VENEZUELA Y SU PETRÓLEO ANTE LA CRISIS GLOBAL

Carlos Mendoza Pottellá,
19 de Agosto, 2008

 

La explosión de la crisis económica global, en la que estamos inmersos, caracterizada ya por muchos como una crisis sistémica, ha afectado también a los instrumentos analíticos con los cuales normalmente se estudiaba al mercado petrolero y sobre cuyas bases se realizaban las estimaciones que permitían prefigurar un panorama que apoyara la toma de decisiones en materia de política económica.

Incertidumbre es hoy la palabra de orden en este mercado. El desconcierto es tal, que hoy observamos irónicos titulares como el siguiente: “Experts sure oil will go to US$150 - or US$50” refiriéndose a las predicciones de los supuestos “estrategas” de la fallida Merrill Linch, quienes todavía se atreven a formular escenarios. Pese a lo aparentemente disparatado, tal es, sin embargo, y sin ironías, el rango de la incertidumbre.

Es en este marco en el cual intentamos vislumbrar las alternativas que nos depara el futuro en materia petrolera. Para ello, debemos reevaluar la situación de ese mercado a la luz de las novedades que introducen los recientes acontecimientos, pero sin olvidar los factores que hasta hace dos semanas constituían la explicación de su comportamiento. Veamos:

Según muchos analistas, la evolución alcista de los precios del petróleo a partir del 2004, fue el resultado del cada vez más estrecho balance entre oferta y demanda, debido a la emergencia de nuevos consumidores como China y la India, y a las expectativas negativas de la evolución de ese equilibrio que se manifestaron desde entonces. Adicionalmente, desde mediados de 2007, comenzaron a actuar desaforadamente los agentes de la especulación que llevaron esos precios a niveles que no tenían ninguna relación con factores estructurales, como fue el alcanzado por el crudo WTI de 147,5 dólares el barril a mediado de julio del presente año.

Esta evolución puso de moda, en los años siguientes a 2004 y hasta hace unas semanas, las predicciones sobre el inicio de la declinación de los recursos petroleros mundiales. El “peak oil”, el pico de la campana de las reservas petroleras a partir del cual se iniciará la rama descendente de las existencias de hidrocarburos, predicho en los años 50 por Marion King Hubbert, fue un tema de múltiples interpretaciones y discusiones en los diversos centros de análisis e intereses económicos, energéticos, petroleros y sobre todo, geopolíticos.

La predicción de Hubbert para los 48 Estados contiguos de los Estados Unidos se comenzó a cumplir, certeramente, a partir de 1971. Recientemente, varias áreas productoras han comenzado a dar las muestras definitivas de su agotamiento: México, Mar del Norte, Indonesia, la cuenca occidental venezolana, etc.

Sin embargo, los adelantos tecnológicos han permitido hacer más eficiente el drenaje de los yacimientos convencionales y extender su vida productiva por la vía de aumentar el porcentaje de recobro del crudo depositado en ellos. Igualmente, esos adelantos han permitido la incorporación de crudos hasta ahora considerados “marginales” para suplir el agotamiento de los “convencionales”. Pero todo ello sólo es posible en condiciones de precios que soporten los mayores costos que esa incorporación “marginal” comporta.

El gráfico No. 1 es precisamente una expresión de las discusiones sobre cuan cerca o cuan lejos está el “pico”, o como sostiene la fuente que genera dicho gráfico, “la meseta ondulada” que corona el nivel a partir del cual se iniciará el agotamiento definitivo.

Como puede observarse, existe una brecha de 40 años, entre 2010 y 2050 entre las predicciones de los pesimistas y los optimistas. Pero ya desde el año 2000 comienzan a aparecer los petróleos no convencionales, “marginales”, como complementos del suministro que requiere el mercado global. Esos crudos se encontraban al margen, precisamente porque los costos que implicaban convertirlos en crudos livianos y dulces, fungibles, según los requerimientos del mercado, no eran sustentados por los precios vigentes en las dos décadas anteriores.

Pero su entrada al mercado no es, como pensaban Giusti y sus estrategas de la apertura a 15 dólares el barril, una consecuencia de los altos precios, sino todo lo contrario: los altos precios son requeridos para poder complementar una oferta desfalleciente, incapaz de responder a los requerimientos de una demanda alimentada por los nuevos y masivos protagonistas ya señalados.

El mercado internacional, dado el nuevo equilibrio oferta demanda que se observaba en los últimos 4 años, necesitaba que el crudo recibiera cotizaciones que permitieran estimular el financiamiento de las inversiones requeridas para la extracción de crudos más costosos, en localizaciones profundas, costa a fuera, o extremas como el Polo Norte, y para mejorar los crudos pesados, extra-pesados y ácidos, que dominarían la oferta mundial durante los próximos años.

Los costos de convertir un barril de petróleo extrapesado en un crudo mediano promedian ya entre los 25 a 35 dólares, y eso es así tanto para las arenas bituminosas de Canadá como para el crudo que se extrae de la Faja Petrolífera del Orinoco. Estos niveles de costos implican precios cuyo piso oscila alrededor de los 80 dólares el barril.

Todo lo anterior estuvo vigente de manera incontrastable hasta hace unas dos semanas, cuando surgió la posibilidad de que la crisis económica global afecte profundamente a la economía real productiva y se produzca una destrucción de demanda tal, que desestimule las inversiones en las localizaciones de mayores costos y abra de nuevo la brecha de capacidad ociosa en la OPEP, con la cual, por cierto, se sostuvieron los bajos precios de los años noventa.

Los cuadros que se insertan retratan la evolución de las variables fundamentales del mercado a las que nos hemos referido, en los dos últimos años.

Ahora bien, en la situación actual, donde ya se ha producido una caída de los precios por ruptura de la burbuja especulativa y la emergencia de una perspectiva de destrucción de demanda debido a la severidad de la crisis económica, es ineludible el planteamiento de los posibles escenarios de precios a los que nos enfrentaremos.

Los supuestos utilizados para realizar nuestras estimaciones parten de considerar tres posibilidades de duración de la crisis y la recesión:

La escenarios….

La severidad de estos escenarios puede ser calibrada al revisar la situación de nuestros yacimientos petroleros.

La producción petrolera venezolana enfrenta una perspectiva de costos crecientes, debido a la necesidad de contener la ya conocida tendencia a la declinación de los yacimientos de crudos convencionales, la cual alcanza a una tasa elevada tasa anual, de más del 20%. Lo cual quiere decir que si no se realizan los gastos de mantenimiento y estimulación crecientes que requieren esos yacimientos, podrían ser declarados inexplotables, técnicamente, “secos”, en cinco años.

En primer lugar, los crudos de la cuenca zuliana, los cuales, después de casi cien años de explotación, se encuentran en el curso más acelerado de declinación y cuyos costos para mantener los niveles de producción y aumentar el recobro adicional de los mismos crecen aceleradamente. La prolongada explotación agotó ya casi todo el gas que permite el levantamiento de las columnas petroleras por las bombas (balancines), razón por la cual depende cada día más del gas de otras regiones. Por ahora, del gas procedente de Colombia y en unos años más, cuando se complete interconexión centro occidental, ICO, por el gas procedente del sur de Anzoátegui y más adelante el de Paria y la Plataforma Deltana. Pese a las dificultades crecientes, esa explotación es todavía rentable a los precios actuales porque se trata de crudos mediano-livianos y de bajo contenido de azufre, pero sus perspectivas de duración son ya bastante limitadas. Y, en el mediano plazo, sólo a precios superiores a los 70 dólares el barril será sostenible su explotación y drenaje máximo posible.

Por su parte, la producción de crudos livianos que se obtiene en el norte de Monagas, cuya explotación es relativamente reciente, desde los años 80, tienen una expectativa de duración total menor a la centuria a la cual se acercan los campos occidentales, por el menor volumen de los depósitos y la mayor profundidad de los yacimientos, amén del ritmo creciente al cual están siendo drenados para compensar la caída de la producción en la Cuenca Zuliana. En el resto de la Cuenca Oriental predominan también los campos maduros que requieren de creciente estimulación para el levantamiento de la producción.

La Faja Petrolífera del Orinoco se constituye en la opción de continuidad a largo plazo para la explotación petrolera en el país, pero sólo en un ambiente de precios superiores a los requeridos por losa crudos convencionales. En ella existen ya cuatro “mejoradores” de crudo extrapesado, cuya capacidad total para generar crudos sintéticos de más de 30 grados API es de 600.000 barriles por día. Las restricciones en este caso serían solamente de capacidad financiera: El último de esos mejoradores costó más de 5.000 millones de dólares; es decir que, para producir sólo 200.000 barriles diarios, hubo que invertir semejante cantidad. Pero transcurridos ya más de seis años de su instalación y considerando la inflación y el consecuente crecimiento de los costos y gastos de adquisición y puesta en operación de cada mejorador que se necesite a partir de ahora, implicará una inversión de un orden superior a los 10.000 millones de dólares.

Los planes para cuantificar y certificar reservas en esa Faja, hasta alcanzar una meta de 236 mil millones de barriles de reservas probadas, nos dan un indicador de las magnitudes de la inversión requerida para producir esas reservas: Por ejemplo, para producir tres millones de barriles diarios en un plazo relativamente breve, considerando la utilización de la tecnología ya probada en el sitio, se requerirán, como mínimo 15 de estos mejoradores, lo cual representa una inversión de más de 150 mil millones de dólares. A esa tasa de producción (3.000 b/d), la duración de esas reservas parciales cuantificadas, cuantificadas y por cuantificar, sería de más de 215 años. [236.000 Millones / (3.000 x 365)]

Valga la digresión, esas cifras también reflejan el carácter más que futurista de la meta de certificación establecida para alcanzar en el año 2013. Si se pretendiera drenar en 50 años esa porción certificada de la Faja, -produciendo 12 millones de barriles diarios- se requeriría una inversión del orden del billón de dólares. Ello sin mencionar que esos 236 mil millones de barriles constituyen aproximadamente la quinta parte del petróleo originalmente en sitio (POES) que se ha calculado (hasta ahora) que está depositado en esa región, un billón doscientos mil millones de barriles.

Estas magnitudes tienen también un significado geopolítico con implicaciones de alta sensibilidad para nuestro país y su posicionamiento en el mundo. De ello han estado conscientes siempre los planificadores de los destinos universales en diversos centros de poder. (El plan Cahla Norte, de la dictadura militar brasileña durante los años 70, que proponía la “toma” por Brasil -en ejercicio de su pretendida condición de subimperialismo- de todo el sur de Venezuela para garantizar la explotación de la Faja, es un claro ejemplo de ello).

Hay que tomar en cuenta, además, que planificar producción petrolera para más de cinco décadas puede resultar un ejercicio de exagerada fantasía, si se consideran todo los factores que confluyen hacia una necesaria sustitución de los combustibles de origen fósil por alternativas menos destructivas y, en primer lugar, por el incremento de la eficiencia del consumo energético en general

Hay suficiente crudo en los mercados para cubrir la demanda actual, pero, tal como se constata al revisar los pronósticos OPEP de abril de 2008: para el año 2030 se requerirá un suministro adicional de casi 30 millones de barriles diarios. Por lo pronto, en el corto plazo, y más allá del fenómeno especulativo, lo cierto es que los costos de los combustibles derivados de los hidrocarburos se encuentran en franco crecimiento. Si existiera la posibilidad de que los precios petroleros bajaran a promedios de 50 ó 60 dólares por barril, entonces si podría presentarse un grave problema global de suministro, porque, sencillamente, no se realizarán las inversiones necesarias para aumentar la oferta a los ritmos exigidos por la demanda.

 

 

Con tales límites inferiores, el horizonte de producción del petróleo venezolano es muy amplio, en tanto no se produzca una sustitución total del petróleo por fuentes alternativas de energía. Vale decir entonces que el petróleo venezolano durará más que la era de los hidrocarburos como combustibles para la generación de energía.

El fin de esta era ha sido predicho muchas veces, fallidamente, desde hace más de 30 años. Sin embargo, no podemos confiar en que siempre será así, aunque ello no sea visible a corto plazo. Los largos plazos comienzan hoy y no podemos esperar estar colocados al borde del precipicio para actuar, vale decir, para comenzar el camino de la eternamente pospuesta “siembra petrolera”, aquella que nos permita independizarnos de su renta y de sus condicionantes externas.

19 de agosto de 2008