La Luna, La Faja, Boscán, Chevron  y… Alicia en el País de las Maravillas

Consideraciones sobre reservas y potencial de producción

Carlos Mendoza Pottellá

Hablar de la magnitud de los recursos de hidrocarburos de Venezuela de manera problemática puede parecer una inútil discusión bizantina, dadas las proporciones oceánicas de la misma.

Sin embargo, y en mi particular opinión, uno de los problemas centrales en el  desarrollo de la industria petrolera venezolana lo ha constituido, desde los años 80 hasta nuestros días, la proliferación de estimaciones exageradas de las reservas probadas disponibles en el país, las cuales se han convertido en fundamento de todos los fracasados y ruinosos planes de expansión de la producción formulados desde entonces hasta el presente año.

Y precisamente porque no es una discusión saldada y porque hoy emergen, en medio de la catástrofe nacional, nuevas propuestas que reviven los sueños de resurrección,  creo pertinente reiterar y remozar  viejos planteamientos sobre el tema. Algunos no tan viejos, porque transcribo en esta oportunidad los formulados   en fechas tan recientes como el pasado 7 de enero[1].

Partiendo de la gigantesca base yacente de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se concentra en Venezuela, se han establecido y se siguen promocionando metas de producción divorciadas de toda factibilidad, tanto en términos económicos, políticos, o simplemente físicos, en función de las cuales se han programado e iniciado la ejecución de megaproyectos inviables y por ello mismo, reitero, fracasados.

Hoy en día y vistas las perspectivas energéticas globales, una gran parte de las inversiones realizadas en esos proyectos, aparte de cimentar fortunas privadas, ha dejado sembrado al territorio nacional con activos varados, irrecuperables[2].

El mecanismo de partida para la formulación de esos proyectos ha sido siempre la conversión arbitraria de porcentajes crecientes del “petróleo originalmente en sitio” –petróleo “in situ”- en reservas probadas., magnitudes claramente definidas que refieren, respectivamente, al todo y a una de sus partes, a saber:

La primera de ellas es el todo, un dato relativamente estático, resultante de la evaluación geológica de los yacimientos y de los parámetros técnicos y físicos que los delimitan, el cual designa al volumen total de petróleo  que, con diversos  grados de certeza, se presume que existe, yace, en una  localización, país o región. Como, por ejemplo, en las cuencas sedimentarias de Venezuela: Desde hace 80 millones de años, y como parte de los depósitos de la Formación La Luna en todo el norte de la América del Sur, desde Ecuador hasta el norte del Brasil[3],

En una segunda instancia, de carácter técnico-ingenieril se incorporan al análisis los datos sobre el estado de las tecnologías de extracción, disponibles y requeridas por las características de ese yacimiento, para determinar el volumen de “recursos técnicamente recuperables”[4].

Y finalmente, se determinan las reservas posibles y probadas, las cuales constituyen una magnitud variable que se calcula como el porcentaje de esos recursos técnicamente recuperables que es factible extraer, dados los costos, precios y circunstancias prevalecientes en el mercado a corto y mediano plazo.

Entre el parámetro de la existencia física establecida por la exploración y la variable de los   las reservas posibles, probables y probadas se identifica un conjunto de etapas sucesivas, desde lo irrecuperable a lo recuperable, desde la incertidumbre a la certeza, que recorren el camino creciente de la factibilidad que termina en las reservas probadas. Etapas que organismos técnicos especializados, como por ejemplo, la Sociedad de Ingenieros de Petróleo de los Estados Unidos (SPE) esquematizan de la siguiente manera:

[5]

Como corresponde a una magnitud variable, las reservas probadas disminuyen cada año, con la producción o por el descuido y la falta de mantenimiento específico de su capacidad productiva.  Por el contrario,  se incrementan con las nuevas perforaciones de avanzada, desarrollo y nuevos descubrimientos, con los métodos de recuperación secundaria ampliada para la generación de nuevo potencial  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.

El porcentaje del petróleo in situ que resulta de toda esa actividad es lo que se denomina como factor de recobro. Y es en este porcentaje donde entran en juego los factores  extra geológicos, de manera determinante, el “afilamiento de los lápices” de los planificadores políticos y gerenciales de escenarios de ensueño: en el ámbito de las revisiones y certificaciones, basadas simplemente en presunciones fantasiosas, demagógicamente motivadas y con consecuencia ruinosas.

Para poder evaluar con cierto nivel de certeza el actual potencial de producción de la industria petrolera venezolana es pertinente revisar todo el proceso crítico vivido por esa industria, desde sus niveles de máxima capacidad hasta las lamentables circunstancias actuales.

Proceso determinado, en primer lugar por más de 100 años de producción que condujeron, pasada la primera mitad de los mismos, al inevitable inicio del agotamiento físico  paulatino de las reservas probadas hasta entonces,  pero acelerado posteriormente, desde los años 80, por las políticas volumétricas que dejaron de lado las normas establecidas internacionalmente para la conservación de ese potencial, verbigracia el cuidado y mantenimiento estable de la relación gas/petróleo.

Finalmente, las apresuradas decisiones estratégicas para el desarrollo del gigantesco acervo in situ de crudos extrapesados de la Faja del Orinoco, generador de sueños de reversión de las tendencias declinantes de las reservas y de eterna felicidad petrolera, dieron pie a una ineficiente  gerencia  de los procesos productivos, en particular al descuido del mantenimiento y desarrollo de las capacidades existentes y, consecuentemente, una vez más,  a la caída del  potencial productivo real.

Todo ello fue impactado negativamente por una creciente proliferación de prácticas corruptas y, finalmente, por el cerco impuesto desde 2017  por las sanciones de los Estados Unidos contra el país.

Miles de Barriles Diarios

Los planes y escenarios expansivos para la recuperación  de ese potencial, que se han planteado en la industria petrolera desde 1983 hasta nuestros días, fueron realizados, como ya referí, a partir de la cuantificación exagerada de los recursos petroleros disponibles en la Faja Petrolífera del Orinoco y estableciendo metas inalcanzables con los recursos financieros disponibles en cada oportunidad:

La historia de esa tragedia  se  registra parcialmente en el siguiente gráfico –el cual presento sólo catorce de esos planes, formulados y reformulados de manera contumaz en el transcurso de 41 años y con una frecuencia casi anual- y en el cuadro con los datos que lo sustentan. La desmesura e inviabilidad de los desembolsos financieros requeridos en cada oportunidad es presentada en el cuadro subsiguiente, con el ejemplo de uno de ellos, el correspondiente al Plan de Inversiones 2015-2019.

Desde luego, muchos de los promotores de estos planes lo hicieron desde la seguridad de que los costos de cada uno de esos fracasos no saldrían de sus haberes particulares y que, por el contrario, eran jugosas oportunidades de negocios, proporcionales a sus megalíticas dimensiones. Para asumir los costos nunca redimidos estaba el deleznable “petroestado” y sus millones de parásitos rentistas.

[6]

La realidad física del Campo Faja[7], estimada en 1967 por los geólogos venezolanos José Antonio Galavís y Hugo Velarde (698 mil millones de barriles) y reevaluada más tarde por el US Geological Survey con una estimación “promedio” de un billón cuatrocientos mil millones de barriles, (1.400.000.000.000 para ser gráficos) es tal, que determina la existencia en esa localización de la mayor acumulación petrolera individual del mundo.

Esa inmensidad es integrada, en su mayoría, por petróleos extra-pesados, [De peso específico superior al del agua /o de “gravedad”  inferior a 10 grados según la escala inversa del American Petroleum Institute] para cuya tratamiento en refinerías convencionales se requiere de muy costosos procesos de “mejoramiento”.

Dichos crudos también se pueden hacer comerciales mediante su mezcla con petróleos livianos o naftas, tal como se ha realizado en el país desde hace varias décadas, aunque hasta ahora en  proporciones poco significativas respecto al total de los recursos técnicamente recuperables estimados.

Las referidas cifras del US Geological Survey sobre la Faja del Petrolífera del Orinoco  se presentan como  estimaciones de 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 técnicos de recobro, de 15, 45 y 70 por ciento.

A partir de esas estimaciones, el USGS, calcula los posibles recursos técnicamente recuperables, con factibilidades de 95, 50 y 5 por ciento respectivamente: 380, 512 y 652 mil millones de barriles. Estos volúmenes constituyen –como ya se ha dicho- resultados estrictamente físicos, dadas las condiciones del yacimiento estudiado y sin hacer ninguna mención a costos, mercados y precios.

Unidad de evaluación de la Faja del Orinoco.  Análisis de resultados

Total de recursos petroleros recuperables no descubiertos

 Regional distribution of estimated technically recoverable
heavy oil and natural bitumen in billions of barrels (BBO).

___________________________________________________________

The largest extra-heavy oil accumulation is the Venezuelan Orinoco heavy-oil belt, which contains 90 percent of the world's extra-heavy oil when measured on an in-place basis[9].

Y aquí está el meollo de la cuestión: la existencia de “recursos petroleros técnicamente recuperables”, sin consideración de las circunstancias económicas vigentes y en perspectiva, no basta para definir reservas probadas. Pero, como es evidente, esas son minucias técnicas para los planificadores venezolanos.

En la segunda tabla se puede observar como el South America Heavy Oil, con un factor de recobro del 13% del petróleo in situ, resulta en recursos “técnicamente recuperables” de 265,7 mil millones de barriles.

Coincidencialmente, una cifra muy similar a la que, cuatro años antes, en 2005, los estrategas de PDVSA tenían prevista para añadir, por “decisión soberana”, a las reservas probadas para alcanzar una cifra total de 313.000 millones de barriles:

Para acercarnos a esa innovadora metodología del cálculo de reservas probadas,  veamos cómo se registraba tradicionalmente la evolución de las reservas en el Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) del antiguo  Ministerio de Minas e Hidrocarburos y podremos observar cómo, ya en 1986 y por una “revisión” extraordinaria, comenzaron a emerger  las novísimas reservas de la Faja.

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 remanentes al 31 de diciembre de cada año.

En las cifras presentadas por el PODE 1986 se registra la primera “revisión extraordinaria” para incluir 26.065 millones de barriles de la Faja del Orinoco. No se conocen los fundamentos de esta primera revisión, como no fuera la estimación algo voleo de que “algo debe ser factible en esa inmensidad de recursos yacentes, como mínimo un 5% de las estimaciones de Galavís y Velarde”

En el siguiente cuadro se observa una continua evolución ascendente de esas reservas, hasta el 2008, cuando pegan el primer salto como consecuencia de la “revisión” de 74.137 millones de barriles, para colocar las reservas totales en 172.323 millones de barriles.

De allí en adelante, tal como lo registra la siguiente lámina del PODE 2013, en 2009 y 2010, dos saltos más de 35.525 y  80.211. De tal suerte, en 2013, ya las “reservas probadas” estaban en 298.353 millones de barriles.

En ambos cuadros se evidencia que la inmensa mayoría de los volúmenes registrados a partir del 2006  para presentar un incremento constante de las reservas remanentes totales son el resultado de las “revisiones” determinadas por la “certificación de las reservas de la Faja del Orinoco”, la cual consistió fundamentalmente en un aumento arbitrario del factor de recobro, desde el también arbitrario 8%  de los años 80, hasta un más irreal 20 por ciento.

Ello se confirma en el siguiente cuadro, elaborado a partir de las cifras del Informe General de Actividades de PDVSA hasta 2016:

 [10]

Obsérvese que cada año, a partir de 2011, las revisiones continuaron creciendo entre mil y dos mil millones de barriles, cifras que superaban, la producción de cada uno de esos períodos.  Una evidencia más de que se trataba de operaciones cosméticas para mantener las reservas probadas de Venezuela sobre la mediática cifra de 300 mil millones.

[11]

Al comparar la magnitud de las reservas probadas para 2016 con la producción anual reportada por PDVSA en ese mismo año, el resultado es que las mismas durarán, en promedio, más de 335 años. Este es un promedio que comprende a los campos recientemente “certificados” en 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 como máximo.

Por ejemplo, en los campos de la Faja del Orinoco originalmente denominados Zuata Principal y Cerro Negro, se “certificaron”  reservas probadas de 120.000 millones de barriles, los cuales, a las tasas de extracción vigentes en ese año se agotarían entre 500 y 600 años, lapsos cuya sola mención contradice el concepto de reservas probadas. 

[12]

Tales cifras forman parte de las que condujeron, a la formulación de los ya referidos planes expansivos con metas de producción de 4 a 6 millones de barriles diarios. Todo indica que en los planificadores petroleros pesaba la urgencia de demostrar que las ingentes reservas estimadas por ellos eran, en realidad, factibles de desarrollar rentablemente en el corto y mediano plazo.

La verdad es que las magnitudes certificadas como “reservas probadas” por los especialistas en alquimia de yacimientos de la empresa Ryder Scott no son tales, sino que parten de su magnitud física absoluta, el petróleo in situ y toman la  ya citada estimación promedio de recursos técnicamente recuperables del Servicio Geológico de los Estados Unidos, 513.000 millones de barriles, para aplicarle el 20%, previamente decidido por el cliente, como factor de recobro. Una linda manera de ganarse los millones de dólares que pagó PDVSA por esa “certificación”.

La propia PDVSA confiesa inadvertidamente cómo se gestó el fiasco de la certificación. Por la módica suma de 557 millones de dólares se perforaron 146 pozos para  incorporar, con los datos obtenidos superficialmente y vía revisión de escritorio, 219 mil millones de barriles a las “reservas probadas”. ¡El negocio del milenio![13]

Las cifras oficiales venezolanas para 2013 sobre los recursos y reservas petroleras, discriminadas campos y yacimientos en las principales áreas productoras se resumen en la siguiente lámina. [14]

Al comparar la cifra registrada como petróleo originalmente en sitio (POES), 1.790.579 millones de barriles y la de reservas probadas, 298.353 millones, se comprueba la estimación de un factor de recobro global de 16,7%.

Al ritmo de producción de ese año, 2.894.000 barriles diarios, 1.056 millones de barriles anuales, las reservas probadas durarían 282,5 años, pero si se materializaran los proyectos de producir 6 millones de barriles diarios, alcanzarían para 136,2 años. Y así, durante 364 días de cada uno esos años, más 1 cada bisiesto, las tres próximas generaciones de venezolanos rentistas celebrarían fiestas de “no cumpleaños” junto al Sombrerero Loco… si la transición energética les es leve.  

Estimaciones independientes de firmas internacionales, colocan las cifras  de reservas venezolanas en niveles más moderados, cónsonos con el descuento de la arbitrarias “revisiones” que ya se mostraron. Ello sin dejar de considerar su significativa magnitud en el contexto mundial.

Tal es el caso de Rystad Energy, cuyas estimaciones para 2019 y 2021 se registran en el siguiente cuadro, y colocan a Venezuela en cada oportunidad como noveno o undécimo país con reservas petroleras probadas, suficientes para sostener una producción de 2 millones de barriles diarios en 90 o 60 años, según las circunstancias del mercado.

   [15]

No es necesario enfatizar que se trata, de todas maneras, de magnitudes gigantescas a nivel global, pero una producción de 2 millones de barriles diarios durante 60 años es inaceptable para las pretensiones de seguir contando con la palanca de la renta petrolera hasta el fin de los tiempos.

Un escalón indispensable en el intento de poner los pies sobre la tierra, es el análisis de otro concepto operativo de la industria petrolera: las reservas probadas desarrolladas, denominación  que alude a los yacimientos petroleros con equipos de producción instalados (pozos productores, oleoductos, estaciones de bombeo, etc.) conectados a puertos y refinerías. Vale decir que se trata de la base de la producción inmediata y de mediano plazo.

Los siguientes gráfico y cuadro de PDVSA nos introducen, de lleno, en la discusión que hemos venido planteando, al mostrarnos como, solamente el 4% de las “reservas probadas certificadas” hasta 2013 eran efectivamente “desarrolladas”.

El análisis de estas cifras de reservas probadas desarrolladas es muy importante en la coyuntura actual. Esas eran las que estaban realmente disponibles en 2013, precisamente el año a partir del cual comenzó la caída vertical de la producción, inicialmente por razones vinculadas al descuido de las actividades de mantenimiento y generación de nuevo potencial en los campos convencionales y posteriormente debido a las sanciones impuestas por Estados Unidos.

El primer factor está registrado en láminas de la propia Rendición de Cuentas Enero-Septiembre 2013 de la  Vicepresidencia de Exploración y Producción de PDVSA, en las cuales se observa la caída de esas actividades entre 2008 y 2013. Para muestra, varios botones:

El rendimiento negativo de esa mil millonaria inversión, tanto en términos de disminución de la producción diaria en casi 500.000 barriles diarios, como el curso declinante de la capacidad potencial, son atribuidos y justificados con las diversas complicaciones técnico- operativas puntuales, tanto en la “Rendición” citada, como en análisis de algunos observadores externos, como por ejemplo, la siguiente, de la Agencia IPD Latin America:

Sin embargo, esta relación de factores reales  inmediatos elude  la causa fundamental, centrada en las erradas decisiones, de carácter estratégico que han sido tomadas en los últimos 40 años y que ya he señalado.

En la lámina anterior, de PDVSA sobre el comportamiento histórico de la producción, se puede observar que en 2015, la producción de la Faja del Orinoco registró un máximo de 1 millón 320 mil barriles diarios, cantidad muy cercana a la plena capacidad instalada en esa área, de 1,4 millones de barriles diarios. Por el contrario, la producción de las áreas convencionales en 2016, de 1 millón 198 mil barriles diarios, fue el resultado de una caída de 699.000 barriles diarios a partir de 2010.

La producción total del país entonces, 2.494.000 barriles diarios, fue el último registro antes de comenzar la vigencia de las sanciones norteamericanas y marca el más bajo nivel del curso declinante autoinflingido que venía manifestándose en ese baremo desde el máximo de 2008, 3.254.000 barriles diarios, tal como se registra en el gráfico presentado al inicio de esta exposición sobre el tema.

Para mayor abundamiento, inserto aquí gráficas realizadas en esos años por otros colegas, los cuales, por distintas vías presentan esa divergente evolución de la producción de las siguientes segregaciones: liviano, “mediano” y pesado-extrapesado.

Entrecomillo el “mediano”, porque en verdad, en las estadísticas internacionalmente aceptadas, ese intervalo, entre 23° y 30° API, es clasificado como pesado:

Manes de las ofertas publicitarias oficiales, las cuales solo compramos los venezolanos, como siempre, desprevenidos.

Para ensombrecer aún más la cuestión, el gráfico presenta en un solo agregado a los pesados y extrapesados, pero no deja de mostrar la tendencia de caída de la producción liviana y “mediana”. Vale decir, los de mayor gravedad API en la cesta de crudos venezolanos.

El siguiente gráfico es más explícito, porque compara las producciones de los campos de oriente, occidente y la Faja del Orinoco:

Desde luego, siempre será factible explicar que este es el resultado de la evolución “normal” de yacimientos centenarios y en franca declinación, frente a la gigantesca promesa de la nueva Faja.

Esta fue la explicación presentada por el Ex Ministro Rafael Ramírez en una reciente comparecencia en el programa “Vladimir a la Carta”, haciendo mención directa de mi persona, al sostener que la elección era entre campos que producen 50 barriles diarios y otros que producen 2000[16]. Como caso paradigmático, ahora es procedente referir un caso específico que muestra lo tantas veces afirmado respecto a la significación del descuido de nuestros campos convencionales.

Se trata del Campo Boscán, joya de la corona Chevron, asociada con PDVSA en Boscanven para la operación  del mismo.

Pocos se explican la insistencia de esa corporación en tramitar, durante los ya casi 5 años de vigencia de las sanciones norteamericanas contra PDVSA, de licencias de la OFAC para mantenerse en el país. Sobre todo si revisamos las estadísticas oficiales venezolanas, que presentan una imagen poco favorable de ese campo: en operaciones desde 1945 y con unas reservas remanentes bastante disminuidas de 1.481 millones de barriles, y con una producción en torno a los 100 mil barriles diarios que le augura unos 33 años de duración.

Pues bien, veamos cual es la fuente del optimismo Chevron:  el caso es que, en realidad, y según datos no muy recientes, pero mantenidos en el bajo perfil corporativo, Boscán es uno de los campos gigantes con los cuales cuenta Venezuela. Así lo registra la Asociación de Geólogos de los Estados Unidos, AAPG:

The Boscán Field is a giant heavy oil field located on land 45 km SW of Maracaibo, Venezuela. It was discovered by Richmond Exploration Co. in,1947. Over the 58-year-life of the field, 797 wells have been drilled with 522 of them currently active. Field dimensions are 20 km by 35 km and depth to top of the reservoir ranges from 4500 to 9200 feet subsea. The reservoir is predominantly the Eocene Misoa Formation consisting primarily of channels and bars in a tidal-dominated depositional environment.

…

OOIP (petróleo originalmente en sitio) is estimated to be between 25 and 35 billion bbl of oil, current production is 113,000 BOPD, and a cumulative produc­tion 1.2 billion bbl of oil.[17]

Es decir, se ha producido, en 75 años, entre el 3,4 y 4,8 por ciento del petróleo originalmente in situ.

Desde luego, reiniciando y ampliando las operaciones, volviendo al mantenimiento de sus 522 pozos activos y recuperables, se podrá determinar con precisión la cantidad que es factible extraer con tecnología convencional actual y establecer las reales reservas probadas, paradójica y contradictoriamente minimizadas en las cifras oficiales  de 1.483 millones de barriles en 2013, los cuales constituyen sólo  2,3  a 4,3 por ciento del petróleo remanente.

La importancia de los 30.000 millones de barriles de Boscán se puede evaluar al compararla con los datos de una nota periodística reciente:

Los dos yacimientos de petróleo y gas natural más grandes del mundo se encuentran en la cuenca del Pérmico y Arabia Saudita, con reservas remanentes estimadas de 50.000 MMBbls y 300.000 MMPC y 58.000 MMBbls y 333.000 MMPC, respectivamente[18].

 ¿Y Chevron...? Salivando como el perro de Pavlov ante perspectivas que conoce y sabe muy promisorias…  y haciendo lobby entre Washington y Caracas.

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Volviendo al nivel nacional, y tomando en cuenta todo el acelerado proceso de deterioro posterior a 2016, manifiesto en la abierta canibalización de sus instalaciones de producción, convertidas en alimento para  la exportación de chatarra, dada la manifiesta incapacidad de custodia y mantenimiento y la autofagia imperante para poder sostener niveles mínimos de producción, con pequeñas compañías sin capacidad financiera para asumir las inversiones requeridas, no es arbitrario inferir que el potencial actual de la Nación está hoy muy por debajo de la magnitud registrada.

Para poder estimar su situación, es necesario partir de los resultados operativos conocidos hasta ahora y de las informaciones extraoficiales que avanzan estimaciones, las cuales colocan esa cifra en 1 millón 800 mil barriles diarios.

Ese dato no es verificable, dada la opacidad oficial amparada en la Ley Antibloqueo, pero se puede contrastar con los resultados registrados por la OPEP durante los últimos años y los proyectos de inversión que se publicitan en medios académicos extranjeros frente a la posibilidad de un cambio de gobierno. Uno de ellos en particular aporta datos recopilados entre empresas privadas con amplio conocimiento de las instalaciones productivas venezolanas por haber sido sus operadores directos durante varias décadas:

 [19]

Rystad Energy, adelanta una estimación específica para la Faja del Orinoco, según la cual, con un precio de equilibrio promedio de 59 dólares el barril, en ella se podrían desarrollar hasta 20.000 millones de barriles, la cual no es una cifra despreciable, pero que la coloca como la tercera fuente petrolera más costosa después de Canadá y el resto de países del mundo con pequeñas acumulaciones petroleras. 

Con esas circunstancias, la mencionada estimación de 1 millón 800 mil barriles diarios de potencial actual luce bastante exagerada, siendo más bien una meta a alcanzar en el mediano plazo y con ingentes inversiones.

Esa perspectiva pesimista es reforzada por los registros de producción generalmente aceptados, como los de OPEC Monthly Review, cuyo de reporte del 12 de mayo, con cifras hasta el pasado abril, en sus dos vertientes de comunicación directa y fuentes secundarias, muestra un estancamiento en los niveles de producción desde cuarto trimestre de 2021 al primero de 2022, con promedios en el entorno de los 700 mil barriles diarios:

Al igual que las reservas, la capacidad potencial total en cada momento es un indicador variable, dependiente de costos y precios, pero que tiene una base física, el estado de en la infraestructura instalada, independientemente de su nivel de diseño. Estado que reiteramos,  y como es público y notorio, es de evidente deterioro.

Las posibilidades de recuperar ese potencial de producción están vinculadas a montos de inversión como los citados en las diversas ofertas de participación del capital extranjero en el manejo y control de la industria petrolera venezolana.

La resignada postración ante esa perspectiva es generalizada, al punto de que la discusión planteada hoy, en el sector oficial, es en torno al nivel de retroceso institucional, legal y constitucional incorporado en los nuevos convenios que se ofrecerán a las corporaciones que asumirán esa tarea. Desde hace más de tres años se vienen postulando desde la propia PDVSA y con timidez,  los pasos a tomar en este sentido:

Veamos, por otro lado, una muestra muy reciente, que parte de la tradicional visión optimista, pero que hoy luce casi delirante, de las potencialidades y ventajas comparativas de la industria petrolera venezolana y las perspectivas globales del petróleo en la matriz energética en las próximas décadas:

… Reducir el costo de producción, del  monto actual que es muy difícil de establecer, a unos US$18 por barril, y de ahí ir bajando con las inversiones y las eficiencias  necesarias a lo que fue nuestro costo histórico de alrededor de los  US$8 dólares por barril. Entonces, cuando hablamos de precios  petroleros que pueden estar entre US$60 y US$90 por barril y de  costos de producción que se pueden reducir a US$8 por barril,  yo creo que es difícil que haya un sector más competitivo, en  el caso venezolano, que el petrolero.

… En 2050 empezaremos a  ver un gran declive en el uso de los recursos no renovables en  favor de la energía limpia, verde y renovable. Esto por supuesto  abre una ventana de oportunidad de 30 años, pero esa ventana  va a ser aún más grande en aquellos países que tengan costos  de producción o costos operativos muy bajos, como es el caso  venezolano, es decir, nosotros podríamos producir petróleo  quizás no por los próximos 30 años, sino por los próximos 50, una  vez que reanudemos el crecimiento económico.

…  El ingeniero Juan Szabo ha presentado y readaptado modelos  económicos en función de lo que podemos esperar del sector  petrolero y del gas si hacemos las cosas bien… Ha mostrado la posibilidad de  que, en ocho años, con una inversión de alrededor de US$100.000  millones, se logre una producción petrolera de más de 2,7  millones de barriles por día. Entonces, de cara a 2030, si el cambio  se produce hoy, tendríamos una producción petrolera cercana o  un poco por encima de la registrada en el período de 1998 a 2012,  como promedio. Efectivamente entre 8 y 10 años se podría llegar a una producción de alrededor de los 2,8 millones de barriles diarios, una producción de gas cercana a los 13.000 millones de pies cúbicos, una capacidad de refinación interna de 700.000 barriles por día, una capacidad de mejoramiento de los barriles de la Faja de alrededor de unos 700.000 barriles por día y, quizás más importante aún, bajar los costos de producción[20].

Debería obviar más comentarios para evitar reiteraciones fastidiosas, pero creo necesario señalar que la formulación de metas a partir de una percepción distorsionada de la realidad constituye un acervo nacional, colectivo, sin distingos de ideologías o parcialidades políticas.

Al respecto, y aunque ello sea volver a la época anterior a las sanciones norteamericanas,  basta con transcribir las también delirantes metas para 2018 que establecía PDVSA en 2013:

-  Objetivos estratégicos

Las metas volumétricas reflejarán los esfuerzos asociados al desarrollo acelerado de la FPO, dada la declinación de la producción de las Áreas Tradicionales de Occidente, Centro-Sur y Oriente del país. Sin embargo, en estas áreas tradicionales se orientarán los esfuerzos al mantenimiento de la producción buscando alcanzar el mayor porcentaje de éxito volumétrico.

 Desarrollo del gas Costa Afuera para satisfacer el mercado interno.

…

 Los grandes retos a los cuales se enfrentará la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son principalmente alrededor del gran desarrollo de la FPO; sin embargo se trabajará en el mantenimiento óptimo de los reservorios de petróleo y gas natural y de las instalaciones de producción que sustentan la actual producción. En cuanto al esfuerzo exploratorio, se mantendrán la actividad en nuevas áreas en búsqueda de petróleo condensado, liviano y mediano, así como de gas natural.

 -  Principales metas para el año 2018

Incrementar la capacidad de producción de petróleo hasta 5.819 MBD, de los cuales 2.616 MBD que corresponden a gestión directa; 704 MBD a empresas mixtas liviano-medianas; 664 MBD a empresas mixtas de la FPO y 1.835 a nuevas empresas mixtas en la FPO

Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 4,1 MMBD

Exportar un volumen de petróleo y productos de 4,8 MMBD

Aumentar la producción de gas natural a 11.839 MMPCD

Incrementar la producción de LGN a 296 MBD

 … PDVSA estima que su plan de inversiones necesitará, en el período 2012-2018, unos 266 mil millones de dólares para alcanzar una producción sostenible de 5.819 MBD de petróleo y 296 MBD de LGN. PDVSA espera proveer cerca del 78% de los fondos requeridos para este plan (207 mil millones de dólares), 18% por medio de inversiones con terceros (48 mil millones de dólares) y 4% en inversiones asociadas al Proyecto Socialista Orinoco (11 mil millones de dólares)[21]

Frente a este optimismo ancestral y generalizado en Venezuela, es pertinente presentar algunas visiones internacionales, ya de vieja data, sobre las perspectivas comparativas de los distintos crudos en los mercados actuales y futuros, las cuales colocaban y siguen colocando el punto de equilibrio –breakeven point- para el desarrollo de nuevos proyectos petroleros en Venezuela entre los más altos del mundo, por encima de 100 dólares el barril:

Finalmente, y más allá de esas minucias de costos y precios, es ineludible contrastar las ya registradas metas volumétricas nacionales, unánimemente optimistas, con las perspectivas contemporáneas del mercado petrolero global.

En primer lugar, en cuanto a la referencia a 2050 como fecha de inicio de la declinación del uso de los hidrocarburos como energéticos, basta con apelar a   fuentes que registran un consenso general diferente. En ese caso, muestro una gráfica de British Petroleum y de seguidas, la presentada recientemente por el Ing. Nelson Hernández:

  [22]

Vale decir, según ambas gráficas, que hay  analistas que consideran que el pico de la demanda ya se produjo en 2019 y otros, que ello será en 2030.

Ello confirma estimaciones registradas en trabajos anteriores:

Diferentes organismos especializados estiman que el pico de la demanda petrolera global será alcanzado entre 2028 y 2045, a saber: Rystad Energy 2028, McKinsey 2029,  Bloomberg y Wood Mackenzie 2035 y, como era de esperar, la OPEP, la más optimista, 2045.

Energy Intelligence estima que la demanda total sólo alcanzará el nivel del primer trimestre de 2017 en el tercer trimestre de 2021. 

Sin embargo, nuestros expertos domésticos, sin distingos, consideran, como ya vimos, que ese pico será en 2050. Si las consecuencias no fueran catastróficas, esto no pasaría de ser un inoficioso debate.

Por cierto que en su trabajo, el Ing. Hernández estima que los activos varados de energías fósiles para el caso venezolano serán:

De las reservas remanentes para el 2019, las de carbón no serían producidas en un  77 %, las de petróleo en un 91 % y las de gas en 67 %. En resumen el 89 % de las reservas de energías fósiles no serían producidas. (Loc. Cit.)

Para las consideraciones del corto plazo, se inserta un reciente gráfico de Rystad Energy, el cual se explica por sí solo: fuera de Estados Unidos y su Cuenca Pérmica, ninguno de los países registrados allí espera aumentar su producción en el próximo año en más de 1 millón de barriles diarios.

Aterrizando finalmente en la contemporaneidad:

Las excepcionales y trágicas circunstancias determinadas por la invasión rusa a Ucrania han colocado al petróleo venezolano en el mostrador de un mercado que avizora una crítica insatisfacción.

A la manera de los zamuros, han despertado de su letargo las apetencias e ilusiones petroleras nacionales. Se destacan nuevamente las ventajas comparativas de  una industria que fue diseñada y fundada precisamente para el suministro de esos mercados. Toman fuerza las tradicionales propuestas expansionistas y de abandono de tiquismiquis “estatistas”.

Los pequeños tanteos del gobierno norteamericano y los “waivers” de la OFAC a Chevron y las cuatro empresas de servicios a pozos (Baker Hughes, Halliburton, Schumblerger y Weatherford) para mantener sus activos en el país, se convierten en noticias de primera plana y proliferan los cálculos sobre las ventajas comparativas del crudo venezolano para el suministro de las refinerías norteamericanas y del gas natural para una Europa sin suministros rusos.

Pues bien, al contrario de las propuestas y tendencias revisadas en las páginas anteriores, creo que es tiempo de esgrimir a favor de la Nación esas ventajas comparativas, sin dejación de soberanía, con conciencia de que se trata de una excepcional coyuntura crítica que no modifica las tendencias energéticas generales y que por ende, no puede dar pie al renacimiento del sueño rentista.

Entendiendo también que una cosa es proponerlo y otra la realidad, cuando el país se encuentra en la posición de George Floyd bajo la rodilla del policía de Minneapolis.   

Carlos Mendoza Pottellá

Junio 2022