La dura realidad de la caída del potencial de producción
de petróleo de Venezuela
En la industria petrolera la producción de petróleo
está asociada a un potencial. Entiéndase éste como la capacidad de producir un
volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la
producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o
sube.
En la
generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa
diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga constante
en un tiempo establecido. En otras palabras, es el “colchón” que se utiliza
para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores. La
sumatoria de la capacidad producción de cada pozo, es el potencial del campo
donde el pozo está ubicado… y el potencial de un país, es la sumatoria de los
campos que se encuentran en producción.
Ahora bien, por razones físicas del yacimiento
petrolífero (caída de presión, restricción de flujo, etc.)… o por razones
mecánicas en el pozo (falta de electricidad, daños en bombas, etc.)… o por
indisponibilidad de equipos e infraestructura conexos con el pozo, el potencial
se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce
como Caída
de Potencial.
Es de aclarar que la caída de potencial es lo cotidiano
en la industria petrolera. Todo el esfuerzo gerencial, supervisorio y técnico
debe estar dirigido a mantenerlo e incrementarlo, si es el caso. Descuidar el
monitoreo del potencial conduce a fallas críticas de producción, donde muchas
veces es irreversible alcanzar el nivel que se tenía, y de lograrlo se requiere
tecnología, dinero y tiempo. Para efecto de comparación, a nivel mundial todos
los años deben compensarse alrededor de 5.4 MBD (Millones de Barriles Diarios)
correspondientes a la caída o declinación del potencial de producción.
En el tema que nos ocupa, PDVSA ha sido destruida en
todos sus fases operativas. El monitoreo del potencial se descuidó, y ahora
resulta cuesta arriba su recuperación. Hoy, resalta la pérdida de 1.6 MBD de
producción al compararla con la producción de 1998 de 3.2 MBD. Es decir, se ha
perdido la mitad del potencial de producción.
Igual ha ocurrido en el área del gas donde existe un
déficit de este hidrocarburo del orden de los 2300 MPCD (Millones de Pies
Cúbicos Diarios). O en el de refinación de petróleo, cuya actividad operacional
del parque refinador nacional se sitúa entre un 35 a 40 % de la capacidad
nominal, originando así la importación de gasolina y diesel para satisfacer la
demanda nacional. Aspectos que no serán analizados en esta oportunidad.
Hoy PDVSA es un cascarón vacío
La gráfica anterior muestra la producción de petróleo para el periodo 2012
– 2018, reflejada en el informe mensual de OPEP. La línea amarilla es la
producción que Venezuela informa a la OPEP y la línea azul es la cifra dada por
fuentes secundarias como la AIE, EIA, PIW, Bloomberg, etc. El diferencial entre
estas dos líneas, obedece a que Venezuela reporta disponibilidad (producción +
compras a terceros). El acercamiento entre ambas se debe a que Venezuela, por
limitaciones financieras, no está comprando crudo y productos para honrar sus
compromisos. Tal es el caso de la disminución de entrega de volúmenes a China,
Petrocaribe y ALBA. Lo anterior, induce a pensar que la falta de dinero desnudó
el verdadero potencial de producción de petróleo.
Un análisis de la información suministrada
a la OPEP por Venezuela, se observa una caída de producción del orden de 1.12
MBD, al comparar la producción de enero 2012 (2.82 MBD) con la de enero de 2018
(1.7 MBD). Obsérvese que a partir de octubre de 2013 (2.89 MBD), la producción
no ha dejado de bajar. Algunos expertos anuncian que la producción para finales
de 2018, puede estar entre 1.3 y 1.5 MBD.
Este anuncio está basado en que iniciar la
recuperación de PDVSA, luce hoy cuesta arriba debido a que no tiene el músculo
financiero y tecnológico para acometerla y peor aún no cuenta con personal
idóneo para realizarla. Esta pérdida de potencial de producción conlleva a una
disminución de ingresos por exportación de crudos y derivados del orden de los
126 G$ (mil millones de dólares)
La gráfica a continuación es el resultado
estadístico, de las cifras proporcionadas por Venezuela a la OPEP, línea
amarilla del gráfico anterior, mediante un ajuste polinómico
La tendencia indica que es de esperar una producción de 1500 kBD (miles de
barriles por día) para mayo de 2018. Sin embargo, tal volumen se presentó en
febrero (3 meses antes). Esto nos induce a pensar que la situación del
potencial de producción es mas crítica de lo que imaginamos. Extrapolando lo
sucedido podemos inferir que una producción de 1400 kBD pudiera presentarse en
mayo 2018.
Ahora bien, el gobierno ha anunciado que
hará todos los esfuerzos posibles para recuperar el potencial perdido. Indica
que para finales del 2018, la producción estará en 2.0 MBD. …. Nada más alejado
de la realidad. Se necesita dinero (… no hay). Se necesita personal idóneo (…
no hay) y tiempo (…no hay) para incrementar 500 kBD.
El mejor escenario que se podríamos
vislumbrar es una producción de 1700 kBD para finales del año 2018.
Tomando ésta producción como inicio (1700
kBD), y con un esfuerzo titánico, se podría alcanzar un potencial de producción
de 3000 kBD para el 2024 (similar a la del año 2012). A partir de allí, se
podría continuar incrementando el potencial hasta alcanzar en el 2030, uno de
4000 kBD, tal como lo refleja la gráfica a continuación.
La inversión estimada para este escenario se sitúa en 14 G$ por año. Aquí
surge la pregunta: .. Y ¿dónde está ese dinero?
Ese dinero no lo tiene PDVSA, ni el país
(recordar la deuda existente de 150 G$). Esta situación conlleva a que sea el
sector privado (si es que existe interés en participar) quien ejecute estas
inversiones, lo cual lleva implícito un cambio en la gestión política que
permita entre otras cosas: retorno al capital empleado y la repatriación de las
ganancias.
Como corolario podemos indicar que la
recuperación del potencial de producción de petróleo requiere de recursos
(financieros, técnicos, humanos) que hoy no tiene el país, lo que hace
necesario la participación del sector privado en el negocio de los
hidrocarburos, requiriéndose de una visión completamente distinta a la tenida
en los últimos 20 años.
Por otra parte, el tiempo es factor clave
en la recuperación de la producción. Mientras más tarde se inicie, mas difícil
será y menos oportunidades habrá para mercadearla, visto el contexto futuro que
tienen los combustibles fósiles ante la problemática del cambio climático, lo
que estaría originando a un pico de la demanda de petróleo a partir del 2030.
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