El informe anual de estadísticas de la Opep, con datos de 2022, describe el estado de la industria petrolera venezolana, pero hace falta ir más allá para entender este descalabro, especialmente en producción y refinación.
Entre los múltiples documentos valiosos que la OPEP publica se encuentra el “OPEP Annual Statistical Bulletin”, conocido como ASB. La publicación de este año marca la edición número 58. El esfuerzo considerable que el secretariado dedica a este documento complementa la información recibida de los diferentes países miembros y otras fuentes internacionales.
Precisamente este la razón por la que la OPEP hace la salvedad, al inicio de la publicación: “…Si bien se han realizado esfuerzos razonables para garantizar la precisión de la información contenida en el ASB, la Secretaría de la OPEP no garantiza ni representa su precisión, relevancia o exhaustividad, y no asume responsabilidad alguna por cualquier inexactitud, error u omisión…”.
Se trata de estadísticas meramente numéricas y corresponden a los años anteriores, en este caso el período que finaliza el 31/12/2022.
Si uno quiere enterarse de las actividades y situación de uno de los países miembros de la Organización, en nuestro caso sobre Venezuela, el anuario estadístico solo nos ofrece, como quien dice la teoría, sin cubrir el solfeo y en forma inconclusa por los eventos ocurridos en los últimos más de seis meses.
De manera que trataremos incorporar el solfeo requerido para poder dar una descripción global del estado de la industria petrolera venezolana.
Todos sabemos que la industria petrolera venezolana ha sufrido un descalabro continuado durante los últimos 20 años, por falta de inversión, mantenimiento y corrupción generalizada. Todos los intentos de los últimos años de lograr una recuperación parcial se han descarrilado en el camino.
Actualmente, relacionado con la revisión de las sanciones norteamericanas y el repunte del interés por los hidrocarburos venezolanos a raíz de la invasión rusa a Ucrania, ha habido nuevas iniciativas en el campo de recuperación de la industria, hasta ahora solo se destaca la actividad de Chevron y sus colocaciones en el mercado de USA.
La producción de crudo para el mes de junio, según las fuentes secundarias, fue de 767.000 barriles por día (bpd), mencionan un incremento de 23.000 bpd, lo cual no coincide con las realidades en el campo. A raíz de dos accidentes uno en Oriente y otro en Occidente la producción fue adversamente afectada en más de 20.000 bpd, además las fuentes secundarias han venido reportando consistentemente unos 30.000 bpd más de lo que nuestros números indican.
Aparentemente, esto corresponde al diluente inyectado en los pozos y al utilizado en el campo. De manera que, según nuestro base de datos, el promedio del año 2022 fue de 680.000 bpd y el promedio del primer semestre del 2023, alcanzó 708.000 bpd.
El incremento interanual es, en gran parte, debido a las actividades de Chevron que bajo la licencia que les confirió la OFAC (Oficina de Control de Activos Extranjeros, que administra las sanciones contra el gobierno venezolano), pueden ejercer actividades de recuperación de producción diferida, más no están autorizados para realizar inversiones en generación de potencial incremental, o sea que no pueden perforar pozos.
Chevron, una vez que tuvo conocimiento de que la licencia estaba tramitándose, cerró en Campo Boscán (estado Zulia), el cual no fue abierto hasta finales de año 2022, atribuyéndose la totalidad de la producción de este campo a la recuperación post licencia. En la actualidad las empresas mixtas de Chevron producen unos 122.000 bpd (50.000 en Boscán y 72.000 en las dos empresas mixtas en la Faja del Orinoco).
Este año, también ha habido algunas actividades de recuperación de producción diferida en otros campos, pero estos incrementos apenas compensaron la declinación y los cierres causados por accidentes y cortes eléctricos.
Para incrementar el potencial de producción del país, es una condición ineludible perforar y poner en producción pozos de desarrollo, para lo cual se requiere activar taladros de perforación.
La fuente más confiable para conocer el número de taladros operando lo constituye el Informe Semanal de Taladros Activos, publicado por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes. A menudo, hay una confusión en la terminología de designación de taladros, ya que equipos similares pueden utilizarse para perforar y para reparar pozos, sin embargo, el número que sirve de indicador de generación de potencial es el número de taladros activos que se encuentran perforando pozos nuevos. Esa es la clasificación que la empresa Baker Hughes utiliza en forma estricta.
Así las cosas, en Venezuela no hubo actividad de taladro desde octubre del 2022 hasta marzo 2023, a partir de abril comenzó la operación de perforación con un taladro en PetroMonagas, en mayo se incorporó una segunda unidad. Estos taladros todavía no han contribuido a la generación de potencial, aunque ya se hayan perforado los hoyos de superficie de las localizaciones en una macolla.
A pesar de tener 1,2 millones de bpd de capacidad de refinación instalada en el país, varios accidentes, el mayor ocurrido en el 2012 en Amuay, y numerosos otros incidentes han plagado los últimos 20 años a la industria, lo que limita el uso de esa capacidad.
El origen de la mayoría de estos incidentes es falta de mantenimiento y falta de recurso humano calificado.
La utilización de las refinerías en los últimos años ha oscilado entre 15% y 20 % de la capacidad instalada. El problema más relevante ha sido la incapacidad de mantener operativos las plantas de procesos relacionados con la producción de gasolina; plantas de craqueo catalítico, reformadores, y procesos de desulfurización, generando una escasez crónica de este vital combustible, además de la distribución de productos fuera de especificaciones.
A pesar de que tanto la refinería de El Palito como el Complejo Refinador de Paraguaná (CRP) han sido intervenidas por empresas iraníes, bajo contratos millonarios, los resultados no han sido halagadores, ya que la intermitencia y continúas paradas de sus procesos ha continuado después de las supuestas reparaciones. En la actualidad, solo se produce alrededor del 20 % de la demanda interna de gasolina.
La exportación de crudo desde que se impusieron las sanciones en 2019 y previo a la entrada en vigor de la Licencia de Chevron, ha estado orientado hacia el mercado del lejano Oriente, complementado por Cuba.
Estas exportaciones de crudo sancionado pasaron por una evolución en sus mecanismos de ejecución, primero utilizando los brazos comerciales de Rosneft, seguido por intermediarios mexicanos como Libre Abordo y el Grupo Schlager, asociados a Alex Saab, y posteriormente a través de una cadena de intermediarios poco conocidos de Rusia, Turquía, EAU y otros centros de evasión fiscal que transportaban y transferían los cargamentos de barco a barco hasta lograr eliminar vestigios del origen del crudo y venderlo, con su nueva denominación de origen, a China.
Generalmente los tanqueros utilizados son viejos y rebautizados con identificaciones a menudo falsas.
En paralelo, se estableció un esquema de trueque de condensado iraní por crudo venezolano en el cual Irán se encargaba de rebautizar el crudo para acceder el mercado chino. Sin embargo, este proceso engorroso y ciertamente al borde de la ley, se vio adversamente afectado por corrupción y estafa en la cadena de transferencia del crudo y, más recientemente, por la competencia del crudo ruso que inundó el mercado chino por las sanciones del mundo occidental sobre Rusia.
El efecto neto es que el precio final que ha venido recibiendo Venezuela está fuertemente descontado y a veces ni siquiera llegaba a Venezuela, tal como lo denunció la misma Fiscalía General de la República, cuando destituyeron toda la cadena de mando petrolero por la desaparición de fondos. De manera que el precio efectivo tiene una reducción de 25% a 40 % con respecto a los precios oficiales de las segregaciones venezolanas.
Con las exportaciones manejadas por Chevron hacia USA, a partir de este año, un promedio de 140.000 bpd se venden a precios de mercado en el PADD 3 de USA, de lo que Chevron paga las regalías e impuestos y operaciones incurridas por la empresa mixta y el resto se convierte en repago de la deuda que PDVSA mantiene con Chevron. Se estima que unos $500 millones ya han sido saldados del total adeudado.
Las ventas de divisas, por parte de Chevron, a través del sistema bancario nacional han servido para tratar de mitigar la devaluación del sigo monetario nacional.
La intención original de la licencia de Chevron, y de otras esperando en la cola, era de ser un instrumento progresivo para liberalizar las sanciones a medida que se lograban acuerdos entre la administración de Maduro y la oposición en la vía hacia lograr unas elecciones democráticas, justas y verificables.
Las negociaciones fueron suspendidas por la parte de la administración de Maduro, y las progresividad de las licencias ha quedado en suspenso, por lo que la recuperación de la producción está llegando a una meseta difícilmente soslayable sin inversiones.
Finalmente, el corolario de este recuento es que para recuperar la industria petrolera venezolana, no bastan pañitos calientes, se requiere una transformación profunda de la política petrolera, las leyes aplicables, las instituciones y no menos importante, la recuperación de la ética y la confianza en el país.
Un informe mundial de la OPEP le pone números a la debacle de la industria petrolera de Venezuela y explica escasez de gasolina pese a los parches en Amuay. Nada de esto se soluciona sin inversiones masivas, y éstas a su vez dependen de que haya elecciones libres.
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Un negocio millonario prospera con la reventa de gasolina para uso en las minas del estado Bolívar, mientras los ciudadanos comunes están obligados a hacer colas de largos días en las bombas de Ciudad Bolívar, Ciudad Guayana y el pueblo de El Callao.
