Es difícil abordar el tema petrolero sin caer en lugares comunes. Por ejemplo, la necesidad de tener en cuenta, a la hora de hacer cualquier formulación al respecto, el carácter vital de ese recurso para nuestra Nación. En particular, al evaluar los planes y escenarios que se nos plantean a corto y mediano plazo.

En nuestra opinión, gran parte de esos proyectos se formulan a partir de una cuantificación exagerada de los recursos petroleros disponibles. Partiendo de la gigantesca base yacente de hidrocarburos líquidos que se concentran en Venezuela, casi la quinta parte de todo el petróleo existente en el mundo, se han elaborado proyectos faraónicos alejados de la factibilidad de ejecución, tanto en términos económicos como simplemente físicos.

El mecanismo de partida de esos proyectos es la conversión arbitraria de porcentajes crecientes del “petróleo originalmente en sitio” –petróleo “in situ”- en reservas probadas.

Petróleo “in situ” y reservas probadas son dos magnitudes definidas que refieren a un “todo” y a una de sus “partes”.
La primera de ellas es el todo, un dato relativamente estático, resultante de una evaluación geológica y de los parámetros físicos que se determinen de la misma, el cual designa al volumen total de petróleo que, con un grado determinado de certeza, se presume que existe en una localización, país o región. Mientras que la segunda, las reservas probadas, constituyen una variable que se estima como el porcentaje del petróleo in situ que es factible extraer dados los costos, precios y tecnología disponible en cada momento.

Como tal variable, las reservas probadas disminuyen paulatinamente, cada año, con la producción y se incrementan con las nuevas perforaciones de desarrollo y descubrimientos, o por la incorporación de nuevas tecnologías que reduzcan los costos y aumenten las posibilidades económicas y físicas de extracción de la base de recursos original. A esto último se le denomina “factor de recobro”.

Y es aquí donde entran en juego factores que llamaremos “extrageológicos”, o como satirizaba Juan Pablo Pérez Alfonzo en su tiempo, el “afilamiento de los lápices” de los planificadores de escenarios de ensueño.
Este es el ámbito de las revisiones y certificaciones basadas simplemente en reestimaciones del factor de recobro.
Por sus peculiares características, nuestra Faja Petrólifera del Orinoco ha sido, justamente, el campo propicio para todas esas manipulaciones en tiempos recientes. En consecuencia, debemos dilucidar la pertinencia de los escenarios que se crean a partir de las posibilidades de desarrollo de esa inmensa acumulación petrolera.

La realidad física -estimada en 1967 por los geólogos venezolanos José Antonio Galavís y Hugo Velarde (698 mil millones de barriles) y reevaluada recientemente por el Servicio Geológico de los Estados Unidos con una estimación “promedio” de 1 billón quinientos mil millones de barriles- es que en esa localización se encuentra la mayor acumulación petrolera del mundo.

Un aspecto fundamental de esa realidad, es que se trata, en su inmensa mayoría, de petróleos extrapesados, para cuya tratamiento en refinerías convencionales se requiere de muy costosos procesos adicionales para aumentar su gravedad API, conocidos genéricamente como “mejoradores”. Dichos crudos también se pueden hacer comercializables mediante su mezcla con petróleos livianos o naftas, tal como se ha realizado en el país desde hace varias décadas, aunque en proporciones poco significativas respecto al total de recursos recuperables.
Consecuentemente, la materialización de reservas probadas a partir de esa inmensidad petrolera es un reto permanente de investigación, análisis de factibilidad, desarrollo tecnológico, defensa de los precios y sobre todo, una gran capacidad para poner los pies sobre la tierra y eludir las fantasías productivistas.

Revisemos las cifras del US Geological Services y sus estimaciones.

Se puede observar que se trata de estimaciones con tres escenarios posibles de petróleo existente originalmente en sitio, con un mínimo de 900 mil millones de barriles y un máximo de un billón 400 mil. Esos tres estimados se acompañan a su vez con tres posibles factores de recobro, 15, 45 y 70 por ciento.

A partir de esas estimaciones, el USGS, presenta los posibles recursos recuperables, con factibilidades de 95, 50 y 5 por ciento respectivamente: 360, 512 y 652 mil millones de barriles, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Es de observar que en la definición de sus hallazgos, el mencionado organismo se refiere a “recursos recuperables”. Estos volúmenes constituyen resultados estrictamente físicos, dadas las condiciones del yacimiento estudiado y sin hacer ninguna mención a costos y precios.

Y aquí está el meollo de la cuestión: la sola mención del “factor de recobro” sin consideración de las circunstancias económicas vigentes no basta para definir reservas probadas. Y menos cuando no se mencionan los montos de descubrimientos y producción que deben determinar el sentido y magnitud de su evolución año tras año. Para ser más claros, veamos cómo se registraba tradicionalmente la evolución de las reservas en el Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) del Ministerio de Energía y Petróleo.

Como se puede observar, las tres primeras magnitudes tabuladas son los descubrimientos, extensiones y revisiones anuales, las cuales constituyen las “reservas nuevas”, que incrementan las del año anterior. La producción, por el contrario, disminuye estas cuentas y las resultantes constituyen las reservas probadas al 31 de diciembre de cada año.

En las cifras presentadas por el PODE puede observarse una evolución ascendente pero estable de esas reservas, hasta el 2008, cuando pegan un salto como consecuencia de una “revisión” de 74.137 millones de barriles, para colocarse en un total de 172.323 millones de barriles.

En la siguiente gráfica, elaborada con cifras del MEMPET y la OPEP se extiende la serie de reservas y producción hasta el 2015, pero no se dispone de la base de cálculo de los incrementos que condujeron a una cifra de 300.878 millones de barriles de reservas probadas para este último año.

Al contrastar esa magnitud y las inmediatamente anteriores con la producción correspondiente de cada año, resulta un monto que difícilmente puede ser atribuido a nuevos descubrimientos o extensiones provenientes de pozos de desarrollo, dada la escasa actividad exploratoria que registran las estadísticas de PDVSA en sus informes y balances financieros anuales.

Particularmente, esos montos fueron de 39.000 y 85.000 millones de barriles de nuevas reservas probadas en 2009 y 2010, manteniendo luego un nivel estable pero creciente, hasta alcanzar los 300.878 millones de barriles antes mencionados.

Todo lo anterior nos conduce a colegir que la mayoría de los volúmenes registrados a partir del 2008 para presentar un incremento constante de las reservas remanentes totales son el resultado de “revisiones”, determinadas por la “certificación” realizada en esos años, la cual consistió fundamentalmente en un aumento del factor de recobro, desde el 8 al 20 por ciento.

Al comparar la magnitud de las reservas probadas para 2015 con la producción anual reportada por PDVSA en ese mismo año, el resultado es que las mismas durarán, en promedio, más de 289 años. Este es un promedio que comprende a los campos semivírgenes de la Faja del Orinoco, con expectativas de duración de 400 o más años, y a los campos convencionales, maduros y declinantes, cuya vida productiva se estima en 5 o 6 décadas. Por ejemplo, en los cuatro campos denominados Zuata y Cerro Negro de la Faja del Orinoco se han certificado reservas probadas de 120.000 millones de barriles que a las tasas actuales de extracción se agotarán en más 400 años.

Tales cifras son las que han conducido, desde 2005, al planteamiento de planes expansivos de la producción hasta la mítica suma de 6 millones de barriles diarios. Todo indica que pesa en los planificadores petroleros la urgencia de demostrar que las ingentes reservas estimadas por ellos son factibles de desarrollar en el corto y mediano plazo. Se encuentran en la situación del jinete que tropieza con sus desproporcionadas espuelas.
Lo contrario sería someterse a la evaluación negativa de analistas como Steve Hanke1, que considera a la tasa de agotamiento de sus reservas como un índice de eficiencia de una empresa petrolera, comparando los 8,2 años de duración de las reservas registradas por Exxon, con la “ineficiencia” de la gestión de una empresa con reservas de duración estimada en varios siglos.

La verdad, a nuestro entender, es que las magnitudes certificadas como reservas probadas por los muy bien pagados especialistas en alquimia de yacimientos de la empresa Ryder Scott para PDVSA, no son tales, porque parten de su magnitud física absoluta, sin que se mencione su relación dinámica con los precios y las cambiantes realidades del mercado. Por ejemplo, la caída de los precios desde las alturas de los 100 dólares de 2014 hasta el nivel de 40-45 en los cuales se ha movido la cesta venezolana de crudos recientemente, ha debido obligar al redimensionamiento de tales reservas, pero ello no se observa en las crecientes cifras que analizamos.
Otro aspecto determinante a la hora de evaluar los proyectos que nos ocupan lo constituyen las actuales tasas de crecimiento de la demanda global de crudo para las próximas décadas, las cuales no dejan espacio para la inserción de los cuatro millones de barriles diarios de crecimiento de la producción nacional que postulaban los planes 2015-2019 de PDVSA.

La sola mención de los desembolsos requeridos por tal plan de inversiones hace obvia toda otra consideración. ¿De qué fuente provendrían los 234.357 millones de dólares requeridos solamente en las actividades de exploración y producción?

Por razones de espacio, esta discusión continuará, con otras aristas y enfoques, en una futura entrega.