Nov 14, 2022
ANÁLISIS
Sobre las Reservas Probadas de Petróleo de Venezuela
La discusión sobre las reservas de hidrocarburos de Venezuela ha resurgido a raíz de una publicación por Rystad Energy la cual indica que las reservas probadas de petróleo del país alcanzan tan solo a 27 millardos de barriles, en contraposición con las reservas oficiales que se ubican en más de 300 millardos.
Por Jesús Aboud
Antes de entrar en los detalles del tema, es preciso aclarar dos aspectos que podrían darle un toque bizantino a la discusión. En primer lugar, el ajuste de los 300 millardos, con cualquier criterio de ajuste que se aplique, terminaría en una cifra más alta de lo que realmente se podría producir en un tiempo muy largo, probablemente, más allá de lo que puede ser la vigencia del petróleo como la fuente de energía principal, y seguramente inagotable a la tasa de producción del país en este momento. El otro aspecto es que lo que realmente ocupa a los conocedores del tema, es la viabilidad de financiar los futuros desarrollos en Venezuela, la cual en nada depende del total de reservas del país, sino de las características del proyecto en cuestión y de los términos en materia, legal, fiscal y contractual que rijan para ese proyecto.
La política petrolera del país ha establecido como estrategia, con mayor énfasis en los últimos años, la magnificación de las reservas probadas con la intención de vender al país como una potencia energética. Realmente, ha sido una estrategia que lo único que ha logrado es irradiar una imagen de poca seriedad en el manejo de la contabilidad de los recursos de hidrocarburos y que el resto del mundo pierda credibilidad sobre las cifras oficiales.
Por la diversidad de enfoques y criterios sobre las definiciones de reservas y recursos, el tema siempre ha sido materia de discusión por parte de los expertos desde el año 1930. Ha sido extenso el trabajo en la búsqueda de una estandarización de las definiciones. Con la participación de todas las asociaciones de profesionales de la ingeniería de petróleo y de las ciencias de la tierra de los Estados Unidos y el Reino Unido, y del Congreso Mundial del Petróleo, en 1987 se produjo un documento que ha tenido varias revisiones, la última en el 2018, y que recoge términos y guías para la definición y categorización de los recursos, conocido como el Petroleum Resources Management System (PRMS). Este documento se ha convertido en referencia y de uso común en el mundo internacional, y ha sido adoptado por las Naciones Unidas para la evaluación de proyectos y portafolios. Las comisiones gubernamentales que regulan a las empresas que cotizan en bolsa tienen sus propias normas y procedimientos, y en forma general, no se separan mucho de lo establecido por el PRMS.
Las definiciones de reservas y recursos abarcan cuatro aspectos, a saber, i) el de la existencia y cantidad de los hidrocarburos en el subsuelo, es decir el hidrocarburo en sitio ii) el de la factibilidad de su levantamiento hasta la superficie y el porcentaje de extracción con respecto a lo que existe en el subsuelo, lo que se conoce como el factor de recobro, iii) el de la viabilidad económica de la extracción, y, iv) el de la certeza de que existen los recursos financieros y la intención para la ejecución del desarrollo y explotación.
La Figura 1 resume lo planteado en el PRMS. Se observa que las reservas probabas son solo una parte del universo de los recursos y, sin embargo, esa es la sola cifra que la mayoría de las veces se utiliza para denotar el potencial de un campo, cuenca o país. En el eje horizontal se refleja la certidumbre sobre la existencia de los recursos, y en el eje vertical el grado de certidumbre sobre la comercialidad de su explotación. En la estimación de los niveles de certidumbre de ambos ejes se puede aplicar el cálculo probabilístico, no todos lo hacen y se limitan a una estimación determinística. Cuando el cálculo es probabilístico, se establece que serán reservas probadas el volumen asociado a una probabilidad de ocurrencia de al menos 90%, serán probadas más probables (2P) las asociadas a la probabilidad de al menos 50%, y probadas más probables más posibles (3P) las con probabilidad de ocurrencia de al menos 10%. La abreviación 2P significa la suma de las probadas (P1) más las probables (P2). Similarmente las 3P significan la suma de las probadas, probables y posibles.
En Venezuela, el libro de reservas oficiales contiene un valor determinístico de los volúmenes, el cual pudo haber sido calculado probabilísticamente, pero al final, es reducido a un número sin probabilidad asociada. Tal cual como lo hacen la mayoría de las empresas en el mundo.
Con la Figura 2 se clarifica la definición de reservas en lo que respecta a que necesariamente debe existir un proyecto concreto para su explotación. Aquí radica la mayor diferencia entre lo que puede reportarse con estricto apego al PRMS y lo que muchos países realmente hacen en la administración de sus bases de recursos. El enfoque de una base de recursos amplia es necesario para conocer la potencialidad energética de un país y soportar sus planes, indistintamente si existe la segura intención de su desarrollo y explotación. Las agencias que regulan a las empresas que cotizan en bolsas de valores tienen sus propias normas y su objetivo es proteger a los que de diferentes maneras financian la actividad. Por ello toda empresa debe cumplir con la debida evaluación del valor comercial de cada activo por parte de un tercero, quien debe constatar la certeza sobre la propiedad del derecho de explotación de los recursos y que esa explotación sucederá en el plazo que la norma indique.
Como se mencionó anteriormente, las cifras de reservas probadas de Venezuela han sido cuestionadas por varios conocedores del tema, entre ellos, Diego González, Aníbal Martínez y Gustavo Coronel, quienes no necesitan presentación en el mundo petrolero venezolano. En Venezuela existen normas y procedimientos para la contabilidad de las reservas, a los cuales no se les dio cumplimiento cuando entre el 2007 y el 2010 se incorporaron más de 200 millardos de barriles de petróleo de la Faja. Ya en 1986 se habían incorporado unos 18 millardos de barriles de extrapesado. Esas incorporaciones se basaron en la certificación que realizó Ryder Scott Company LP del petróleo original en sitio (POES). A ese POES, las autoridades venezolanas le establecieron arbitrariamente no solo factores de recobro primarios muy altos, sino también recobros por recuperación secundaria sin el debido sustento técnico o económico. Esto contribuye con la falta de credibilidad sobre las reservas oficiales. El aspecto de la comercialidad no está debidamente recogido en los libros de reservas oficiales. Basta con observar que las reservas no se ajustan por las variaciones del precio de los hidrocarburos.
Son varios los que han hecho ejercicios de estimación de las reservas probadas de Venezuela. Este documento pretende mostrar otra opinión al respecto, con detalles sobre los volúmenes y los criterios utilizados para tal ejercicio, y fundamentalmente para contribuir en la discusión generada por la aseveración de Rystad.
Es importante destacar que el cálculo de reservas genera una estimación. Siempre existirá cierto nivel de incertidumbre sobre los parámetros que se conjugan para esa estimación. Sin embargo, existe un rango dentro del cual caen todas las estimaciones que surjan de la debida utilización de la información disponible y relacionada con lo técnico, lo económico y lo contractual.
La Figura 3 resume la situación de las reservas probadas, probables y posibles oficiales de crudo del país. En primer lugar, resalta la alta relación entre los volúmenes de probadas con respecto a los de probables y posibles, lo cual es indicativo de la madurez de las cuencas después de 100 años de explotación, pero también puede ser consecuencia de la política de magnificar las reservas probadas. Esta situación de madurez de la base de recursos ya existía antes de la incorporación de los volúmenes de extrapesados de la Faja entre los años 2007 y 2010. En cuanto a las probadas, se reportan unos 304 millardos de barriles, de los cuales 261 millardos, el 86%, corresponde a crudos extrapesados, cuyas dificultades para comercialidad son importantes al requerir de dilución y mejoramiento.
Sin duda alguna, las reservas probadas oficiales de Venezuela se reducirían en una manera significativa con la aplicación de las definiciones del PRMS. La pregunta de cuánto puede ser esa reducción es lo que se trata en lo sucesivo.
Un debido ejercicio para ajustar las reservas venezolanas según las normas del PRMS solo puede hacerse con la evaluación de cada campo o yacimiento, y de estos existen unos 18.500, lo cual naturalmente no es el alcance de este trabajo. De manera que la pregunta sobre cuánto pueden ser las reservas de Venezuela según el PRMS solo puede responderse con un ejercicio de aproximación. En este caso el ejercicio se aborda con un cálculo de sensibilidad con base a ciertos criterios seleccionados para las diferentes provincias que conforman las áreas petrolíferas del país.
A tal efecto, se han escogido criterios de corte volumétrico y de calidad, relacionados con el tamaño del yacimiento en términos de hidrocarburo en sitio (POES), la calidad del crudo en términos de gravedad API, los factores de recobro primario y secundario, y el recobro alcanzado a la fecha o el nivel de agotamiento. La Figura 4 ilustra los valores escogidos para cada criterio y por provincia. Se descartan los yacimientos con valores menores a los mostrados para el POES y la gravedad API, se fija el recobro máximo según lo mostrado para recuperación primaria y secundaria, y se descartan los yacimientos que presentan un agotamiento por encima de los valores listados. Además de estos criterios, en el caso de la Faja se descartan los yacimientos que hoy no están asignados ni a PDVSA ni a ninguna empresa mixta.
La Figura 5 muestra los volúmenes de petróleo probados oficiales por provincias, y el resultado del ajuste después de aplicar los criterios arriba indicados. Se observa que los 304 millardos de barriles se reducen a 61, tan solo el 20% de las cifras oficiales. Sin considerar la Faja, los 40 millardos restantes se reducen a 28 millardos, es decir al 71% de las reservas oficiales. Cabe señalar que esos 28 millardos de barriles tendrían una vida teórica de 50 años a una tasa de producción de 1,5 millones de barriles diarios. De manera que una reducción de reservas, con solo criterios sobre existencia del hidrocarburo y su factibilidad técnica de explotación, no le quita a Venezuela su condición de poseedor de cantidades muy significativas de reservas probadas.
Los otros factores que sí podrían impactar significativamente las cifras de reservas probadas, según las definiciones del PRMS, son los aspectos relacionados con la comercialidad y la existencia de planes firmes de inversión para el desarrollo y explotación de los recursos. En cuanto a la comercialidad, a pesar de que no está garantizada para todo yacimiento, la historia de producción, el fácil acceso, la disponibilidad de infraestructura y su condición de recursos convencionales, indican que la gran mayoría de ellos no tendrían dificultad alguna en pasar la prueba de la viabilidad económica. Ese número de casos con comercialidad crecería exponencialmente con implantación de un nuevo marco fiscal, moderno, flexible y cónsono con el nivel de agotamiento de los yacimientos venezolanos. Con el régimen fiscal actual y con la gerencia que se ha observado de las empresas mixtas y de la gestión del esfuerzo propio de PDVSA, ciertamente que la mayor parte de los yacimientos venezolanos no son comerciales.
El bajo estimado de Rystad probablemente responde principalmente a la alta incertidumbre que existe sobre el acometimiento de la inversión necesaria para reactivar la industria petrolera venezolana. La probabilidad de que el potencial hidrocarburifero de Venezuela se materialice en el mediano plazo, tres (3) a cinco (5) años, es baja. Además de que PDVSA no tiene la capacidad financiera, ni técnica, ni gerencial para reactivar los campos que permanecen bajo el esfuerzo propio, la mayor parte de las empresas mixtas se encuentran en modo de espera o de mínima actividad, sin planes concretos sobre qué hacer en el corto-mediano plazo, y esas empresas tienen asignadas el 70% de las reservas probadas del país.
El gobierno sin duda reconoce esta situación e impulsa la implantación de un nuevo esquema de contrato, pero es tal la opacidad y la falta de seguridad jurídica, que cualquier ente certificador de reservas del mundo le asignaría poca o ninguna probabilidad de éxito a esa iniciativa. Y para completar, la situación de la transición energética en el mundo ha complicado en cierta manera el financiamiento de proyectos de energía fósil. En el mundo se ha entendido que el esfuerzo en desarrollar y producir la energía fósil se deberá reducir solo en la medida que las renovables puedan reemplazarla, pero la situación y condiciones hacen que en Venezuela se necesite de un esfuerzo especial para cumplir con las exigencias de la comunidad de inversionistas en relación con la gobernanza y la responsabilidad social y ambiental.
Para ponerle números a esa incertidumbre, las tres columnas a la derecha de la Figura 5 muestran las premisas y los resultados del ejercicio. Se asumen porcentajes para el esfuerzo propio y el de las empresas mixtas para cada provincia, de las reservas que podrían ser desarrolladas en el mediano plazo, y se multiplican por los volúmenes después de los criterios de corte. Los resultados se listan en la última columna y arrojan un total de 27 millardos de barriles de reservas probadas, casualmente, la misma cantidad que Rystad estimó para Venezuela.
Las reservas probadas que se determinen con la aplicación de las normas del PRMS no es el estricto reflejo de la potencialidad de un campo, provincia, cuenca o país. Si pudiéramos cambiar algunas cosas en Venezuela, sus reservas probadas quizás estarían en el orden de los 60-80 millardos de barriles, y lo más probable que no estaríamos discutiendo la validez de ese número.
Los dos aspectos de mayor impacto en las reservas probadas de Venezuela son los relacionados con la comercialidad y la probabilidad de su explotación en el mediano plazo, y justamente, son los que pueden ser modificados con una buena política petrolera.
Por último, es necesario que los hacedores de políticas públicas entiendan que los recursos en el subsuelo que no tengan la posibilidad de ser producidos en un futuro cercano no tienen valor alguno para la Nación. Ese futuro es cada día más pronto ante la inexorabilidad de la transición energética y los advenimientos tecnológicos que vendrán con ella.
