Venezuela: de los recursos a las reservas, de las reservas a la producción

Para que Venezuela logre, de nuevo, aprovechar sus grandes recursos petroleros y gasíferos, necesita ser competitiva para atraer los capitales financieros y humanos necesarios que reconstruyan su industria de hidrocarburos.

El mito de ser el país con las mayores reservas petroleras del mundo ha nublado la visión de los venezolanos durante muchos años. Es una realidad que Venezuela cuenta con una geología extraordinariamente rica: más de 300.000 millones de barriles de petróleo y más de 270 billones (millones de millones) de pies cúbicos de gas natural que pueden ser técnicamente extraíbles, pero no necesariamente son reservas. Según el Sistema de Gestión de Reservas de Petróleo (PRMS, por sus siglas en inglés), redactado y aprobado por las sociedades profesionales más importantes del sector petrolero mundial, para que los volúmenes de hidrocarburos acumulados en el subsuelo sean considerados reservas deben ser no solo extraíbles sino también comerciales, y se necesitan planes de desarrollo con intenciones reales de ser llevados a cabo (Society of Petroleum Engineers, 2018).

La mayor parte de los recursos que han sido descubiertos y cuantificados en la Faja Petrolífera del Orinoco carecen de planes de desarrollo y los que están asignados a empresas mixtas están en duda. La producción petrolera de Venezuela ha caído, según la OPEP, en un 84 por ciento entre julio de 2016 y julio de 2020 hasta producir apenas 339.000 barriles por día. Esto indica, entre otras cosas, que no hay la confianza necesaria en el país para realizar las inversiones que permitan compensar la declinación y, mucho menos, crecer. Podría deducirse que Venezuela cuenta con enormes recursos contingentes (extraíbles, no comerciales o rentables) de hidrocarburos que, con los cambios necesarios, podrían ser convertidos en reservas.

Producción de petróleo en Venezuela, julio 2016-julio 2020
(millones de barriles por día)Fuente: OPEC, «Monthly Oil Market Report», agosto 2016-agosto 2020. https://www.opec.org/opec_web/en/publications/338.htm

El conteo de taladros activos, que sirve como indicador de la inversión en el sector, muestra que Venezuela —el país con el 18 por ciento de los recursos petroleros del mundo— y la provincia canadiense de Alberta —que almacena el 9,6 por ciento de las reservas globales y produjo en julio de 2020 cerca de tres millones de barriles de petróleo por día— promediaron 34 y 160 taladros activos, respectivamente, en los últimos cinco años. Actualmente, Venezuela no reporta taladros activos (Baker Hughes, 2020). Sin considerar las razones de la falta de iniciativas del Estado, la poca inversión privada en la industria venezolana de los hidrocarburos revela que el muy bajo riesgo de subsuelo es insuficiente para compensar el altísimo riesgo de superficie, caracterizado por inestabilidad política, inseguridad jurídica, corrupción y mafias, presencia excesiva del Estado, obligación de convivir con la actual PDVSA (un mal socio que, entre otras cosas, carece de criterios de negocio, técnicos y de seguridad industrial, además de ser irresponsable con el medioambiente), hostilidad y criminalización del emprendimiento, saqueos, inseguridad física para el personal e instalaciones, el marco fiscal más astringente del mundo para el negocio del petróleo, entre otras particularidades.

Número de taladros activos en Venezuela y Alberta, Canadá
(julio 2016-julio 2020)Fuente: Baker Hughes (2020).

Tener el recurso es condición necesaria, pero no suficiente, para la creación de valor para el país y su población. Chevron, en su reporte de resultados del segundo trimestre de 2020, confirma con mucha fuerza esta verdad. Esta empresa estadounidense ha sido un jugador de tradicional importancia en Venezuela. Llegó al país en la década de 1920; descubrió el campo Boscán, un gigante de crudos pesados, en 1946; se mantuvo hasta el proceso de nacionalización de 1976. Luego regresó al país en 1997 durante el período de Apertura Petrolera y en 2006, por medio de la ley de migración a empresas mixtas, pasó a asociarse con PDVSA en cuatro sociedades: Petroboscán (39,2 por ciento), Petropiar (30 por ciento), Petroindependencia (34 por ciento) y Petroindependiente (25,2 por ciento). Estas empresas mixtas y el proyecto de gas Loran-Manatee alcanzan volúmenes netos de petróleo y gas, para este socio, que podrían compararse con las reservas probadas de algunos países latinoamericanos, como Argentina, Colombia, Perú y otros.

A pesar de los ingentes volúmenes que Chevron tiene en concesión, su producción en el país, reportada en su informe anual de 2019, fue solo 34.000 barriles de petróleo por día: 35 por ciento de su producción de petróleo en América Latina y apenas 2 por ciento de su producción mundial. En la teleconferencia en la que se presentarion los resultados del segundo trimestre de 2020, Chevron informó que su producción en Venezuela se había reducido a 7.000 barriles por día. Además, comunicó pérdidas por más de 8.600 millones de dólares y especificó que descargó 2.600 millones (treinta por ciento de esa pérdida) de sus estados financieros, por deterioro del valor de sus activos en Venezuela. La sesión de preguntas y respuestas duró aproximadamente 45 minutos, y participaron once firmas, tales como JP Morgan Chase, Goldman Sachs, Morgan Stanley, Scotia Bank, entre otras. Venezuela apareció tangencialmente durante la cuarta pregunta referida a los impairments y, aunque los ejecutivos a cargo de la llamada hicieron esfuerzos para poner el tema venezolano sobre la mesa, este no fue de mayor interés para los analistas.

La indiferencia hacia el país con «las mayores reservas petroleras del mundo» podría ser explicada por el hecho de que el comportamiento de la acción de la compañía en la bolsa de valores de Nueva York está aparentemente desconectado de eventos que podrían afectar el negocio de Chevron en Venezuela, y está más relacionado con el desempeño del precio del petróleo en el mercado mundial. La comunidad de inversionistas ya había descontado los contratos con PDVSA del valor de la compañía. Sin embargo, aunque hay motivos para declarar los activos de Venezuela en pérdida, los ejecutivos de Chevron manifestaron su intención de permanecer en el país y proteger a sus empleados y sus programas sociales.

Precios de la acción de Chevron y del barril West Texas Intermediate (WTI) y acontecimientos relacionados con el desempeño de Chevron
(enero 2018-agosto 2020)
Fuente: Energy Information Agency: «Petroleum & other liquids», https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm. Nasdaq: «CVX historical data», https://www.nasdaq.com/market-activity/stocks/cvx/historical

Acontecimientos relacionados con el desempeño de la empresa Chevron

Fuente: Departamento de Estado del Gobierno de Estados Unidos: «Venezuela related-sanctions». https://www.state.gov/venezuela-related-sanctions/

Tiene mucho sentido para Chevron y otros socios querer mantenerse en el país. Luego del obligatorio cambio político, Venezuela podría ubicarse entre los lugares preferidos por las empresas energéticas, gracias a una combinación de ventajas irrepetibles que no se limitan a la riqueza de su geología. Más allá de los volúmenes conocidos, el desarrollo de las reservas petroleras venezolanas fue posible gracias a décadas de tradición y a innumerables estudios que integran información geológica y geofísica, petrofísica, de fluidos de yacimiento y de producción de más de 56.000 pozos perforados a lo largo y ancho de la geografía nacional. En la era de la ciencia de los datos y la inteligencia artificial, el valor de los datos es ampliamente reconocido. La riqueza en información podría ser inconmensurable si se combina con la experiencia de un gran número de profesionales, venezolanos e internacionales, de petróleo y gas que estarían dispuestos a aportar su esfuerzo para reconstruir, sobre nuevas bases, la industria venezolana de los hidrocarburos.

La infraestructura petrolera requerirá inmensas inversiones en mantenimiento, por muchos años de deterioro, pero no puede obviarse su existencia y su utilidad. El recorrido del petróleo desde el pozo hasta su destino ocurre a lo largo de unos 3.000 kilómetros de oleoductos que conectan los campos petroleros con los terminales de embarque, las refinerías y, en el caso de los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco, los mejoradores. En total la red de oleoductos venezolanos permitirá, en buenas condiciones, transportar 5,5 millones de barriles por día.

La operación de los oleoductos es de relativo bajo costo, gracias al desarrollo topográfico de suaves pendientes desde las provincias petroleras hasta los destinos finales del recorrido. En contraste, por ejemplo, en Colombia el costo de transporte es alto, debido a la topografía y la distancia entre las principales áreas de producción y los terminales de embarque. Específicamente, el crudo transportado por oleoducto entre los Llanos Orientales y el Terminal Coveñas en el Caribe colombiano debe recorrer alrededor de 850 kilómetros y librar tres cordilleras; su altura máxima es de casi 3.000 metros sobre el nivel del mar. Esto, además de añadir costos a la estructura de cualquier negocio, incrementa las emisiones de dióxido de carbono asociadas, debido a la energía requerida para transportar el crudo.

Venezuela cuenta, además, con una red de gasoductos que alcanza cerca de 850 kilómetros con capacidades de más de 1.100 millones de pies cúbicos por día. El hoy desbastado parque refinador podría alcanzar de nuevo su capacidad de refinación de 1,3 millones de barriles por día; está conectado con los campos con los oleoductos descritos y tiene acceso directo a terminales de embarque. Venezuela se localiza a unos cinco días de navegación de los principales puertos receptores de hidrocarburos en Estados Unidos, a 16 días de los terminales de Europa, a 40 días de destinos en Asia y el Pacífico. Esta posición privilegiada favorece la exportación de crudos y productos derivados, y de gas, así como la importación de equipos, materiales e insumos para el desarrollo del sector.

Otro elemento fundamental de la conveniencia del país para las actividades operativas es el acceso al suministro de energía. La capacidad instalada de generación del sistema eléctrico nacional asciende a más de 34.000 megavatios, de los cuales cerca de la mitad corresponde a plantas termoeléctricas y más del 47 por ciento es aportado por complejos hidroeléctricos, que proveen energía al país y a la industria de los hidrocarburos a costos muy competitivos que, al mismo tiempo, permitirían a las empresas operadoras cumplir objetivos de reducción de emisiones de carbono. En su mayoría, el país está electrificado gracias a más de 22.000 kilómetros de líneas de transmisión en niveles de tensión desde 115 hasta 765 kilovatios.

Es cierto que la mayor parte de la infraestructura nacional, no solo la petrolera, está destruida, pero no hay que empezar desde cero. Por ejemplo, en muchos países no hay plantas hidroeléctricas solo porque no cuentan con el potencial; el de Venezuela está probado y es indiscutible. Existe una gran combinación de bondades, pero también una estrecha ventana estratégica, compuesta de presiones ambientalistas, mejores y más baratas tecnologías de energías renovables, abundancia de recursos en países que dejaron de ser importadores tradicionales (como Estados Unidos) y competidores con petróleo de mejor calidad y marcos legales y fiscales modernos y atractivos para los capitales. Es obligatorio y urgente convertir a Venezuela en un destino abierto, seguro y atractivo para la iniciativa privada.

Para que Venezuela vuelva a ser una potencia petrolera es necesario un cambio profundo en modos de pensar y actuar con respecto a la relación del Estado con los hidrocarburos. Es preferible hacer crecer los ingresos del Estado por la vía del desarrollo que hacerlo por una carga fiscal excesiva e insostenible. También es recomendable promover un sistema legal y fiscal compatible con los sistemas de control y reporte financieros internacionales, así como con el PRMS. Es imperativo derribar, urgentemente y sin complejos, paradigmas cuyo poder perjudicial ha sido demostrado. Carlos Bellorín (2020) sugiere lo apremiante del cambio de sistema: «Nuestra industria de los hidrocarburos tiene que ser reinventada y rediseñada en su estructura, funcionamiento y foco, y para esto tiene que contar necesariamente con una nueva ley pensada para este propósito, que abandone los dogmas y sustente los cambios».

La propuesta de Ley Orgánica de Hidrocarburos, que se encuentra en discusión en la Comisión Permanente de Energía y Petróleo de la Asamblea Nacional, está fundamentada en el propósito de pasar del control al incentivo, y del monopolio estatal a la libre competencia. Permitirá las actividades de exploración y producción totalmente privadas e independientes, y creará la Agencia Venezolana de Hidrocarburos, un regulador y promotor imparcial del sector, entre otros cambios. La aprobación de esta ley es un paso esencial para convertir enormes recursos en enormes reservas, y esas reservas en altos niveles de producción que rendirán beneficios al país y a la sociedad.

Referencias

• Baker Hughes (2020): «International rig count». https://rigcount.bakerhughes.com/intl-rig-count
• Bellorín, C. (2020): «Sin miedo y sin reproche: la reforma del sector de hidrocarburos». Cinco8. 29 de abril. https://www.cinco8.com/author/carlos-bellorin/
• Chevron (2020): «2Q 2020 Chevron earnings conference call». 31 de julio. https://www.chevron.com/investors/events-presentations/2q-2020-earnings
• Society of Petroleum Engineers (2018): «Petroleum reserves and resources definitions». https://netherlandsewell.com/wp-content/uploads/2018/09/SPE_Petroleum_Resources_Management_System_2018.pdf

Javier A. Rodríguez, presidente ejecutivo de Bonpland Energy / (@rodriguezrja)