Nacido en el 2008 con un presupuesto de US$1,324mm (según los cálculos de la consultora a cargo de la evaluación a nivel de ingeniería conceptual) bajo el nombre de Proyecto de Ampliación y Modernización de Refinería Talara (PMRT), a ser ejecutado en un plazo de 4 años; este proyecto viene tomando 10 años y está demandando más de US$6,500mm con el Estado aportando US$3,675mm hasta el 2023, en la modalidad de préstamos (sin fecha cierta de cancelación), garantías explicitas y aportes de capital.
Al respecto, existen múltiples falacias (incluyendo algunas nacidas pre-construcción) utilizadas para justificar los sobrecostos en su ejecución y/o los aportes de capital que el Estado ha venido haciendo. Aquí se describen algunas de las más relevantes.
Falacia #1: La NRT es rentable. La inversión en desulfuración exigida por ley no iba a serlo, en tanto los combustibles de bajo azufre no conllevan mayor precio. Era indispensable invertir en tecnologías para procesar crudos de menor calidad y costo que generen ahorros y ampliar la capacidad para aumentar el efecto de esos ahorros.
Los ingenieros autores de ese enunciado olvidaron (o quizás nunca supieron) que la evaluación de proyectos BROWNFIELD (como es una ampliación y modernización) se hace desde una perspectiva marginal. A los ingresos a ser generados por el proyecto una vez terminado, hay que restarle los ingresos que la empresa generaría sin inversión (i.e. cerrando la refinería y dedicándose a importar y revender combustibles refinados). Esa diferencia se compara contra el costo del proyecto a fin de medir la rentabilidad de la inversión.
Según recuerdo, desde una perspectiva marginal, la rentabilidad de los $1,300mm de inversión la ampliación a 95mil barriles y la tecnología para “recuperación de fondos”, estaba por debajo del costo de capital de la estatal, según estándares del IMAA.
Cabe señalar que al firmarse el contrato EPC en el 2014, el costo del proyecto se fijó en US$2,700mm pero ahí se excluyeron obras que estaban en la cifra original, como las Unidades Auxiliares que vienen costando US$1,200mm (sin las que es imposible que opere la refinería) y las “obras complementarias” que vienen costando más de US$500mm (sin las que es imposible construir u operar refinería o unidades auxiliares).
Adicionalmente, a pesar de estar financiando al 100% su construcción, la estatal ha optado por concesionar la operación esas Unidades Auxiliares a terceros, quienes adicionan su utilidad al costo de operación; esto mientras que PETROPERU repaga la deuda asumida y absorbe en sus libros los gastos por la depreciación de esos activos.
¿Candidez o corrupción?
Falacia #2: La ampliación de 65 a 95 mil barriles diarios en la capacidad de refinación permitirá atender la demanda asociada a la participación de mercado de PETROPERU.
En el 2008 (la obra empezó el 2014) al hacerse la ingeniería de detalle, la proyección de la demanda a ser atendida por la estatal al término de la construcción se estimaba en 120 mil barriles/día o 26% por encima de la futura capacidad ampliada. La realidad confirmó esa cifra. Adicionalmente, el benchmark mundial de capacidad mínima para ser rentable era (y sigue siendo) 100 mil barriles/día (y no 95 mil).
Cabe señalar que el rumor en los pasillos respecto a la decisión de los 95 mil barriles, era que ésta respondía a la sobredimensionada compra años antes de un horno para Talara. Adicionalmente, el diseño original consideraba reacondicionar la torre original de 65 mil barriles e invertir solo en una torre adicional para completar los 95 mil. Eso se cambió durante la construcción optándose por chatarrear la torre original.
¿Candidez o Corrupción?
Falacia #3: Los problemas de liquidez se originan en el 2022 con el recorte de líneas de crédito de bancos y proveedores.
El déficit de capital de trabajo se remonta al 2014 con el inicio de la obra. A diciembre 2016 ese déficit había alcanzado US$1,580mm. Al desembolsarse en el 2017 los US$1,300mm del préstamo sindicado CESCE y emitirse bonos por US$2,000mm se tapó el hueco. Sin embargo, el bienestar solo duró meses ya que, a diciembre 2020, el déficit volvió a subir a US$1,132mm.
La emisión de bonos por US$1,000mm en enero 2021 arregló temporalmente el problema, pero el PMRT volvió a secar la caja, cerrando ese año con US$804mm de déficit de capital de trabajo; esto a pesar de que, a diciembre 2021, la empresa vendía sus inventarios y cobraba a sus clientes más rápido de lo que les pagaba a sus proveedores locales y del exterior.
Los aportes del MEF por un total de US$ 2,350mm en el 2do y 4to trimestre del 2022 se hicieron humo en los siguientes doce meses, cerrando el 4to trimestre del 2023 con US$2,498mm de déficit de capital de trabajo.
En dos años (luego de recibir US$2,350mm del MEF) el déficit de US$804mm había crecido en US$1,694mm y la deuda a proveedores y bancos también había crecido. En conclusión, del 2014 a la fecha NO HUBO problema alguno de falta de líneas de crédito sino desvío de recursos de corto plazo, desvío que Contraloría debería investigar. Un primer ejercicio podría ser comparar la tubería comprada con la instalada en la NRT.
Falacia #4: PETROPERU no puede dejar de operar ya que su paralización causaría desabastecimiento en el mercado.
En cuanto al riesgo de desabastecimiento, la desapercibida caída en la participación de mercado de PETROPERU de su histórico 50% (desde los 90s) al 26% (que registra a la fecha) muestra que la demanda nacional, concentrada mayormente en Lima, puede ser fácilmente atendida por los importadores ya presentes.
Las zonas remotas (que no representan ni 10% del total y sobre las que la estatal siempre habla) podrían tener cierta escasez, pero solo temporal hasta que la nueva oferta llegue al nuevo precio de equilibrio. La ley de la oferta y la demanda es tan firme como la ley de la gravedad que los ingenieros a cargo del planeamiento corporativo en el piso 11 de la sede de PETROPERU conocen muy bien.
fernando.delatorre@russellbedford.pe
Jesús Fernando De la Torre
Licenciado en Administración por la Universidad del Pacifico en Lima-Perú y Magister en Administración por Loyola University of Chicago en Chicago, Illinois. Ha trabajado en la gestión de créditos-problema para diversas entidades financieras en Perú, USA, Canadá y Panamá. Recientemente se desempeñó como Gerente Corporativo de Finanzas en Petroperú y labora en la actualidad como consultor independiente asociado a la representación local de Russell Bedford International donde brinda servicios de asesoría en temas de Finanzas Corporativas y Gestión de Riesgos, incluyendo la reestructuración de pasivos y la implementación del Marco Integrado de Control Interno COSO 2013
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