciones bajo este acuerdo están asignados a Petrozuata.

Bajo un contrato de suministro de hidrógeno con Superoctanos, Petrozuata comprará gas rico en hidrógeno para usar en las instalaciones de hidrotratamiento de nafta. El contrato tiene una duración de 20 años. renovable por períodos de 5 años. El precio de compra se calcula mediante una fórmula que tiene en cuenta

contabilizar el valor de combustible del gas hidrógeno y una parte de los ahorros de costes de capital realizados por el proyecto.

Un contrato de suministro de agua industrial con Petroquímica de Venezuela prevé tanto agua tratada y no tratada. El precio del contrato es de US $ 0,52 por metro cúbico hasta que el agua totalsuministrado supera los 1.360 litros por segundo, y luego 0,40 dólares EE.UU. por metro cúbico.

Figura 15.6

 

Un contrato de suministro de gas natural con Cevegas, CA, proporciona a Petrozuata gas natural para sus necesidades de combustible a un precio contractual de 0,515 dólares EE.UU. por millón de Btus (en dólares estadounidenses de 1996),

durante la vigencia del contrato, hasta 2006, cuando el precio puede ser ajustado para reflejar nuevas consideraciones técnicas y / o fluctuaciones de precios de mercado.

Consideraciones ambientales

El proyecto fue diseñado para cumplir con las leyes y regulaciones ambientales de Venezuela y, aunque no es obligatorio, también, con los estándares ambientales del Banco Mundial. El Acuerdo de Asociación requiere que Maraven reembolse a Petrozuata los gastos resultantes de reclamaciones relativas a cualquier daño medioambiental antes del 10 de noviembre de 1995, fecha en la que el Acuerdo de Asociación entró en vigor.

Petrozuata realizó un estudio de viabilidad ambiental en 1992 seguido de una evaluación ambiental durante 1993 y 1994. Se encontraron varias discrepancias, pero estas se estimarOn que eran poco probable que tuvieran un efecto grave en el proyecto. Hubo nueve fosas de desechos abandonadas asociadas con trabajos de perforación petrolera previos enel área del Proyecto, pero cualquier remediación requerida debido a la presencia de petróleo era responsabilidad de PDVSA. En el pasado otras Partes distintas a Petrozuata habían vertido materiales de desecho de construcción y petróleo en parte de la parcela del mejordor, causando una contaminación limitada del suelo, pero aquí, también, se requirió qu cualquier limpieza era responsabilidad de PDVSA. Tampoco se encontró contaminación significativa a lo largo del corredor del sistema la tubería o en el área de instalaciones de carga en el puerto.

El consorcio Caura-Georhidra,una estacada consultora ambiental venezolana, completó una evaluación de impacto ambiental en enero de 1996. En marzo de 1996, luego de varias modificaciones en el diseño del proyecto, el Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales Renovables de Venezuela emitieron una declaración de impacto ambiental. Desde entonces Petrozuata ha recibido todos los

permisos y autorizaciones.

Análisis de sensibilidad

Como se mencionó, anteriormente, la empresa Stone & Webster relizó una revisión del Proyeco. La firma estimó los costos, contratos y acuerdos de construcción del proyecto, criterios para la prueba de finalización, cumplimiento con la normativa ambiental de Venezuela, y proyecciones de ingresos y gastos. Encontró que todos los costos eran razonables. Citó laProyección de lcaso base que se reume en la Tabla 15.7, en el que los ingresos eran adecuados para pagar gastos de operación y mantenimiento, así como impuestos y regalías al estado venezolano. El flujo de efectivo fue suficiente para proporcionar el servicio de la deuda y para dar como resultado un DSCR mínimo de 2.08, un DSCR promedio de 10.61 y un DSCR de vida del préstamo de 2.47.

Tabla 15.7

Proyección del caso base (millones de dólares EE.UU.)

___________________________________________________________2001 2005 2010 2015

Ingresos totales 569 629 713 770

Gastos operativos 117 129 251 280

Flujo de caja operativo 452 500 462 490

Otras partidas en efectivo (6) 5 4 3

Flujo de efectivo antes de impuestos 446 504 462 490

Impuestos 46 87 58 70

Gastos de capital 16 20 36 31

Efectivo disponible para

servicio de la deuda 384 398 372 392

Servicio de la deuda 122 107 64 28

DSCR 2,39 2,12 2,47 3,14

DSCR mínimo

(vida del proyecto) 2.08

DSCR promedio

(vida del proyecto) 10,62

___________________________________________________________________________________________________

Fuente: Prospecto de Bonos del Proyecto

___________________________________________________________________________________________________

DSCR:Debt Service Coverage Ratio

Sobre la base de un análisis de sensibilidad, el DSCR mínimo se reduce a los cinco escenarios siguientes:

• Los precios reducidos de los productos dan como resultado un DSCR mínimo de 1,63: el precio del crudo Maya es reducido de 12,23 dólares EE.UU. en la proyección del caso base a 9,25 dólares de los EE.UU. por barril a precios del 1996 y los precios del GLP, el coque y el azufre representan el 50 por ciento de las proyecciones del caso base.

• Una menor producción de petróleo da como resultado un DSCR mínimo de 1,98 - asumiendo que la producción de cada pozo es más baja de lo esperado, lo que requiere un aumento del 100 por ciento en los gastos de capital para perforación, terminación y costos relacionados con el servicio de los pozos de petróleo.

• Un rendimiento deficiente del mejorador da como resultado un DSCR mínimo de 1,84: el actualizador El factor de eficiencia del mejorador se reduce al 82%, en comparación con el 92% asumido en elcaso base.

• El aumento de los costos operativos resulta en un DSCR mínimo de 1,98; los costos operativos se asumen que son un 25% más alto que en el caso base.

• La sobrevaluación de la moneda da como resultado un DSCR mínimo de 1,56; se supone que el bolívar sobrevaluados en un 20% en 2001, para volver a la paridad de poder adquisitivo en 2002 y luego sobrevaluarse en un 20 por ciento desde 2005 hasta el final de la vida del proyecto.

Análisis de riesgo

Los riesgos del proyecto incluyen:

• Falta de historial operativo de Petrozuata;

• riesgo técnico y de construcción relacionado con la finalización del proyecto;

• confianza en proyecciones financieras y supuestos subyacentes; y

• riesgos relacionados con las reservas de petróleo, problemas técnicos, mano de obra, mercadeo, precios del petróleo, moneda, leyes e impuestos, seguros y soberanía (República Bolivariana de Venezuela).

También se tienen en cuenta las limitaciones a las garantías de los deudores y las garantías reales.

Falta de historial operativo

La empresa se constituyó en marzo de 1996 y la construcción aún no se había completado para el momento del financiaciamiento del proyecto. Por lo tanto, la empresa no disponía de un historial operativo. Como ocurre con cualquier instalación compleja, el proyecto está sujeto a muchos riesgos, incluida la avería. o falla de equipos o procesos, falla en alcanzar los niveles esperados de producción o eficiencia,

y problemas en la aplicación de tecnologías de perforación, producción, oleoductos y coquificación.

Riesgo de finalización del proyecto

La construcción podría haberse visto afectada por cualquiera de los factores comunes a los grandes proyectos industriales nuevos, incluida la escasez o retrasos en la entrega de equipos o materiales, mano de obra disputas, oposición local o política, condiciones climáticas adversas, desastres naturales, litigios y problemas imprevistos de ingeniería, diseño, medioambientales o geológicos.

Confianza en proyecciones y supuestos subyacentes

Al evaluar la viabilidad económica del proyecto, los patrocinadores hicieron suposiciones críticas con respecto a factores como los precios del crudo, el nivel de producción de crudo extrapesado, los gastos de operación, los costos de reparación y mantenimiento, el mercado de crudo sintético y subproductos, impuesto tasas, inflación y costos de capital. Las circunstancias reales pueden diferir de estos supuestos y afectar la capacidad de la empresa para pagar su deuda, como se discutió anteriormente en la sección del 'Análisis de sensibilidad'.

Riesgo de existencia de las reservas de petróleo

El plan de desarrollo del proyecto de Petrozuata requería una producción mínima de 120.000 barriles. por día de crudo extrapesado tras la puesta en marcha del mejorador. La capacidad de la empresa para alcanzar este nivel de producción durante los 35 años de vida esperada del proyecto depende de las suficientes reservas en el área de asignada. La circular de oferta por los bonos

contiene un informe de una empresa consultora de energía, DeGolyer y MacNaughton de Dallas, Texas, con la estimación de las reservas en el área del proyecto de Petrozuata. La firma estimó que las reservas probadas apoyaría las tasas de producción aumentando de 30.000 a 120.000 barriles por día durante el

primer año y continuando a 120.000 barriles por día durante 35 años más. Sin embargo, señaló que estas estimaciones estaban sujetas a incertidumbres inherentes y podrían cambiar a medida que la información y el historial de producción estén disponibles.

Riesgo técnico

Stone & Webster Overseas Consultants, Inc., fue contratado por los prestamistas preferenciales para realizar una revisión técnica independiente del proyecto. En su informe, que figura en la circular de oferta, la firma encontró que el diseño básico de las instalaciones upstream estaba de acuerdo con las buenas prácticas industriales para la región y el producto, incorporando tecnología probada como la perforación horizontal de pozos, levantamiento artificial, inyección de diluyentes y bombeo multifásico. Stone & Webster consideró el cronograma de construcción como aGresivo, pero alcanzable, y estimó que el campo las instalaciones para apoyar al mejorador se completarían con seis a nueve meses de anticipación. El informe señaló que el mejorador utilizaría tecnologías comercialmente probadas, que los licenciadores seleccionados para varias unidades del mejorador tienen experiencia y capacidad, y que el el diseño del mejorador reflejó un conocimiento considerable. Describió la coquificación como la tecnología más económicamente viable y comercialmente probada para mejorar el petróleo crudo extrapesado.en la región, y describió a Conoco como uno de los principales licenciantes y posiblemente el líder en tecnología de coquificación retardada moderna y de última generación. Finalmente, el informe expresó la opinión que Petrozuata, como contratista gerente y supervisor de las tres empresas subcontratistas EPC de renombre internacional, tendría la capacidad para cumplir con el hito de finalización mecánica, el 31 de Julio de 2000, y el objetivo de finalización total, el 31 de julio de 2001.

Riesgo laboral

Durante la construcción, Petrozuata empleó a 5.000 personas directamente y a 2.000 por contrato en varios sitios. De los 5.500 trabajadores de la construcción, el 15 por ciento era de nivel gerencial y profesional, y el 85 por ciento era miembros de las dos federaciones de trabajadores venezolanos.

Aunque las condiciones laborales fueron acordadas en principio por ambas federaciones de trabajadores, los conflictos laborales habían afectado a la industria petrolera venezolana en los últimos años. Este riesgo fue reducido después de que el proyecto comenzó a operar, cuando el personal de la empresa se redujo a aproximadamente a 500 personas. Todos están exentos (no se pagan por horas extra) y muchos son secundados por los patrocinadores.

Riesgo de mercado

Los patrocinadores esperaban que se desarrollara un mercado para el petróleo sintético dentro de tres a cinco años de finalización del proyecto, equivalente a, aproximadamente, cuatro veces la producción del proyecto. Otras empresas petroleras tienen refinerías en la costa del Golfo de los EE. UU. capaces de refinar crudos pesados ácidos como el sintético de Petrozuata. Sin embargo, si dicho mercado no se desarrolla, el proyecto dependerá completamente de Conoco PSA para la venta de 104.000 barriles por día de la producción de crudo sintético del proyecto a un precio acordado por una fórmula.

Las obligaciones de Conoco y Maraven en virtud del PSA de Conoco se suspenderán durante el tiempo de inactividad programado en la refinería Lake Charles de Conoco y en la refinería Cardón de Maraven, y por la duración de eventos de fuerza mayor.

Petrozuata no tiene contratos con terceros no afiliados para la venta del sintético. Lo hace no tiene su propio personal de marketing y, por lo tanto, depende de Conoco y Maraven para vender crudo extrapesado de producción temprana y sincrudo a terceros. Conoco y Maraven cada uno ha dedicado un miembro de su personal de marketing a la venta de los productos de Petrozuata.

Riesgo de precio

Los precios recibidos por la empresa por el sintético bajo el PSA de Conoco se basan en precios de mercado publicados del petróleo Maya de México, que pueden ser volátiles y no moverse en paralelo con otros precios del petróleo crudo. Si se desarrolla un mercado de terceros, los patrocinadores del proyecto esperan

vender sintético por más del precio pagado por Conoco a Petrozuata bajo el PSA de Conoco. En su análisis de mercado, Chem Systems estimó que el precio de mercado del sintético mezclado sería US $ 1,30 por barril por encima del precio del crudo Maya.

El precio Maya utilizado para evaluar el proyecto fue de US $ 12,23 por barril. El precio requerido para un DSCR de equilibrio, uno a uno, es de US $ 8,63 por barril. Entre 1982 y la época de la financiamiento del proyecto en 1997, el precio del crudo Maya cayó por debajo de US $ 8,63 por sólo un mes, alcanzando un mínimo de US $ 7,67 y el precio promedio móvil más bajo de 12 meses fue US $ 10,64. Poco tiempo después, los precios mundiales del petróleo cayeron considerablemente debido a factores como la reducción de la demanda de Asia, El Niño y el fracaso de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para restringir la producción. El precio del crudo Maya fue de US $ 8,50 en Junio de 1998 y se pronosticó que caería aún más a corto plazo. Se esperaba que los precios volvería a los promedios del mercado y, aunque era difícil en ese momento estimar cuando eso ocurriría, eventualmente sucedió.

Riesgo cambiario

Si la inflación es mayor en Venezuela que en Estados Unidos, pero el bolívar venezolano se deprecia proporcionalmente, se mantendrá la paridad del poder adquisitivo y el proyecto no se verá afectado. Sin embargo, si la inflación venezolana es más alta que la inflación estadounidense y no se permite que el bolívar se deprecie en consecuencia, el bolívar sobrevaluado causará que costos. incurridos en Venezuela aumentarían en términos de dólares estadounidenses. El riesgo de mayores costos de construcción recaerán sobre los patrocinadores, del proyecto, mientras que el riesgo de mayores costos operativos lo asumen la empresa del proyecto y los prestamistas.

Riesgo legal y fiscal

La empresa debe pagar un porcentaje de los ingresos del petróleo crudo como regalías al Estado Venezolano.. La tasa general es del 16,67%, pero el Ministerio de Energía y Minas acordó reducir la tasa al 1 por ciento durante nueve años. Sin embargo, el ministerio podría cambiar, unilateralmente, la regalía en cualquier momento y reducir sustancialmente la utilidad neta de Petrozuata. El gobierno venezolano tiene la capacidad de cambiar otras leyes y regulaciones que afecten el proyecto.

Limitaciones de los recursos para los deudores preferenciales

Según el Acuerdo de Seguridad Común, la aceleración de la deuda preferencial incluidos los bonos, después de un caso de incumplimiento requiere el consentimiento de un cierto porcentaje de los prestamistas preferenciales.

Limitaciones de las garantías reales

Pueden haber obstáculos legales y dificultades prácticas que limiten la capacidad de los prestamistas principales perfeccionar y hacer valer sus intereses de seguridad en los activos de la empresa bajo la ley venezolana. Hacer cumplir un contrato de garantía un acreedor prendario o acreedor hipotecario debe iniciar un procedimiento en un tribunal que conduzca a una subasta patrocinada judicialmente de la propiedad pignorada o hipotecada. Después de haber ocurrido un incumplimiento, el deudor o deudor hipotecario puede dar su consentimiento para la transferencia de propiedad en lugar de la subasta, pero no hay garantía de que se otorgue dicho consentimiento. También, porquelLa actividad en el sector de hidrocarburos se considera un asunto de "utilidad pública e interés social", el fiscal general debe ser notificado cuando se ejecuten las garantías reales y podrá objetar una transferencia de activos que se cree que interrumpe el servicio prestado con esos activos.

Riesgo país

Entre los factores importantes a considerar en la evaluación del riesgo país venezolano, y su relación con Petrozuata es la cantidad de reservas de petróleo, la importancia de la industria petrolera para la Eeonomía venezolana, y si el gobierno tiene o no unmotivo para interferir con los programas de desarrollo y relaciones comerciales de PDVSA.

Venezuela es el séptimo país productor de petróleo del mundo, con reservas probadas de crudo y gas natural equivalentes a más de 70 años de producción a los niveles actuales. Sin embargo, a lo largo de los años se han obtenido importantes ingresos por exportaciones de petróleo y gas natural que han contribuido, por presiones políticas, para el gasto social. Petrozuata es parte de un programa para expandir las exportaciones de petróleo y corregir los desequilibrios de la economía venezolana.

Desde el derrocamiento de una dictadura militar en 1958, Venezuela ha tenido consistentemente gobiernos elegidos democráticamente. El presidente es elegido por un período de seis años. El Poder Legislativo Nacional se confiere a una Asamblea Nacional unicameral y el poder judicial se confiere a la Corte Suprema y varios tribunales subalternos.

En los últimos años, el petróleo ha representado del 40 al 60 por ciento de los ingresos públicos. El gobierno de Venezuela ha jugado tradicionalmente un papel central en el desarrollo de Reservas de hidrocarburos de Venezuela y ha ejercido una influencia significativa sobre otros aspectos de la economía venezolana. Sin embargo, en los últimos años se ha reconocido la necesidad de desarrollar sectores de la economía no relacionados con los hidrocarburos y privatizar empresas que pueden ser administradas de manera más eficiente en manos privadas.

En el pasado, el bolívar ha estado sujeto a controles cambiarios, más recientemente

entre 1994 y 1996. Desde que se eliminaron los controles en 1996, la política del Banco Central ha sido mantener el tipo de cambio dentro de ciertos límites. La moneda no se ha permitido que se devalúe a la tasa de inflación interna, y el bolívar sobrevaluado ha hecho que los bienes y servicios venezolanos sean cada vez más caros en términos de dólares estadounidenses. Las altas tasas de interés resultante de la fortaleza del bolívar provocó una recesión en 1999, a pesar de la subida de los precios del petróleo.

Durante el período de controles cambiarios, PDVSA fue específicamente exenta del requisito de repatriar o canalizar los ingresos de exportación a través del Banco Central. Se le ha permitido mantener cuentas en el extranjero, con un límite de 600 millones de dólares estadounidenses, y ha tenido un estado de prioridad

en la obtención de reservas de divisas del Banco Central.

La principal pregunta hoy sobre Venezuela y PDVSA se relaciona con la administración de Hugo Chávez, quien fue elegido en diciembre de 1998 y asumió el cargo en febrero de 1999. Chávez no se ha manifestado opuesto a los intereses comerciales. Incluso ha mostrado su receptividad a la privatización de algunas industrias estatales, aunque ciertamente no de hidrocarburos y ha alentado la participación privada en petróleo, gas, petroquímica, electricidad y telecomunicaciones.

Sin embargo, algunos se muestran escépticos porque ha concentrado el poder en manos de la presidencia, el ejército y la nueva Asamblea Nacional, que está dominada por sus partidarios. Hay preocupación sobre la excesiva dependencia del gobierno de PDVSA, que en 1997 pagó dos tercios de sus ingresos al gobierno en impuestos y pagó el 70 por ciento de sus ganancias al gobierno en dividendos. Sin embargo, proyectos como Petrozuata que resultan en exportaciones de petróleo no han estado afectados, excepto por el efecto de la fortaleza del bolívar sobre los costos internos en dólares estadounidenses.

Análisis de credito

Calificaciones crediticias de Venezuela a 1997

Al momento del financiamiento del proyecto, Venezuela tenía una calificación crediticia en moneda extranjera de 'Ba2' de Moody's y 'B +' de Standard & Poor's. Las restricciones citadas por Standard & Poor's incluía la fuerte dependencia de las finanzas públicas y la economía de los volátiles precios del petróleo; alto gastos públicos fijos; la poca credibilidad del Banco Central; y la sobrevaloración del

bolívar. Las fortalezas incluyeron una deuda externa moderada, reservas internacionales razonables y perspectivas favorables a medio plazo para la industria energética.

Duff & Phelps, que asignó una calificación de 'BB' a las obligaciones en moneda extranjera de Venezuela, explicó en su análisis que la raíz de los problemas económicos de Venezuela era su déficit fiscal, que había sido financiado mediante la creación de nuevo dinero a lo largo de los años. Las presiones inflacionarias resultantes sobrevaluación de la moneda habían agravado el déficit fiscal. La agencia señaló que el gobierno de Chávez, facultado por ley para gobernar por decreto durante un año, podría haber aprovechado su reciente éxito electoral para implementar reformas fiscales, pero se enfocó, principalmente, en reformas políticas.

Calificaciones crediticias de Petrozuata a 1997

En el momento de la emisión, en 1997, los bonos de Petrozuata tenían una calificación de 'BBB +' por Duff & Phelps,'Baa1' de Moody's y 'BBB-' de Standard & Poor's: las calificaciones crediticias actuales más altas para cualquier proyecto en América Latina, a pesar de la falta de seguro por riesgo político. Como lo indica el

subsección anterior, las calificaciones del proyecto de las tres agencias excedieron las del país en el momento.

Un análisis emitido por Moody's en junio de 1997 indicó que su calificación de 'Baa1' se basaba en:

• El potencial de Petrozuata para obtener sólidos rendimientos económicos;

• su cobertura de flujo de efectivo proyectada del servicio de la deuda;

• sus vastas reservas de petróleo comprometidas;

• su bajo riesgo de producción;

• los sólidos compromisos de finalización proporcionados por los accionistas y garantes; y

• El contrato de compra de 35 años con Conoco, que mitigó el riesgo de mercadeo por el petróleo sintético.

La calificación reflejaba la opinión de la agencia de que era poco probable que el gobierno de Venezuela interferir en las operaciones de Petrozuata, o interrumpir el servicio de su deuda en caso de una crisis financiera o moratoria del gobierno. Esta visión se basó en la importancia estratégica del proyecto para PDVSA y Venezuela; la independencia que históricamente los gobiernos le habían otorgado a PDVSA; y los impedimentos prácticos y legales de que el pago por los productos se desviaran a otros destinos.

La agencia también señaló que las obligaciones de finalización de los accionistas estaban garantizadas por PDVSA, con una calificación de 'Ba2', y DuPont, con una calificación de 'Aa3'. También señaló que, si la propiedad de Conoco cambiaba, DuPont tenía flexibilidad para transferir su garantía a Conoco o un tercero, siempre que el nuevo garante tuviera una calificación crediticia de al menos 'A2' o que la calificación actual de Petrozuata, para el momento, se confirmara. Refiriéndose a lo que describió como escenarios operativos razonables y de precios, Moody's señaló que se esperaba que el proyecto generara cobertura del servicio de la deuda en exceso de 2 veces y una cobertura de vida del préstamo de 2,5 veces.

 

Efecto limitado de la separación de Conoco de Dupont

Como se mencionó anteriormente, Conoco se separó de DuPont en 1999. Debido a que Conoco había permanecido como una compañía petrolera relativamente autónoma e integrada durante los 19 años que fue propiedad de DuPont, y había salido de la separación con una alta calificación crediticia, laseparación, prácticamente, no tenía efecto sobre el proyecto Petrozuata.

De hecho, a pesar de los sobrecostos y la incertidumbre política, Conoco consideró

expandir el proyecto porque continuó viendo un potencial significativo en la Cuenca del Orinoco. Conoco se fusionó con Phillips Petroleum a mediados de 2002 y la empresa fusionada resolvió mantener su interés tanto en Petrozuata como en Hamaca VEHOP de Phillips Petroleum.

Otros eventos y calificaciones crediticias desde el financiamiento del proyecto

Los principales eventos desde la financiación del proyecto en 1997 se incluyen los siguientes.

• La construcción del proyecto superó los hitos de programación provisional y se completó antes de tiempo.en diciembre de 2001.

• La producción de crudo superó la meta de 120.000 barriles por día.

• Los costos del proyecto superaron constantemente el presupuesto, principalmente porque el bolívar sobrevaluado aumento de los costos en términos de dólares estadounidenses, sino también debido a que los costos laborales y de perforación fueron más altos de lo esperado.

• La calificación crediticia de los bonos del proyecto continuó traspasando el techo soberano venezolano, pero se redujo de manera constante debido a preocupaciones sobre la solvencia crediticia de Venezuela y las políticas del gobierno sobre la industria petrolera.

• Los precios del petróleo fueron volátiles pero se mantuvieron muy por encima del nivel requerido para el servicio de la cobertura de la deuda..

En agosto de 1998, Duff & Phelps rebajó la calificación de Venezuela de 'BB' a 'BB-'

debido al historial mixto del gobierno, para ese año, en el ajuste de las finanzas públicas y la demanda agregada para reflejar precios del petróleo persistentemente bajos. Los precios del crudo Maya, en ese momento, eran aproximadamente US $ 9,00 por barril. En noviembre, la agencia rebajó la calificación de Petrozuata de 'BBB +' a 'BBB' debido al entorno de bajos precios del petróleo, que creía que continuaría al menos hasta finales de 1999, y el consenso político emergente en Venezuela, que parecía tender a una mayor interferencia del gobierno en el sector petrolero. Sin embargo, Duff & Phelps expresaron una opinión que los precios del petróleo se encontraban en mínimos cíclicos y aumentarían en el mediano plazo debido a fuertes fundamentos de la demanda a largo plazo. La agencia informó que Petrozuata fue la única de las cuatro VEHOP que habían llegado a la etapa de producción, habiendo extraído su primer barril de petróleo en agosto.

Sin embargo, Petrozuata había anunciado ingresos por producción temprana que eran inferiores a los esperados, así como sobrecostos de US $ 324 millones, por intercambio desfavorable entre el bolívar y el dólar estadounidense, y costos laborales superiores a lo esperado.

Como resultado, se estimó que el monto de capital adicional requerido de los patrocinadores sería de US $ 430 millones.

En diciembre de 1998, luego de la elección de Hugo Chávez a la presidencia y una nueva caída en los precios del crudo Maya a alrededor de US $ 8,00 por barril, Duff & Phelps calificó a Venezuela de 'BB-' a 'B +'. La agencia señaló que las calificaciones de los proyectos VEHOP había excedido la calificación soberana debido a características legales y estructurales que ayudaron a mitigar los problemas de riesgo soberano, pero advirtió que un mayor deterioro en la calificación soberana podría afectar las calificaciones de los proyectos.

En junio de 1999, Duff & Phelps comentó que los recientes disturbios laborales y una interrupción temporal en la construcción de los VEHOP no tendría un efecto inmediato en sus calificaciones para los proyectos. El malestar laboral fue causado por un aumento del desempleo, que a su vez fue el resultado del debilitamiento de la economía y los recortes de producción por parte de la OPEP, en la que Venezuela forma parte,

En septiembre de 1999, Standard & Poor's colocó su calificación 'BB +' en los bonos de Petrozuata. en CreditWatch con implicaciones negativas debido a dos preocupaciones. Primero, la agencia creía que las recientes decisiones de la Asamblea Constituyente de Venezuela, que había sido electa en julio para elaborar una nueva constitución, podría resultar en cambios desfavorables en las leyes y regulaciones que rigen la industria del petróleo y el gas del país, en particular:

• renegociación o derogación de disposiciones clave del contrato VEHOP, como la disponibilidad de arbitraje internacional y exención de las restricciones de producción relacionadas con la OPEP que podría aplicarse a otros proyectos en Venezuela; y

• ajustes desfavorables al régimen de impuestos y regalías de la industria.

En segundo lugar, la agencia estaba preocupada por la creciente interferencia política del gobierno en la gestión de la industria.

Entre los otros riesgos citados por Standard & Poor's se encuentran:

• erosión de la solidez financiera pro forma como resultado de sobrecostos causados ​​por el sobrevalorado bolívar y costos laborales, inesperadamente altos;

• aumento de los sobrecostos, estimados entonces en 550 millones de dólares de los EE.UU., que requerirían contribuciones de capital adicionales de los patrocinadores;

• productividad inesperadamente baja, que aumentaría aún más los gastos relacionados con la producción;

• la capacidad del gobierno para obligar a Petrozuata o sus compradores de petróleo crudo a redirigir los ingresos por ventas a cuentas distintas de las definidas en los documentos del proyecto; e

• incertidumbre en cuanto a la capacidad de los prestamistas principales para hacer cumplir la garantía de los activos fijos en Venezuela.

La agencia señaló los siguientes puntos para mitigar estos riesgos:

• El alto perfil del proyecto dentro de PDVSA y la continua importancia estratégica del proyecto para los otros VEHOP y la economía de Venezuela;

• mejorar la economía del proyecto como resultado del aumento de los precios del petróleo;

• la reducción del riesgo de abandono ahora que el proyecto estaba terminado en un 78%;

• reservas de hidrocarburos estimadas de 35 años, durarán mucho más allá del vencimiento de la deuda;

• el papel de un fideicomisario de Nueva York en la recaudación de todos los ingresos y la asignación de fondos para gastos, servicio de la deuda y distribuciones de capital; y

• bajo riesgo de desviación del sintético porque este solo se puede utilizar en refinerías seleccionadas.

Sin embargo, en diciembre de 1999, Standard & Poor's redujo la calificación de los bonos de PZ Finance de 'BB +' a 'BB', luego de una rebaja de la calificación de la moneda de largo plazo de Venezuela a 'B', reflejando preocupaciones sobre los efectos que la nueva Constitución del país, refrendada por referéndum ese mes, podría tener sobre la reforma estructural y la disciplina fiscal, así como las posibles efectos del régimen fiscal del gobierno en los VEHOP.

En enero de 2000, Duff & Phelps rebajó la calificación de PZ Finance a 'BBB-' debido a preocupaciones de riesgo y debilitamiento de los fundamentos crediticios a largo plazo. En este momento la de restricción de suministros en todo el mundo había revertido la tendencia a la baja de los precios del petróleo, llevando el precio del crudo Maya hasta US $ 17 por barril, que, en opinión de la agencia, era más alto que los fundamentos del mercado podrían apoyar a largo plazo. Los sobrecostos de Petrozuata habían aumentado el costo estimado de proyecto a US $ 3,41 mil millones, en comparación con una estimación original de US $ 2,67 mil millones, debido de la sobrevaloración del bolívar y, también, porque la empresa del proyecto había experimentado mayores tasas de disminución de producción por pozo de lo esperado inicialmente como resultado de arenas más delgadas y menos continuas y viscosidad, inesperadamente, alta. Por lo tanto, la empresa estaba acelerando su programa de perforación y ahora se espera perforar 754 pozos durante la vida del proyecto, frente a los 716 planificados originalmente. Todos los aumentos de costos corrieron a cargo de los patrocinadores. En las proyecciones financieras revisadas para el proyecto, el precio del crudo Maya requerido para el precio de equilibrio para servicio de la deuda fue aumentado de US $ 8,63 a US $ 10,47 por barril, mientras que el mínimo y el promedio originales los DSCR de 2.08 y 10.62 se revisaron a 1.56 y 10.09 respectivamente.

En febrero de 2000, Moody's reconfirmó su calificación 'Baa2' para PZ Finance. La agencia tenía colocó las calificaciones de los cuatro VEHOP en revisión en septiembre anterior porque el gobierno venezolano estaba aumentando su control sobre PDVSA, posiblemente, podría cambiar el marco legal para la inversión en petróleo y gas en el país, y podría limitar la capacidad de PDVSA para cumplir con sus compromisos financieros con los VEHOP. Moody's señaló que el sistema político venezolano estaba experimentando cambios "sísmicos" al mismo tiempo que el país enfrentaba enormes presiones económicas y fiscales, que se habían intensificado por las recientes inundaciones. PDVSA financió la mayor parte de las divisas de Venezuela y seguiría siendo el vehículo del gobierno para financiar programas sociales y subsidiar los déficits económicos.

En septiembre de 2000 Conoco y PDVSA comenzaron a discutir una posible expansión de su Empresa conjunta Petrozuata, quizás incluso duplicando su tamaño. En ese momento la producción había alcanzado su nivel objetivo de 120.000 barriles por día. Rob McKee, vicepresidente de Conoco para Exploración y Producción, informó que Petrozuata ya había aportado US $ 90 millones a las ganancias de Conoco ese año.

En enero de 2001 se completó la construcción y comenzó la producción de crudo sintético. El éxito técnico del proyecto, a pesar de los sobrecostos y los precios más altos del petróleo en una década, en el rango de US $ 25 a 30 por barril, alentó a Conoco y PDVSA a comenzar un estudio formal de factibilidad para duplicar el tamaño del proyecto.

En febrero de 2002, Standard & Poor's calificó a la moneda nacional a nivel mundial de largo plazo a 'B' , en consecuencia, la calificación 'BB' de PZ Finance también, en CreditWatch conimplicaciones negativas. La polarización política había provocado la fuga de capitales y altas tasas reales de interés, mientras que los ingresos en divisas fuertes estaban sufriendo los efectos de la caída de los precios del petróleo y los volúmenes de exportación. El gobierno había reemplazado en cuatro ocasiones al titular de PDVSA y la agencia vio incrementada riesgo de participación adversa del gobierno en los VEHOP.

En marzo de 2002 Petrozuata anunció que había entregado a los prestamistas seis

certificados de terminación en las áreas de reservas, operaciones, instalaciones físicas, seguros, aspectos legales y finanzas y había cumplido con todos los requisitos de desempeño estipulados en la financiación del proyecto. En consecuencia, Conoco y PDVSA se liberaron de la deuda de US $ 1.400 millones garantías que habían brindado y compartido equitativamente en el momento del financiamiento, y

Petrozuata asumió la plena responsabilidad del servicio de la deuda.

También, en marzo, Fitch Ratings comentó que, sobre la base de análisis de sensibilidad que reflejan los supuestos operativos actuales, Petrozuata podría cubrir sus gastos operativos y pagos de servicios de la deuda siempre que el precio del crudo Maya mexicano fuera de al menos US $ 9,75 por barril. El precio promediaba los 17 dólares estadounidenses en 2001 y luego era de 20 dólares estadounidenses. Petrozuata estaba produciendo 124.000 barriles de crudo pesado por día, superando su objetivo original de 120.000 barriles. Fitch señaló que el costo final del proyecto de US $ 3.400 millones fue financiado por US $ 1.450 millones de deuda garantizada, US $ 1.000 millones de contribuciones de capital de patrocinadores y cerca de US $ 1.000 millones de Fondos generados internamente. La agencia continuó calificando los bonos de PZ Finance como 'BBB-'.

En abril de 2002 se anunció que el presidente Chávez había sido derrocado en un golpe de Estado,pero reapareció un día después afirmando no haber renunciado nunca al cargo. Ese mes Moody's rebajó la calificación de deuda en moneda extranjera de PDVSA de 'Baa3' a 'Ba1', rebajó la calificación de deuda de largo plazo de PDVSA Finance de 'Baa1' a 'Baa2' y colocó perspectivas negativas en su calificación para todos los VEHOP. Continuó calificando a Petrozuata como 'Baa2'. Empleados de PDVSA estaban realizando paros laborales y otras acciones para protestar contra el reciente nombramientos y expulsión de numerosos consejeros y gerentes de la empresa. La agencia, respondiendo al contínuo enfrentamiento entre Chávez y los empleados, no vio solución a corto plazo del conflicto, y estaba preocupada por las interrupciones en los flujos de producción, refinación y exportación de petróleo de PDVSA. Moody's señaló que PDVSA era patrocinador del proyecto y había numerosas relaciones de suministro y vínculos operativos con los VEHOP. Por ejemplo, el suministro de hidrógeno para los coquificadores dependía del suministro de gas de PDVSA y PDVSA suministraba electricidad y agua al complejo José.

Durante el otoño de 2002 las divisiones sociales se endurecieron y las tensiones aumentaron constantemente entre Chávez, ampliamente apoyado por grupos de bajos ingresos, y sus oponentes pro-negocios, quienes vieron en él como tratando de tomar poderes extraordinarios y crear un gobierno al estilo cubano. A comienzos de

diciembre, una huelga general nacional contra el régimen de Chávez comenzó a paralizar a la mayoría de la industria y comercio del país, incluyendo PDVSA y toda la, importantísima, industria petrolera.

El 18 de diciembre, con la huelga en su tercera semana, Moody's rebajó la calificación de emisor en moneda local de PDVSA de 'Baa1' a 'Ba1', su calificación de deuda en moneda extranjera de 'Ba3' a 'Ba1', las notas senior de PDV America de 'Ba3' a 'Ba2' y las calificaciones de deuda a largo plazo de los cuatro VEHOP (Petrozuata, Cerro Negro, Sincor y Hamaca) de 'Ba1' a 'Ba2', sin mencionar que todas las calificaciones estaban en revisión para una mayor rebaja. La agencia señaló que, porque la mayoría de los empleados de PDVSA aparentemente estaban apoyando la huelga, prácticamente todos sus operaciones de petróleo crudo, gas natural y refinería habían cerrado. No estaba claro cuando la huelga se resolvería, dada la demanda de la oposición de que Chávez renunciara.

Durante la primera quincena de diciembre de 2002 Petrozuata aprovechó los problemas ocasionados por la huelga para ponerse al día con el mantenimiento, pero se consideró probable que cerraría ese mes. Cerro Negro y Sincor seguían operando, pero en ambos sitios la producción de crudo extrapesado estaba por debajo del 50 por ciento. La viabilidad y solvencia a largo plazo de los cuatro VEHOP permanecieron intactos, pero los efectos de la situación política no estarían claros por algún tiempo.

El 10 de enero de 2003, citando la polarización de intereses políticos y sociales en Venezuela, la prolongada duración de la huelga general y el cese de la mayor parte de la producción de PDVSA y exportaciones, Moody's bajó, aún más, la calificación en moneda local de PDVSA, su calificación en moneda extranjera y la calificación de notas senior de PDV America, todo a 'B3', mientras mantiene sus calificaciones de

los cuatro VEHOP en 'Ba2' pendientes de revisión para degradación.

El mismo día, luego de rebajar la calificación en moneda extranjera de Venezuela de 'B' a 'CCC +', Fitch rebajó sus calificaciones de deuda senior garantizada para los VEHOP de 'BB +' a 'SI'. La agencia señaló que los tenedores de deuda de cada uno de los proyectos dependían únicamente de los capacidad para cumplir con las obligaciones de servicio de la deuda programadas, sin garantías de otras partes. Lo las rebajas reflejaron la incapacidad de los proyectos para mantener sus operaciones normales, que dependen de insumos de materias primas críticas como el gas natural de PDVSA. Como resultado, los proyectos no habían podido exportar y generar ingresos petroleros durante un mes. Si la situacion no cambiaba la posición de liquidez de cada proyecto para cubrir gastos operativos fijos pronto se deteriorían, aunque los proyectos tenían fondos en sus cuentas de reserva del servicio de la deuda para cubrir obligaciones de servicio de la deuda durante los siguientes meses. Fitch también comentó que, incluso aunque la capacidad de servicio de la deuda externa de Venezuela se compara favorablemente con la de países similares, pronto podría verse bajo presión porque la huelga y la pérdida de las exportaciones de petróleo

reducían sus ingresos en 30 millones de dólares al día.

La huelga finalizó el 3 de febrero de 2003. Durante la última semana de febrero, después de que PDVSA reanudó la entrega de gas natural e hidrógeno al proyecto, Petrozuata restauró gradualmente operaciones en su planta mejoradora de crudo al 100 por ciento de su capacidad. A mediados de marzo, Petrozuata había restaurado los envíos y la producción de sintético a sus niveles previos a la huelga. Sin embargo, en un artículo para la edición de primavera de 2003 del Journal of Structured and Project Finance, Alejandro Bertuol, director senior; Caren Y. Chang, directora asociada; John W. Kunkle, mayor Director; y Gregory J. Kabance, director senior de Fitch Ratings, señalaron que la reciente inestabilidad política en Venezuela había puesto de relieve la exposición de los VEHOP a las operaciones de desempeño de PDVSA., particularmente, en el suministro de insumos de materias primas críticas requeridas en los proyectos para los procesos de producción y otras operaciones. Un período de parada de producción más prolongado, combinado con la incapacidad de generar ingresos de exportación, eventualmente habría puesto en peligro las posiciones de liquidez y la capacidad de servicio de la deuda del los VEHOPS. La crisis política, incluida interferencia soberana en las operaciones de PDVSA y un recorte significativo en el personal capacitado, socavó la imagen de Venezuela como un proveedor confiable de petróleo crudo, aunque Fitch creía que PDVSA seguiría siendo un actor importante en el mercado energético mundial.

No obstante, es probable que la inclinación del gobierno a interferir con las finanzas de PDVSA aumentaron a medida que las calificaciones crediticias soberanas se deterioraron dentro del espectro de grado especulativo.

Lecciones aprendidas

Se requiere que un proyecto de exportación con fundamentos sólidos para una calificación crediticia que traspase el techo soberano. Además, de términos comunes entre prestamistas comerciales y tenedores de bonos, como se definió en el Acuerdo de Seguridad Común en el caso de este proyecto, puede proporcionar flexibilidad

Para ajustar los montos respectivos de ffnanciamiento bancario y de bonos, en función de las condiciones del mercado.

Referencias

1 Este estudio de caso se basa en el prospecto de los bonos del proyecto; 'Petrolera Zuata, Petrozuata CA', un Estudio de Caso de Harvard Business School (9-299-012, 1998) preparado por el investigador asociado Matthew Mateo Millett bajo la supervisión del Prof. Benjamin C. Esty; entrevistas con Jonathan D. Bram y Wallace C. Henderson, Directores Gerentes de Credit Suisse First Boston Corporation y Caren Chang de Fitch Ratings; análisis de agencias de calificación y

Comunicados de prensa; y artículos en la prensa financiera.

2 Vogel, Thomas T., Jr, 'Venezuela Proposed New Constitution Criticized by Businessmen, Economists', Wall Street

3 Journal, 6 de diciembre de 1999. 3 'Conoco Eyes Petrozuata Expansion', Venezuela Oil and Energy, 10 de septiembre de 2000.

¡No acepto más excusas, producimos o producimos!«: Presidente Nicolás Maduro. El día de la creación de LA COMISION, 28 de febrero de 2020.

Nota: Todos los conceptos y opiniones emitidos en este escrito, son de mi absoluta responsabilidad.