La producción petrolera de Venezuela ha venido declinando desde que alcanzó su pico más reciente en el año 2000, cuando registró la cifra de 3.155.000 barriles diarios (B/D); luego se mantuvo en torno a 2.500.000 B/D entre 2002 y 2015, y desde 2016 bajó consecutivamente hasta ubicarse en junio 2021 en 529.000 B/D, según fuentes secundarias presentadas por la OPEP. Esta mermada producción ha tendido a depender cada vez más del petróleo que se logra extraer y mejorar en la Faja Petrolifera del Orinoco (FPO), y de acuerdo a los planes de PDVSA la recuperación de la industria va a depender cada vez más de las inversiones que se hagan en ese gran reservorio de crudo extrapesado.
En contraste con la creciente importancia de la producción proveniente de la FPO, la extraida de pozos con reservas convencionales de crudos ligeros y medianos ha venido cayendo, bien sea en los campos ubicados en las cuencas de Maracaibo, Apure-Barinas y Oriente, principalmente en el norte de Monagas. Este comportamiento ha conducido a que sea la producción petrolera en asociación con terceros, como la que se obtiene en la FPO, vía empresas mixtas, la que explique, crecientemente, la mayor parte de la producción petrolera venezolana. Es decir, que el futuro crecimiento de la producción petrolera venezolana pasa a depender cada vez más de los planes de inversión de los socios extranjeros que aun se mantienen con PDVSA.
Total, Equinor y PDVSA
De allí la importancia que tienen los anuncios de Total Energies y Equinor de salir de la sociedad que mantenían con PDVSA en PetroCedeño, en un contexto adverso de precariedad fiscal que impide al gobierno venezolano hacer planes de reactivación de producción, aunque no deje de prometerlos. PDVSA ahora asume la totalidad del capital accionario de la empresa mixta, y la transacción se dio por un monto simbólico. Las reservas en el área correspondiente a PetroCedeño se han contabilizado en 220.000 millones de barriles. Una cantidad que haría delirar a cualquier país carente de recursos fósiles, pero, el gran pero, es que se trata de un reservorio de crudo extrapesado cuyo mejoramiento, hasta convertirlo en un crudo sintético liviano, amerita una inversión multimillonaria que está fuera del alcance del Estado Venezolano en estos momentos. Para ello necesariamente se requiere del concurso del capital privado extranjero dispuesto a correr riesgos políticos y económicos elevados. El gobierno solo no podrá con esta inversión.
Para PDVSA construir un mejorador equivalente al que se emplazó cuando empezó a operar SINCOR (como se llamaba antes PetroCedeño), durante el segundo gobierno de Caldera, requeriría una inversión de 9.000 millones de U$ (MMU$) frente a 4.200 MMU$ desembolsados hace más de 20 años. Tal suma es imposible de conseguir, en estos momentos, para el gobierno venezolano.
Reservas Probables no son Reservas Probadas
Para Rystad, la consultora noruega, las reservas economicamente explotables en PetroCedeño, y en general en la FPO, serían mucho menos de lo que PDVSA registra como reservas certificadas; de pasar por el tamiz, por ejemplo, de la Comisión Nacional de Valores en Estados Unidos (EE.UU.) hubieran tenido que ser excluidas de los balances de la empresa, tal como le ha ocurrido a EXXON, Chevron y otras petroleras que tenían participación en las arenas canadienses, sin que se justificara su permanencia al estar los precios del petróleo por debajo del valor necesario para garantizar su rentabilidad. Es decir, donde la FPO deja de ser rentable comercialmente hablando, y su categoría pasa de Reservas Probadas a Reservas Probables; dos cosas diferentes..
Es conocido el hecho de que las empresas mixtas que mantenían cierto nivel de producción, dependían en la práctica de la inversión que realizaban los socios extranjeros más que de la parte del gasto que correspondía a PDVSA. No en balde, la producción por esfuerzo propio de PDVSA hoy en día representa una pequeña parte de la producción total.
Esta salida de las petroleras estatales de Francia y Noruega se produce en un contexto cada vez más adverso sobre las posibilidades de recuperación del negocio petrolero en Venezuela, por la falta de recursos financieros del Estado para asumir la gigantesca inversión que exige, por el agravamiento de los efectos de las sanciones estadounidenses y la reticencia de los inversionistas extranjeros para venir al país debido a razones de inseguridad jurídica y riesgo país.
Desabastecimiento
Un elemento a tener en cuenta en las decisiones que tanto PDVSA como las petroleras extranjeras están tomando sobre PetroCedeño, viene asociado a los problemas de desabastecimiento interno de gasolina y el estado calamitoso del parque refinador venezolano, ya que ello ha puesto en tapete el dilema de producir crudo para exportar o refinar internamente.
La producción en los campos del estado Zulia que tradicionalmente alimentaban las refinerías ubicadas en la Península de Paraguaná está muy mermada, por lo cual cada vez más se requiere procesar crudo de la FPO y otras áreas del país. Esto explica, según lo revela la agencia especializada Argus, la salida de Total Energies y Equinor dada su negativa a continuar en un proyecto dirigido basicamente a producir para suplir de crudo dirigido a la elaboración de derivados en Venezuela.
En este caso PDVSA estaría interesada, según Argus, en reiniciar parcialmente la producción de crudo mejorado en PetroCedeño para procesarlo en su refinería de Puerto la Cruz. Aunque el proyecto sería tecnologicamente factible, en la cadena fábril se incurrirían en riesgos elevados debido a los sedimentos, agua y metales que componen el crudo extrapesado, amen de los problemas que aun existen en el mejorador y la refinería.
En verdad, la crisis por la falta de gasolina y diesel ha tendido a agravarse en el país, y ello se acentúa, entre otras cosas, por la continuación de las sanciones estadounidenses que le dificultan al gobierno importar combustible, por lo cual PDVSA debe encarar la producción local de derivados aun cuando el estado de deterioro del parque refinador impida una recuperación sostenida de la producción de gasolina. Aquí es bueno destacar, una vez más, que las sanciones no dieron origen ni a la escasez de gasolina ni mucho menos a la crisis que azota a PDVSA, pues estas pre existieron a las sanciones.
Tarde o temprano
Hay que mencionar, sin embargo, que la continuidad (¿?) en Venezuela de Total Energies y Equinor, se iba a producir tarde o temprano. La producción en PetroCedeño se había venido a menos por la caida de la inversión, problemas ocasionados por fallas en el servicio de electricidad, amén de las denuncias de robo de equipos y de corrupción llevadas a cabo por el Ministerio Público. De las cuatro plantas erigidas en la FPO solo PetroPiar, sociedad de PDVSA con Chevron, está parcialmente activa.
Igualmente importante para los socios extranjeros en PetroCedeño era el planteamiento sobre la rentabilidad del negocio. En 2014, por ejemplo, a pesar de haber unos precios del petróleo cercanos a 100 U$B, en una conferencia sobre crudos pesados realizada en Margarita, la presidenta de Statoil de Venezuela, hoy Equinor, señalaba la necesidad de un precio del petróleo en torno a 120 U$B para garantizar nuevas inversiones en el área. Luego en 2015 el precio del petróleo cayó por debajo de 60 U$B, y desde entonces, solo puntualmente se ha acercado a 75 U$B, por lo cual no había suficientes estímulos para que la inversión de estos socios extranjeros cobrara fuerzas.
Desinterés estratégico
Además, las explicaciones dadas por los socios extranjeros en PetroCedeño revelan un desinterés por razones estratégicas asociadas al futuro del negocio petrolero en el contexto de la transición energética, y en la cual las empresas petroleras europeas se han mostrado bastante interesadas en convertirse en empresas energéticas donde juegue un papel protagónico la producción de energía renovable, y aunque van a seguir produciendo gas y petróleo tienen como meta que la huella de CO2 de su producción de fósiles sea cada vez menor. Esto coloca la producción de crudo extrapesado, como el de la FPO, en una tremenda desventaja. No en balde las “majors” han ido abandonando, por parecidas razones de orden ambiental, sus inversiones en las arenas bituminosas de Canadá y desistiendo de incursionar en la explotación de recursos petroliferos en el Ártico.
En esta decisión también tiene una fuerte incidencia el cada vez menor apoyo de los mercados de capitales para acompañar la explotación de este tipo de reservorios de extrapesados. Al mismo tiempo, la estrategia de estas empresas europeas se ha ido decantando por inversiones petroleras de ciclo corto, como ha sido el caso del Shale (lutitas), la explotación de gas natural por su papel como energía puente en la transición y su menor emisión de CO2, o reservorios de crudos ligeros muy promisorios como los que están encontrándose en Guyana, Surinam y en zona del Presal frente a las costas atlanticas de Brasil. Equinor, particularmente, ha aumentado inversiones en sus recursos costa afuera en aguas cercanas del Mar del Norte y Mar de Barents.
Subyace en el fondo de estas decisiones de Total Energies y Equinor el temor de que sus inversiones en la FPO se conviertan en activos varados, sino es que ya lo son. Ello explica el cargo en los libros que ha anunciado Total Energies de 1.38 millardos de U$ al tirar a perdidas las inversiones en Petrocedeño. Equinor no ha informado sobre ello, pero podría estar haciendo lo mismo, aunque su posición accionaria era mucho menor en la empresa mixta, 9.67% versus 30.33% de la estatal francesa. La estatal noruega en 2017 ya había reclasificado su inversión en PetroCedeño como una inversión no financiera luego de haberla registrado como una inversión de naturaleza accionaria, por lo cual desde ese año dejó de incluir en su estado financiero tanto la producción como las reservas de Petrocedeño.
China y Rusia
Cuesta creer en este contexto que PetroCedeño tenga un valor de 10 millardos de U$ como lo anunció el presidente Maduro, y tampoco tiene mucha credibilidad pensar en un relanzamiento de la producción en PetroCedeño como lo anuncia el ministro de Energía y Petróleo, no solo por la carencia de recursos financieros, sino el desinterés de socios extranjeros con estrecha alianza política que pudieran unirse a PDVSA y suplantar las empresas salientes, como pudiera ser el caso de Rusia y China.
En 2017 estos dos países, por ejemplo, desistieron de participar en la recuperación del Centro Refinador de Paraguaná. Por otro lado, Rosneft, la gigante petrolera rusa, se retiró de Venezuela en el marco de las sanciones estadounidenses; y la participación de China dentro de la empresa con PDVSA ha estado supeditada al cumplimiento de los pagos, con producción petrolera, por parte de Venezuela a los créditos que en su momento se firmaron con el gobierno de este país, y que hoy en día se incumplen por el descalabro de la producción petrolera venezolana, en lo llamado mercado a futuro.