Un documento elaborado por la Dirección Ejecutiva de Finanzas de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en el año 2015, revela el plan de financiamiento del Proyecto de autosuficiencia eléctrica de Occidente contratado por la estatal con Consorcio Internacional Cielemca-Elencor (CICE), una empresa que forma parte del Consorcio KCT Cumaná Internacional III, una contratista vinculada a la empresa Miami Equipment & Export Company de Luis Díaz Jr. y Luis Javier Díaz, declarados culpables en la corte del Distrito Sur de Nueva York por el delito de lavado de dinero proveniente de contratos públicos del estado venezolano[1].
El citado documento llegado a nuestras manos es una presentación elaborada por técnicos de la estatal para ser considerado por la junta directiva de PDVSA para su aprobación y en el que se detallaba el esquema de financiamiento del PAE Occidente en sus distintas fases, pero con énfasis en la primera, a cargo del Consorcio Internacional Cielemca-Elencor —conformado por las compañías Cielmeca, Consorcio KCT Cumaná II Internacional INC y Elencor S.A.— cuyo contrato estaba identificado con el número 4620010547 autorizado por el comité ejecutivo de PDVSA y finalmente suscrito el 12 de febrero de 2014, por un precio de USD 1.425.571.322,24 y Bs. 8,143.574.064,16.
La negociación con CICE era para la ejecución de los trabajos de la Planta Termoeléctrica Bachaquero, Bajo Grande y San Timoteo II, en el contexto del PAE Occidente, un proyecto programado en tres fases por un monto que oscilaba entre USD 2.400 y 2.800 millones que PDVSA esperaba financiar con recursos provenientes de un crédito comercial con el Deutsche Bankque que se ejecutaría en un periodo de cinco años, como veremos más adelante.
Los especialistas de la petrolera realizaron una serie de ajustes y modificaciones que ubicaron el costo total del proyecto en USD 2.323,2 millones que sería ejecutado en su fase I en USD 600 millones, en la fase II en USD 998,6 millones y en la fase III en USD 724,6 millones.
El Proyecto de Autosuficiencia Eléctrica fue un plan diseñado y presentado en 2014 por el exdirecdtor ejecutivo de producción de PDVSA Occidente, José Luis Parada[2], acusado por peculado doloso propio en grado de continuidad y quien se encuentra prófugo de la justicia en la actualidad[3].
El plan de financiamiento
La Dirección Ejecutiva de Finanzas de PDVSA elaboró en mayo de 2015 el esquema de financiamiento (Fase I) del Proyecto de autosuficiencia eléctrica de Occidente.
Se trataba de un plan para iniciar la ejecución de las obras prioritarias que requería el referido proyecto, IPC (Ingeniería, Procura y Construcción) y el cual, en su Fase I, estaría a cargo del Consorcio Cielemca-Elencor. El proyecto había sufrido modificaciones y ajustes para adaptarlo al nuevo financiamiento planteado por PDVSA por USD 600 millones.
Tales cambios comprendían, en primer lugar, obras en Bachaquero consistentes en la instalación y puesta en marcha de dos turbogeneradores Siemens de 175 MW cada uno, así como trabajos de interconexión asociados.
En segundo lugar, obras en la Costa Occidental (IPC) para la construcción de Subestación Zulia 7 y una línea de transmisión doble terna entre la Planta Termoeléctrica Bajo Grande y la Subestación Zulia 7. Asimismo, se preveía una red de distribución de 24 kV.
En tercer lugar, obras en el Sur del Lago y Trujillo, que comprendían la Ingeniería, Procura y Construcción de la Subestación Q y una línea de transmisión simple terna entre la Planta Termoeléctrica San Timoteo y la Subestación O. Igualmente se instalaría una red de distribución de 34,5 kV.
Los antecedentes
El Comité Ejecutivo de PDVSA en su reunión N° 2013-10 había autorizado la contratación del Consorcio Internacional Cielemnca-Elencor para la ejecución de las obras de la Planta Termoeléctrica Bachaquero, Bajo Grande y San Timoteo II, por un monto comprendido entre USD 2.400 millones y 2.800 millones que se requerían para para las fases I, II y III del Proyecto de autosuficiencia eléctrica de Occidente.
Se estableció que para la Fase I se requerían USD 994,9 millones, de los cuales USD 600 millones provendrían de un crédito comercial con el Deutsche Bank y USD 394,9 millones se obtendrían de un esquema de venta de productos (Petcoke) cuyo importe de la venta se ingresaría por el comprador (offtaker) en la cuenta del proyecto abierta en Deutsche Bank.
Se explicaba que el crédito comercial establecía que el ente deudor era Petróleos de Venezuela, S.A. y el garante PDVSA Petróleo S.A.
El crédito sería por USD 600 millones pagaderos a 5 años con una tasa de interés Libor (3M) + 7,30 por ciento y una comisión de estructuración de 0,5 por ciento.
La negociación se regiría por la ley inglesa, la forma de pago sería en efectivo y el costo total del financiamiento al momento regiría por Libor (3M) + 7,6 por ciento.
Para la Fase II se preveía que USD 998,6 millones serían instrumentados por el Deutsche Bank replicando el esquema anterior.
Esta fase se haría efectiva en función de la curva de ejecución del PAE-Occidente.
Entretanto, la Fase III con un costo de USD 724,6 millones, se establecía que sería instrumentado igualmente por el Deutsche Bank también replicando el esquema anterior y se haría efectiva en función de la curva de ejecución del PAE-Occidente.
Los planificadores graficaron la ejecución de la Fase I modificada de la siguiente manera:
Situación al momento de la presentación del plan
La presentación indica que para la fase 1 del proyecto se tenía previsto una inversión de USD 994,9 millones los cuales —argumentaban— con entrada en vigencia del Sistema Marginal de Divisas (Simadi) permitía que el monto en bolívares previsto en la inversión se redujera significativamente, permitiendo esto rebajar el costo de esta primera fase a USD 600 millones.
Se advertía que debido a la caída de los precios petroleros afectó la curva de endeudamiento de PDVSA lo que a los ojos de los inversionistas le quitó atractivo para que estos participaran en las condiciones inicialmente pautadas para el proyecto.
Igualmente alertaban que a pesar de la recuperación de los precios petroleros que el mercado experimento en abril de ese año 2015 y de que la curva PDVSA había mejorado, no se lograba aún llegar a los niveles originales negociados con los inversionistas.
Dado este panorama y en razón de la importancia del proyecto para el sector eléctrico nacional y las áreas de desarrollo económico para el país, que representaban la Planta Termoeléctrica Bachaquero, Bajo Grande y San Timoteo II, decidieron desarrollar una estrategia de financiamiento con el Fondo de Pensiones de los Trabajadores de PDVSA y con aportes propios de la estatal, para lo que era necesario entonces modificar el contrato comercial suscrito entre PDVSA y el Consorcio Cielemca-Elencor.
Explicaban que la estrategia de financiamiento consistía en emitir un pagaré al Fondo de Pensiones de los trabajadores de Petróleos de Venezuela por USD 244 millones.
También se precisaba autorizar USD 356 millones mediante un esquema de venta de productos cuyo importe de la venta se ingresaría por el comprador (offtaker) en una cuenta fideicomiso del proyecto o aportar este monto en efectivo a través de un cronograma de ejecución.
Del mismo modo, se tenía que negociar con Chevron su participación de inversión por USD 130 millones, la cual sería utilizada para construir las obras necesarias que permitieran mejorar la confiabilidad de la red eléctrica de alimentación de Petroboscan (109,1 MBD). Esta acción permitiría a PDVSA reducir su inversión en el monto negociado.
Lo requerido
Dirección Ejecutiva de Finanzas de PDVSA precisa en la presentación que era necesario entonces solicitar a la junta directiva de PDVSA que aprobara la ejecución de la Fase 1 modificada del Proyecto de Autosuficiencia Eléctrica de Occidente por USD 600 millones.
En tal sentido, el directorio debía considerar negociar con el Fondo de los Trabajadores de PDVSA la emisión de un pagaré por USD 244 millones con el objeto de invertirlo en el proyecto.
Igualmente debía autorizar USD 356 millones mediante un esquema de venta de productos cuyo importe ingresaría por el comprador (offtaker) en una cuenta fideicomiso del proyecto o aportar este monto en efectivo a través de un cronograma de ejecución.
Era preciso negociar con Chevron su participación de inversión por USD 130 millones, la cual estaría dirigida a construir las obras necesarias que permitieran mejorar la confiabilidad de la red eléctrica de alimentación de Petroboscan (109,1 MBD). Esto iba a permitir a PDVSA reducir su inversión en el monto negociado.
Había que autorizar al director de finanzas, Carlos Erick Malpica; al director ejecutivo de planificación financiera, Abraham Ortega; y al director ejecutivo de tesorería, Pío González, para que de manera conjunta o separada, suscribieran en representación de Petróleos de Venezuela, S.A., todos los documentos necesarios para materializar la decisión.
También había que aprobar las modificaciones requeridas en el contrato original suscrito entre las partes, ajustando el mismo al nuevo esquema de financiamiento y alcance requerido en la Fase 1 modificada.
La propuesta inicial
La presentación incluía una copia de un documento con carácter confidencial emitido el 21 de mayo de 2013 suscrito por Álvaro Ledo Nass, dirigido al presidente de PDVSA, Rafael Ramírez, en el que le exponía el Proyecto PAE Occidente y la propuesta de financiamiento.
Se le informaba a Ramírez que el de PDVSA en su reunión N° 2013-10 celebrada el 21 de mayo de 2013 había acordado darle inicio al proceso de contratación directa con acto motivado al Consorcio Internacional Cielemca-Elencor conformado por las empresas Cilemca, Elencor S.A. y Consorcio KCT Cumaná II Internacional Inc., para la ejecución de la Planta Termoeléctrica Bachaquero, Bajo Grande y San Timoteo II, bajo la modalidad de IPC Fast Track, por un rango entre USD 2.400 y 2.800, requerido para las fases I, II y II del PAE Occidente. Se advertía que los contratos debían establecer que la ejecución de las obras estaba sujeta a la obtención de financiamiento.
Se explicaba lo que cada una de las fases del proyecto contemplaba y el costo de las mismas, a saber para la Fase I USD 900 millones, para la Fase II USD 900 millones y para la Fase III USD 800 millones.
El Deutsche Bank era la entidad de financiamiento a través de un crédito comercial.
Se pedía autorizar a la Gerencia Corporativa de Planificación Financiera para trabajar en los acuerdos necesarios para instrumentar el esquema de financiamiento propuesto por el Deutsche Bank.
Igualmente se solicitaba delegar el Nivel de Autorización Financiera NAF y la suscripción de los documentos relativos a las obras requeridas para las fases I, II y II del PAE Occidente, de manera conjunta o separada, al director de enlace del sector eléctrico y al director ejecutivo de sistema eléctrico.
Las obras
La presentación pormenorizaba las obras a ejecutar en casa una de las fases y locaciones.
Así, en Bachaquero eran:
1. Trabajos para completar isla de potencia y balance de planta (350 MW Ciclo Simple). USD 66,4 millones.
2. Línea de transmisión 2x 1T 230 kV. entre la Subestación N y la Subestación SP (Fase 1). USD 56,6 millones.
3. Construcción de la Subestación N 230/115 kV y la adecuación de la Subestación SP 230/115 kV (Fase 1). USD 105,2 millones.
En la Costa Occidental los trabajos eran:
1. Línea de transmisión 2T 138 kV. entre la Planta Bajo Grande y la Subestación Zulia 7. USD 73,8 millones.
2. Subestación Zulia 7. Instalación que alimenta a su vez a la Subestación 54 y 46 (Urdaneta Lago) y permite respaldar la nueva Subestación Zulia 8 y Zulia 9 desde la Planta Termoeléctrica Bajo Grande. USD 43,5 millones.
3. Red de distribución eléctrica 24 kV (Fase 1). USD 16,4 millones
En el Sur del Lago Trujillo las obras eran:
1. Línea de transmisión 1T 115 kV. Entre la Planta San Timoteo y la Subestación Q. USD 31,8 millones.
2. Subestación Q 115/34,5 kV. Instalación que alimenta la carga de los campos Franquera, Moporo y La Ceiba, así como la Estación de Flujo Moporo y la Planta Compresora Moporo. USD 42,3 millones.
3. Red de distribución 34,5 kV Subestaciones P, Q y San Timoteo (Fase 1). USD 52,6 millones.
En Bachaquero:
1. Línea de transmisión 2x 1T 230 kV. entre la Subestación N y la Subestación SP (Fase 2).
2. Línea de transmisión 2T 230 kV. entre la Subestación N y la Subestación P.
3. Línea de transmisión 2T 115 kV. entre la Subestación N y la Subestación F.
4. Construcción de la Subestación P 230/115 kV.
5. Adecuación de la Subestación SP 230/115 kV (Fase 2).
6. Adecuación de la Subestación F 115/34,5 kV.
En la Costa Occidental:
1. Expansión de la Planta Eléctrica Bajo Grande para el incremento en capacidad de 100 MW generaba a la fecha hasta 220 MW necesarios para cubrir la demanda y esquema de operación N-1. (PDVSA disponía de 2 turbogeneradores RR TRENT-60).
2. Línea de transmisión 1T 138 kV. entre la Planta Bajo Grande y la Subestación Zulia 10. 3 Línea de transmisión 1T 138 KV entre la Subestación Zulia 9 y Zulia 10.
4. Interconexión 2T 138 kV. entre la Planta Eléctrica Bajo Grande y la Subestación Urdaneta de CORPOELEC. Acción que blindaba el sistema de generación en caso de pérdida de la Generación en Bajo Grande.
5. Red de distribución eléctrica 24 kV (Fase 2).
Sur del Lago Trujillo
1. Expansión de la Planta Eléctrica San Timoteo para el incremento en capacidad de 100 MW para la fecha generaba hasta 220 MW necesarios para cubrir la demanda y esquema de operación N-1. (PDVSA disponía de dos turbogeneradores Rolls Royce Trent-60).
2. Línea de transmisión 1T 115 kV. Entre la Planta San Timoteo y la Subestación P.
3. Línea de transmisión 1T 115 kV. entre la Subestación P y la Subestación Q.
4. Línea de transmisión 2T 115 kV. entre la Subestación San Timoteo y Líneas Ceuta 1 y 2.
5. Ampliación de la Subestación San Timoteo 115/34,5 kV.
6. Adecuación de las subestaciones Área Ceuta (L, 36M y 37M)
7. Adecuación de las subestaciones 23 y 10M (San Lorenzo y Mene Grande)
8. Red de distribución 34,5 kV Subestaciones P, Q y San Timoteo (Fase 2).
Ajustes al contrato antes de la ejecución
Se plantearon una serie de ajustes que era necesario implementar al contrato original identificado con N° 4620010547 en lo relativo a la Fase I, los que comprendían, en primer lugar, establecer una nueva condición para la entrada en vigencia del contrato que tenía que ver con el aporte inicial de la compañía de los fondos necesarios para la ejecución de la fase I del proyecto (Punto 6.2.1 de la cláusula 6 relativa al plazo de ejecución y vigencia).
Había que indicar el mecanismo de pago y manejo de los fondos aportados por la compañía (Sub-punto 1.3.1. relativo a la ejecución de la fase I y punto 1.3. del anexo C del contrato).
Era necesario establecer la estructura de la fuente de financiamiento de la fase I del proyecto y el manejo de las cuentas asociadas a los pagos inherentes a la ejecución de las actividades, costos del proyecto y gastos reembolsables (Sub-puntos 1.1 y 1.2 del anexo C del contrato).
Se requería determinar como tasa de cambio vigente para el pago de los conceptos en moneda local contemplados en la fase I del proyecto en el anexo C del contrato, la prevista para el momento de la transacción en el Sistema Marginal de Divisas (SIMADI), de conformidad con la entrada en vigencia de los convenios cambiarios N° 32 y 33.
Había que ajustar el programa de ejecución previsto en el anexo D del contrato, conforme a las prioridades y la disponibilidad de recursos.
Se tenía que ajustar el calendario de terminación e hitos de avance para la fase I del proyecto previsto en el anexo I del contrato, de acuerdo con el nuevo programa de ejecución.
Ajustes al contrato luego del inicio del proyecto
Asimismo, era necesario hacer algunas modificaciones y cambios de alcance luego de aprobado el ajuste en el alcance de la Fase I y de haberse suscrito el cambio de alcance al contrato comercial original.
A saber se planteaba incluir el alcance de la Planta Termoeléctrica de Occidente (Bach), el sistema de alimentación con gas natural y el sistema de transmisión 230/115 kV (Interconexión con SIE catea en 115 kV y S/E SP en 230 kV), así como los costos de aceleración (reducción del tiempo de ejecución vs. rendimiento) de las obras de Bachaquero, Bajo Grande y del sistema de transmisión 115 kV asociado a la S/E Q (Estación de Flujo Moporo) como parte del alcance de la fase I del proyecto.
Había que definir el alcance de los costos del proyecto (complementarios) y gastos reembolsables previstos en los puntos 5.1.1.4 y 5.1.1.5, de la cláusula 5 del contrato, e incorporar un procedimiento para el uso, manejo y actualización de dichos costos.
Se debía aplicar las fórmulas de ajustes previstas en el contrato sobre el componente local inherente a la Fase I del proyecto, conforme a lo indicado en el anexo B1 del contrato.
ALD/VAD
