La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) ha sido motivo de diatriba permanente desde distintos sectores. Mientras unos defienden la necesidad de su desarrollo, otros señalan la inconveniencia de continuar colocando las esperanzas en sus reservas. Más allá de dichas opiniones, la FPO sigue teniendo el indiscutible potencial de ser un buen desarrollo. A quien le importa que las reservas técnicamente recuperables sean 8% o 24%, cuando ese 8% ya resulta suficiente para extraer por varios lustros un crudo que solo será capitalizable al ser producido eficientemente. Nada le ha impedido a Canadá producir sus arenas bituminosas en Athabasca, ni tampoco a la zona compartida explotar los crudos pesados de los complejos carbonatos del eoceno en "Wafra". En condiciones climáticas y operacionales más severas y estructura de costos desventajosas en comparación con las implícitas en las operaciones de la FPO, son rentables sus operaciones.
El secreto está en el esquema de negocio; la diferencia está en el contenido tecnológico, madurez gerencial y corporativa, y en el compromiso colectivo. Ese reto no lo debe ni puede enfrentar PDVSA con su estructura, sino con alternativas de negocios que no comprometan la integridad de las demás operaciones evidentemente más rentables y menos intensivas de su portafolio. Su participación debe ser madurada en el contexto de la menor exposición y el máximo retorno.
Desafortunadamente, por esa misma política perversa de abandono de los activos tradicionales heredada de Ramírez y Del Pino, la producción nación hoy depende en un 60% de la FPO sin que nadie haya dado el giro necesario para detener dicha catástrofe.
Es así como en las manos de Quevedo y su camarilla, la FPO ha dejado de producir unos 500.000 B/D desde el cierre de 2017 impactando mortalmente nuestro flujo de caja. Aunque Quevedo ha especulado sobre innumerables proyectos para levantar producción en la FPO, hasta el momento no cristalizado un solo plan en concreto. Por el contrario, la producción promedio-mes al cierre de Septiembre en dicho activo se podría deprimir hacia los 412.000/305.000 B/D (formato OPEP directo/secundario), desde un promedio del mes anterior de 522.000/398.000 B/D con lo cual la producción nación podría fácilmente ceder hacia el umbral 737/580 MBD, repetimos según formato OPEP directo/secundario.
HUNDAMOS LA FPO:
Culpar la FPO de las desgracias de PDVSA es como aniquilar al mensajero por el mensaje. Ello es el producto de las erradas estrategias que emanaban desde el PH de la campiña, que promovieron el incremento irracional de costos, el abandono y destrucción de la producción proveniente de las áreas tradicionales. La culpa de la destrucción de la industria no es de la FPO; ella fue solo el instrumento de la corrupción, de la ineficiencia y de las malas decisiones de directivos, contratistas y políticos corruptos.
Algunos críticos opinan erróneamente que la FPO es una operación costosa al barril actual y que requiere por sobre los $80 @ $100 para arrojar ganancias, perdiendo de vista la verdadera razón del infortunado desenlace de la FPO.
Alguien se ha preguntado; ¿porque a lo largo de la mayor porción de los 90 y hasta mediados de 2003 cuando el barril (OPEP) se movió en una banda de $ 18 @ $26, las operaciones de "Petrozuata" eran rentables aun habiendo financiado sus mejoradores y reconociendo gastos corporativos unitarios muy superiores a los de nuestra industria? ¿Porque PDVSA con un barril muy superior en términos del barril real iba a dejar de serlo?
En retrospectiva, la inserción en 1978-1879 del proyecto "Guanipa 100" en la antigua "Meneven" tuvo serios tropiezos por las limitaciones tecnológicas prevalecientes para aquel momento en perforación direccional, control de arena, manejo de efluentes y particularmente en producción mejorada. No habían sido perfeccionadas por ejemplo las variantes de la generación de vapor de fondo y ciertamente no existía la generación solar hoy vigente. Nuestros crudos pesados/extra pesados (X/Xp) no tenían la necesaria proyección en los mercados dada la uní direccionalidad y mono dependencia de la visión "mitocrática". El proyecto fue en realidad atractivo pero distorsionado en su esencia y muy mal manejado.
Mas adelante a partir de 2006-2007, la razón real del porque los costos de desarrollo de la FPO se aceleraron, reposa en la misma política que emanaban desde la directiva que encabezaba Ramírez y del equipo que manejo el proyecto como una especie de estado independiente derrochando y malversando presupuestos entre corrupción y trafico de influencias. La producción de los activos convencionales muestra sus síntomas de deterioro apenas arranca la actividad propia en la FPO en el entorno de 2006-2007, cuando se expropian operaciones de las asociaciones estratégicas otrora en manos de ciertas transnacionales estadounidenses, para luego agudizar su desmoronamiento a partir del desplome del barril a mediados de 2014.
En primer lugar el deterioro creciente en la producción de liviano/mediano impulsó mortalmente los requerimientos de importación de crudo y producto comparado con el periodo 2002-2005 en una proporción de 2:1 entre 2006-2010 y de 7+:1 desde 2012-2017, alimentado por la catástrofe aun no explicada de la refinería de "Amuay" en 2012 donde Ramírez tiene mucho que explicar.
El impacto en costos unitarios de la adquisición de dichos crudos y productos varía con el costo ocasional del barril, sin embargo porcentualmente se estima en alrededor del 40% @ 60% del componente del barril mejorado y también del de mezcla por las proporciones utilizadas. No significan lo mismo esos $5 @ $7 que cuesta producir un barril de crudo liviano/mediano del lago, norte de Monagas o Anaco, al costo de comprar en el mercado spot un barril de crudo equivalente a $45 o $55 para luego cargarlo a la operación. No significa lo mismo llevar una operación de manera eficiente, técnica y financieramente rigurosa, que llevar una donde la eficiencia tecnológica es despreciada y donde el control financiero esta en manos de corruptos y de la corrupción. Donde como en el caso actual, para poder tomar una decisión técnica tienes que explicar el abecedario a la directiva y la alta gerencia, porque sencillamente son iletrados y desconocen la materia.
Con el solo hecho de remover el componente del costo del crudo importado, el descenso proporcional en el costo unitario del barril de la FPO se contrae apreciablemente; no hablemos del resto de las variables que hoy están fuera de control. Pero repetimos; aun así la idea es que PDVSA NO opere la FPO, más si que impulse y acelere su desarrollo. Con lo anterior en mente, quien venga a decir que el crudo de la FPO no merece ser producido sencillamente ignora la realidad de la industria y sobretodo de sus operaciones.
MAL PRAXIS EN LA FPO:
Durante las dos ultimas semanas del mes de Septiembre, la producción de ciertos campos de la FPO tuvo que ser cerrada por una notoria disminución en la capacidad de almacenamiento y una creciente dificultad en el acceso a diluente. La mayor porción de los campos cerrados serían aquellos con mayor acarreo de impurezas hacia los centros de recolección y tratamiento.
Las cifras de producción y la calidad del crudo proveniente de la FPO han estado siendo crecientemente cuestionables. El crudo de la FPO fluye como cualquier otro crudo desde la formación con impurezas; agua, arena, metales, minerales entre otros. Estas impurezas deben ser removidas hasta llevarlo a especificación mediante ciertos tratamientos que involucran calor, mezcla, químicos, residencia, aireación. En el caso del crudo X/Xp estos procesos pueden llegar a ser tediosos si no se cuenta con los elementos y la tecnología necesaria. Ese parece haber sido el caso de PDVSA particularmente a partir de 2012.
En la FPO hay casos documentados que le pararían los pelos de punta a cualquiera. Llama poderosamente la atención que para 2018 (se estima peor ahora), no se certificaban desde 2012 los sistemas de medición de crudo en línea los cuales son vitales para la fiscalización y balance de producción y diluentes (operada vs. fiscalizada). Precisamente desde prácticamente el arranque de las empresas mixtas.
Es decir, la distribución de la producción proveniente de los 4 bloques operados en la FPO era dudosa y por ende las cuotas propias y las de los socios eran "determinadas" en función de hacia donde "soplaba el viento" o endeblemente soportada por las erráticas baterías de separadores de prueba fijos por las debilidades inherentes que presentan en ese tipo de crudo. La necesidad de control "químico" para llevar a especificación el crudo proveniente de los campos no es a menudos satisfecha, impactando otros procesos aguas abajo, así como también la calidad del barril entregado. Todo ello hace recordar el caso de la detención de Pavel Rodríguez y otros en PDVSA norte de Monagas [https://www.laiguana.tv/articulos/74106-pavel-rodriguez-pdvsa-oriente-detenido-maquillar-cifras/] por presuntamente alterar cifras de producción.
Es decir, si se desconoce, si no se tiene control sobre lo que se produce y si el crudo se sale de especificación con frecuencia, cómo hacen para prorratear cuotas, costos, pagos y sobretodo márgenes entre PDVSA y sus socios?
Bajo esa premisa, difícilmente podría ser atractivo para la nación, ni la FPO, ni ningún otro activo productor de hidrocarburo. Es necesario que se ponga orden en la industria inmediatamente. Aquellos que hoy poseen en sus manos el poder de decisión, deben reflexionar y voltear la mirada hacia PDVSA, analizar las consecuencias de sus actos y tomar las decisiones que haya que tomar para reparar el inmenso daño ya causado, pero que aun se está a tiempo de revertir.
