El Camino Hacia el Futuro de la Industria Petrolera Venezolana
Oswaldo Gómez Aracil/COENER
Mayo 06-2020
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Tiempo para nuevas ideas
El pasado 01 de Mayo se presento la actualización del Plan País (de Venezuela) relacionado con el tema petrolero, donde es importante destacar que en general se trata de un plan profesiona,l en el que se describe una transición hacia una segunda apertura del negocio del petróleo y del gas al sector privado nacional e internacional.
Dicho esto, procederemos a analizar los aspectos fundamentales del Plan desde una óptica empresarial:
Entorno y Diagnóstico
El Plan se pasea por el difícil entorno petrolero internacional y nacional, así como un pequeño diagnostico histórico de la situación que nos ha llevado a contar con una IPN en un nivel de producción de apenas unos 700 MBD de producción y sin generación suficiente en el sistema de refinación nacional para poder satisfacer las necesidades de consumo de combustibles en el país. Esto último se ha convertido en el detonante de un estado de preocupación en relación con el futuro de todas las actividades económicas.
Volumetría
El Plan, después de su capitulo introductorio, se inicia con el consabido tema de la disponibilidad de reservas. En un esfuerzo por sincerar las cifras, realiza un ajuste de los famosos 300 mil millones de barriles de petróleo en reservas y considerando factores de recobro del petróleo original en sitio (POES) mas cónsonos con la realidad, las ubica en unos 111 mil millones de barriles, lo cual es compartido por la mayoría de los especialistas en la materia.
El Plan plantea cuatro posibles escenarios de producción de crudo. En su escenario mas ambicioso se plantea alcanzar una producción cercana a los 3.0 millones de barriles diarios de crudo, en un horizonte de tiempo de 8 años. Esto representaría una producción acumulada de crudo de aproximadamente 6.0 mil millones de barriles.
Ahora bien, como las Reservas ajustadas del país se ubican en unos 111.0 mil millones de barriles, se dispone entonces de petróleo mas que suficiente para acometer el plan. En cuanto al gas ocurre lo mismo las reservas ajustadas de 196 TCF son mas que suficientes para cubrir los requerimientos volumétricos del Plan, que se pueden estimar en unos 46 mil millones de pies cúbicos standard de gas.
Alcanzar este volumen de producción de crudo va a requerir, aparte de los recursos económicos suficientes, de los cuales hablare posteriormente, de una enorme actividad petrolera en el país, la generación de potencial para poder compensar la declinación de la producción y añadir barriles adicionales, lo cual luce muy ambiciosa sobre todo a medida que nos acercamos a los últimos años del plan, cifras estas difíciles de alcanzar, el plan contempla perforar un total 9000 pozos, en el ultimo año se habla de perforar unos 800 pozos con una disponibilidad de 100 taladros/año lo que implica una mejora notable en la eficiencia de la operación.
Para ello será necesario que las empresas internacionales de perforación interactúen muy cercanamente con las empresas de manejo de fluidos para lodos de perforación y que empresas como VASA en Venezuela sufran una expansión considerable, así como también las empresas que suministran químicos para producción.
Por otro lado el Plan mantiene un volumen considerable de crudo relacionado con la Faja. Se habla de hasta 1.8 millones de barriles diarios distribuidos entre crudo sintético, 700 mil barriles diarios proveniente de los mejoradores de crudo en Jose y de un volumen significativo de unos 1.1 millones de barriles diarios de crudo diluido, esto ultimo es demasiado, por lo que se impone una mayor utilización de los mejoradores de Jose, bajo el concepto de “maquina de diluente” a fin de maximizar el crudo sintético tipo el marcado Merey 16 mediante mezcla del crudo mejorado de mas de 16 API con crudo de la faja de 8-10 API.
El crudo diluido con nafta, de menor valorización en los mercados, debería restringirse al sistema CITGO el cual operaria enviando la nafta a Jose, recibiendo el crudo diluido en Jose y devolviendo la nafta nuevamente a CITGO, de esta forma vamos a minimizar considerablemente la importación de diluente tipo nafta para el crudo de la Faja.
Otra posibilidad sería no restringir el sistema de refinación nacional al mercado doméstico y coparlo paulatinamente para que se genere una exportación de productos y no de crudo en este caso. Esto tiene sentido ya que además de disponer del parque refinador para ello, estaríamos reemplazando un crudo de difícil colocación, poco fungible como es el crudo de la Faja, con productos tales como gasolina, diésel y fuel, que podrían ir a muchos más mercados
Aquí es importante puntualizar la apuesta del Plan por el incremento de la producción de crudo pesado en la Faja, lo cual luce adecuado ya que se trata de producción a baja profundidad en macollas desde 20 hasta 40 pozos horizontales. No obstante mantiene un adecuado equilibrio con la producción de crudo liviano/mediano.
Precios
El Plan presenta un escenario de precios tipo rebote para el crudo marcador Brent, en el cual el exceso de oferta de crudo en el mercado, incrementado por la guerra comercial decretada entre Rusia y Arabia Saudita, se combinó con una reducción drástica de la demanda de petróleo producida por efecto de la pandemia del virus Covid 19. Una vez acordados los recortes en la producción de crudo entre los principales actores del mercado y superada gradualmente la pandemia del Covid 19, es razonable que los precios reboten primero fuertemente y después se ubiquen gradualmente en valores similares a los pre pandemia.
En cuanto al Gas Natural el comportamiento es similar según se aprecia en el Plan.
El Plan no presenta escenarios alternativos de precios, lo cual hubiese sido conveniente.
Análisis Económico
Ingresos
El escenario volumétrico de 3.0 millones de barriles diarios y el escenario de precios planteado del Crudo Brent, nos permite estimar un ingreso por venta de crudo para la cesta venezolana (descuento promedio de 9 US$/Bbl) que arroja unos ingresos del Plan que rondan los 229 mil millones de dólares en un periodo de 8 años.
En el caso del gas este sector calculando de forma respectiva estaría generando unos 58 mil millones de dólares adicionales en el mismo periodo.
Costos
El Plan reporta unos costos totales del orden de los 64 mil millones de dólares en el periodo, lo que permite obtener costos unitarios de producción de crudo en el orden de los 6 US$/Bbl para el crudo producido y mejorado y de unos 8 US$/Bl para el ciclo completo.
Aquí como hemos visto en el caso del diluente importado existe opciones de mejoras.
Estos niveles de costos son atractivos y abren camino a un potencial esquema de competitividad en los mercados.
Inversiones
El Plan contempla inversiones por el orden de los 98 mil millones de dólares (58 mil en pozos) en el periodo a un promedio de 6.5 millones de dólares por pozo lo cual luce adecuado.
Aquí se podría optimizar un poco algunos renglones como la inversión en Refinación ya que para suplir de combustibles el mercado interno y no tener que importar una porción de los mismos, debería aprovecharse la base de recursos de gas y desarrollar el programa de Gas Natural para vehículos GNV, con una modesta inversión de 200 millones de dólares podría dotarse de kits de gas a unos 100 mil vehículos en todo el territorio nacional
Este programa podría incorporarse en el escenario del Plan sobre todo a nivel de los estados fronterizos en el Occidente del país cuyas estaciones deberían ir gradualmente a 100 % gas para combatir el contrabando se combustibles.
Otro aspecto a considerar para eliminar lo mas pronto posible la importación de combustibles, seria la manufactura de gasolinas reformuladas tipo M30 (30% de metanol en mezcla de gasolina) haciendo uso de las facilidades disponibles en Jose en el Oriente del país.
Fondos/Financiamiento/Economía
El Plan contempla una serie de medidas de venta de activos para generar fondos que se pueden estimar en el orden de los 52 mil millones de dólares. Se habla de venta de licencias de gas, porcentajes de participación en empresas mixtas, infraestructura, tanqueros y de 5 rondas licitatorias.
Esto nuevamente representa un esfuerzo muy grande y para ello entre otras cosas se cuenta como coordinadora de este proceso con la figura de la nueva AVH (Agencia Venezolana de Hidrocarburos), organismo necesario para descargar a PDVSA del cumulo de actividades que tendrá que afrontar.
Adicionalmente, el resto de los fondos del Plan vendrán vía el financiamiento que obtengan los diferentes proyectos/actores.
En general, si ustedes sacan los números del gran capital con las cifras suministradas verán que el Plan genera suficientes ingresos para acometer los desembolsos requeridos lo cual es una buena noticia.
Consideraciones Ambientales
Este es un tema espinoso de difícil resolución, dado el alto pasivo ambiental existente en la industria petrolera venezolana. En este caso, cada negocio(s)/proyecto(s) deberá(n) contemplar una alícuota para cubrir este aspecto que debería ser descontada de la correspondiente carga fiscal a fin de no alterar la rentabilidad de cada propuesta.
Otras consideraciones
El Plan debe contemplar la reestructuración de la deuda de PDVSA en bonos y con proveedores y contratistas, en cifras que se estimaban en el orden de los 33800 millones de dólares.
El Plan no aborda el tema de la carga fiscal “Goverment Take” y lo deja en manos de lo que resulte en una nueva ley de hidrocarburos LOH y de su reglamento. En todo caso el “Goverment Take” no debería ser superior 30% si se quiere ser competitivo con otros países a nivel regional.
El Plan tampoco se pronuncia sobre la estructura que tendría la nueva empresa estatal resultante de esta segunda apertura petrolera.
El Plan no da detalles sobre el manejo de los recursos humanos requeridos para poder materializar el mismo.
Conclusión
Este Plan es un esfuerzo serio encaminado a tener una visión de hacia donde debe dirigirse el negocio de los hidrocarburos en Venezuela, como todo Plan esta sujeto a los vaivenes del mercado y salvo algunos comentarios y sugerencias luce adecuado.
De los escenarios planteados el correspondiente a producción de 3.0 millones de barriles por día en 8 años luce ambicioso y lo mas probable es que el escenario que se materialice sea el de gato pardo. En todo caso podría realizarse una encuesta y asignarle probabilidades de materialización a cada uno de los escenarios planteados.
Oswaldo Góméz
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