Ene 05, 2026
Recuperación de la industria petrolera
Presentamos un plan básico para organizar y ordenar el sector del petróleo y del gas en Venezuela después de la dictadura de 26 años.
Evanan Romero
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1. La definición de un plan comprensible y lógico que nos permita recuperar la industria de los hidrocarburos en Venezuela, posterior a la larga y empobrecedora dictadura del siglo 21, iniciada por Hugo Chávez en 1999 y terminada con la destitución de Nicolás Maduro en 2026, es la mayor prioridad económica del gobierno democrático que lo suceda.
2. ¿Qué queremos decir por un programa comprensible y lógico?
Sin duda que sería uno que tome en cuenta que esa industria fue una de la víctimas más visibles del desastre y destrucción masiva que ocasionó esa dictadura. Una que fue saqueada inmisericordemente y a mansalva. Tanto ética, material y sobre todo desprovista de esa reputación que le permita atraer el concurso de los mejores profesionales, empleados y obreros de nuestra sociedad, así como socios y colaboradores del mundo entero.
3. Es con base a estos preceptos básicos que nos proponemos sugerir los pasos necesarios para que el día D+1, contemos con los recursos de personal, financieros, tecnología y organizativos necesarios para lograr ese objetivo.
Es con base a ello que hemos decidido formular un Plan de Reorganización Operativa para los HCs, tomando en cuenta las premisas que hemos manejado desde la creación de Venezuela Tierra de Gracia o VTDG, actualizadas y mejorada con las experiencias ganadas de las directrices y experiencias de otros grupos de pensamiento de la sociedad civil democrática, así como de la información acumulada y procesada por nosotros durante estos últimos años.
4. La Propuesta que deseamos formular e invitar a la sociedad civil a sumarse a nosotros, ha sido formulada con sujeción a las siguientes premisas:
4.1. No se podría contar con fondos del gobierno ni financiamiento externo para reconstruir la empresa; o sea que deberíamos buscar otras fuentes de fondos para este propósito;
4.2. Focalizarnos en las actividades medulares generadoras de ingresos por ventas de exportación de crudo, gas natural al mercado interno, maximizar la producción de líquidos del gas y la exportación del crudo de la Faja.
4.3. Todo debe ser hecho en total sincronía para que, de esa manera, el flujo de productos e ingresos monetarios no se interrumpan, sino que, por el contrario, se maximicen con el levantamiento de las sanciones externas que se producirían automáticamente por el advenimiento de la democracia en el país;
4.4. Acometer estas acciones con un sentido de urgencia y que no se vean afectadas o detenidas por la transición política prevista;
4.5. Mantener todo el tiempo un clima laboral favorable y utilizar al máximo el personal calificado existente actualmente en la empresa;
4.6. Implementar mecanismos de amortiguamiento económico con base al alto número de personas que aparecen actualmente en nómina en la empresa y que no sería posible emplearlas a todas en una fase inicial;
4.7. Iniciar procesos de privatización ordenada dentro del mismo 1er. año de funcionamiento de la propuesta de reorganización de labores. A tal efecto creemos que la División de Midstream o manejo, transporte y almacenamiento de crudos, diluyentes y Merey debe ser privatizada en los primeros seis (6) meses del inicio de la reforma; la División de Transmisión de gas natural deberíamos hacerlo en el 1er año de la Reforma apoyados en empresas nacionales y foráneas especializadas;
Si bien debiéramos focalizarnos como prioritario en la formulación de una propuesta de restructuración de una VP de Operaciones de Producción de PDVSA, debiéramos, sin embargo, asegurarnos de su flexibilidad y que sea integrable sin traumas con cualquier estructura corporativa de la Industria que como un todo se decida posteriormente;
5. Trabajar en la creación de instrumentos financieros focalizados a resolver la gran deuda social que el Estado tiene con sus trabajadores, a fin de solventar_ en primer lugar _ la deuda financiera con los jubilados y trabajadores del sector público (militares, empleados públicos, petroleros, maestros, sector salud y muchas empresas del estado), incluyendo a los trabajadores despedidos por razones políticas de Pdvsa y otras empresas públicas.
6. Evaluar las Empresas Mixtas de la Faja, en especial aquellas donde solo ahora existe la participación accionará mayoritaria y ociosa del capital de PDVSA, démosle entrada a esos instrumentos y figuras financieras que representen a esos sectores.
7. Cabe señalar que en el estudio se realizó una estimación de los Flujos de Caja Netos (después de cubrir la nómina mejorada de sus empleados e incluir los gastos operativos del primer año de operaciones) de esta división operativa medular de PDVSA, y hemos determinado un flujo de siete mil millones de US $ (7mM$) para el primer año. A estos ingresos se le deberían sumar los provenientes por regalías e impuestos más el porcentaje del monto de las exportaciones que corresponden al Estado por su participación en las Empresas Mixtas.
8. Hemos también realizado una revisión del último ejercicio del 15 de agosto de 2023 de los pronósticos de producción de crudo, gas natural y GLP para los primeros cinco años de operación de la nueva administración política del país. Considerando el efecto de la privatización e incorporación del sector privado nacional y externo a la industria petrolera, gasífera y petroquímica nacional, hemos formulado tres escenarios posibles al 2030 del incremento de la producción de crudo, gas y GLP.
9. Se consideró para este ejercicio los volúmenes de Pesado y Extrapesado de la Faja de las áreas de Morichal y San Tome, adicionalmente y asumiendo una organización de casi 5000 personas para el manejo de la producción se incluyeron también los volúmenes de las principales áreas del Bloque Junín (Petro Cedeño, Junín Sur y Petro Roraima) todas ellas hoy controladas por privados cercanos al gobierno pero que operan con personal de PDVSA.
10. Los volúmenes de crudo mediano son los barriles de esfuerzo propio que se generan hoy en el Lago de Maracaibo Los ingresos calculados para la producción de crudo Pesado y Xpesado se calculan sobre la base del Merey generado con la mezcla de los volúmenes de Morichal y San Tome con los crudos del Norte de Monagas y una valoración del Xpesado del Bloque Junín obtenido luego de la separación en JOSE.
11. Los precios usados en el cálculo son: Liviano 65 $/bl, Mediano 50 $/bl, Merey 40 $/bl y Xpesado 20 $/bl. Los costos de producción usados en el cálculo son: Faja 6$/bl, Oriente 11 $/bl y Occidente 16 $/bl y ya fueron descontados en el precio del barril;
12. La lección más importante del ejercicio hecho nos indica que lo más valioso a considerar es mantener la Normalidad Operativa de aquellas actividades esenciales para la actividad social y económica del país como el gas natural, la electricidad y el ingreso de divisas manteniendo la paz laboral y social del país.
Evanan Romero
IP LUZ 1962; Ms. Tulsa U. 1966; Doctor Stanford U. 1974; Post Doctoral Harvard 2000; Profesor Visitante UT Austin 2001ERG/
4 Enero 2026
Mi estimado Evanan: Buena propuesta para iniciar la reconstrucción, pero dadas las circunstancia y el contexto global alrededor de la industria de los hidrocarburos, la mejor opción es dirigir todos los esfuerzos y recursos hacia los yacimientos de crudos convencionales de las reservas probadas y desarrolladas (petróleo liviano, mediano y pesado) y desarrollar y escalar la industria del gas natural en toda su cadena de valor con el objetivo de dinamizar la economía interna y con fines de exportación de GNL. Eso es más atractivo para las Big Oil y las empresas prestadoras de servicios, y para nuestro crecimiento y desarrollo en una línea temporal de 25 años (2026-2051). Si EE. UU. quiere petróleo pesado para sus refinerías de la costa del Golfo, se tiene el Campo Boscán, por ejemplo, ya con Chevron explotando esos yacimientos y un crudo más manejable desde todo punto de vista que el de la Faja. Por supuesto, no sólo es el sector upstream, se entiende implícitamente la rehabilitación, modernización y ampliación de los sectores midstream y downstream de la IPN. Menores costos, menos intensidad energética, menos emisiones de carbono: el futuro es convencional. PD: la rehabilitación, modernización y ampliación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) es condición sine qua non para recuperar la IPN; sin ella, las probabilidades de éxito para cualquier plan que se adopte, es bastante bajo. Tengo una iniciativa de recuperación asociada tanto al SEN como a la IPN que complementaría y enriquecería lo expuesto en VTDG. Sería mi colaboración para recuperar la nación. Saludos.
Arturo,
Tu comentario denota que sabes mucho de la explotación de petróleo en Venezuela y suena con bastante lógica. Hay varios grupos de petroleros venezolanos que están elaborando propuestas para una explotación racional y productiva de los hidrocarburos; todos con sus ventajas y desventajas.
Cuando llegue el momento que ya está muy próximo, ya se sabrá qué hacer exactamente.
Le estoy enviando al profesor Evanán Romero tu valioso comentario.
Muchas gracias,
Jorge Zajia/Editor in Chief
Petroleum
Dear Arturo, I appreciate your comments. But I must tell you that they are “against the current” of what is accepted and determined by the capital employed and programmed by the companies committed to their investment. This has always been fundamental for me. Chevron, with 100 years in Venezuela and its extensive know-how, coincides with the sensible planning accepted by investors, government, and many scholars of the process of recovery of the Venezuelan IPGN. For practical reasons, I ask you to evaluate the Boscan model because it is managed by Chevron itself, whose plans do not indicate it, but Petro Piar and Petro Independencia in the Orinoco Belt.
Estimado Evanan.
Efectivamente, estoy totalmente consiente de ir a contrapelo a los hechos y narrativas existentes al no considerar la Faja como centro de gravedad para la recuperación de la IPN (el marco óptimo hubiese sido explotar tanto los campos maduros de crudos convencionales como los de la Faja; ese escenario y la gran oportunidad, la dejamos pasar). Creo que sobre la FPO se crearon infinitas leyendas, ya convertidas en un mito, no porque no exista una cantidad importante de recursos petrolíferos en sus entrañas (Gustavo Coronel, en un artículo, llegó a comentar con un extraordinario símil etílico que no eran ni tantas ni tan buenas), sino que esos crudos no serán competitivos en un futuro próximo para ganar mercado en el tiempo que le quede a la industria petrolera global bajo la inevitable etapa de transición energética que, a pesar de la administración Trump, seguirá desarrollándose, expandiéndose con mucha inversión masiva e innovación y esto no se puede soslayar; por tanto tenemos que entrar en este juego donde estamos sumamente atrasados: equilibrar la explotación petrolera con el gas natural de bisagra (de importancia capital para la dinamización de la economía interna del país y para exportación) en paralelo al desarrollo y expansión de energías alternativas asociadas a la transición energética (no es un juego de suma cero).
Entonces, el planteamiento de rehabilitación de toda la cadena de valor de la IPN, se centra en una línea temporal de 25 años iniciando este mismo año (2026-2051) discretizada en tres etapas: corto plazo (2026-2030), mediano plazo (2030-2039) y largo plazo (2039-2051).
Ejemplo con el caso de Chevron.
En todo negocio petrolero la evaluación de todos los escenarios posible es a largo plazo y Chevron evidentemente planteó toda su planificación en función de este proceder, entonces: al corto plazo todas las asociaciones existentes en la FPO pueden explotar los proyectos contratados, como Chevron con Petro Piar y Petro Independencia y, gradualmente, ir dejándolos para concentrar la inversión y los esfuerzos en los campos de crudo convencional; Chevron tienen presencia no sólo en Boscán, sino en el campo LL-652 (Petroindependiente). Paralelo y en ese lapso de tiempo, la ayuda de las prestadoras de servicio será invaluable para la toma de decisiones sobre qué yacimientos son susceptibles a la recuperación secundaria y/o terciaria que de a lugar (aquí soy selectivo: las empresas tienen que ser Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Wetherford, las sospechosas de siempre; conocen el negocio y con tecnología digital de punta).
Imagínate el siguiente escenario para el lapso de tiempo señalado: ExxonMovil (muy a pesar de Trump, debe ser invitada), Chevron, ConocoPhillips, Occidental Petroleum, Shell, BP, TotalEnergies, Equinor, Repsol y ENI acompañen a las prestadoras de servicio en esta iniciativa; creo que al menos igualaríamos todo lo hecho en 100 años de experiencia petrolera.
En fin, es demasiado extenso plantearte por este medio toda una propuesta donde confluyen el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), la Industria Petrolera Nacional (IPN, incluyendo el gas natural), transición energética, sistemas alternativos de energía, eficiencia energética, mitigación y reducción de emisiones, la gerencia de los pasivos ambientales (caso paradigmático del Complejo de Jose, El Furrial, el Golfete de Coro y sus alrededores, y por supuesto el lago de Maracaibo, por ejemplo), economía circular y, por encima de todo, la incidencia sobre nuestro ecosistema natural, el cual en muchos casos habrá que restaurar (considerarlo es de máxima importancia, teniendo en cuenta la deuda externa que pesa sobre el país y sería un medio para reducirla).
Por supuesto, en imprescindible el cambio político y bastante de mentalidad.
Estoy a la orden.
Saludos y un abrazo Evanan.