Petróleo venezolano:
Mirándonos en el espejo
canadiense
Carlos Mendoza
Pottellá
Retomando el
tema de la situación de la industria petrolera venezolana y las perspectivas
del mercado mundial que hemos tratado en entregas anteriores de esta sección, aprovechamos
el envío que nos hace un distinguido colega de la publicación corporativa
canadiense, Oil Sands Magazine, de
fecha 15 de febrero de 2016, titulada ¿Por
qué Venezuela es el mayor competidor de Alberta? [1]
Desde el
propio título y la fecha de publicación, ese trabajo nos brinda una nueva es
oportunidad de observar, un año y tres meses después, la inmensa brecha entre
la realidad y la venta de futuros luminosos que la contradicen.
En verdad,
nos encontramos ante un espejo canadiense de los megaplanes elaborados sobre la
Faja Petrolífera del Orinoco, fundados en un inexistente panorama de
crecimiento de la demanda petrolera que desbordaría la demanda en el mediano
plazo y haría volver a los altos precios. Pero también es un canto a la
necesidad de aflojar controles estatales y pretensiones de soberanía, la
eliminación de restricciones “excesivamente” ambientalistas, y sobre todo la
rebaja de las cargas fiscales, condiciones que implícita o explícitamente acompañan
a todas las propuestas productivistas a troche y moche.
Pero en algo
tienen razón los editores del trabajo que nos ocupa, y es en lo referente a las
ventajas geológicas y técnicas del crudo de la Faja y en su conclusión de que,
por eso, los proyectos canadienses son peores que los venezolanos dentro del
ranking de factibilidad que resulta de la comparación de las respectivas tasas
internas de retorno.
En efecto, en
los escenarios de los centros especializados en el análisis del mercado que
muestran los niveles de precios requeridos para el desarrollo de nuevas
producciones hasta los años 30 y 40 de este siglo, para la Faja del Orinoco ese
nivel es de 90 dólares por barril, mientras que los precios requeridos en los
proyectos de las arenas canadienses oscilan entre 120 y 160 dólares el barril,
según sea la forma de su extracción, si minera o convencional petrolera antes
de ser "mejorados".
En ambas
localizaciones -Canadá y Venezuela- todos los escenarios consultados [2]
pronostican que los volúmenes adicionales de crudos extrapesados que podrán ser
producidos en cada una de ellas no pasarán de dos o tres cientos de miles
barriles diarios dentro de 13 años, que es uno de los lapsos de la estimación.
El recuento
de las incidencias canadienses que mencionamos lo hacen publicaciones como
Petroleum Economist, Oil Price, Bloomberg, World Oil. De la primera de ellas
hacemos una síntesis libre de dos trabajos del analista Shaun Proczer. [3] Su exposición es suficientemente concisa como.
para que no sea necesaria una mayor argumentación:
Por todas partes, las
Compañías Petroleras Internacionales están abandonando las arenas petrolíferas
de Canadá. Después de Total y Statoil el año pasado, Shell y Conoco-Phillips
completaron operaciones de reducción de valor por 30.000 millones de dólares
canadienses (22.370 millones de dólares estadounidenses). La venta plantea
preguntas sobre la competitividad de las arenas petrolíferas en una era de
petróleo de lutitas más barato… ha planteado una pregunta espinosa para los
productores canadienses de arenas petrolíferas: ¿en qué punto el petróleo en el
suelo deja de existir en el balance? La respuesta es, cuando la SEC (Securities
Exchange Comission) Comisión de Intercambio de Valores de los Estados Unidos lo
diga.
La pregunta se agudizó
después de que ExxonMobil se vio obligada a cancelar 3.500 millones de barriles
de sus reservas de arenas petrolíferas en su declaración anual de 10 K. Se
trata de la totalidad de la reserva de reserva de su mina de arenas de Kearl,
que fue puesta en servicio en 2013 a un costo de 12.900 millones de dólares
canadienses (US$ 9.810 millones) y otros 200 millones de barriles de betún en
su proyecto in situ Cold Lake. La reducción de las arenas bituminosas redujo
las reservas probadas de ExxonMobil en un 20%.
ConocoPhillips siguió el
ejemplo, reduciendo a la mitad sus reservas probadas de arenas petrolíferas,
eliminando efectivamente 1.300 millones de barriles de arenas bituminosas y
otros 1 millardos de barriles de recursos bituminosos.
Estos barriles han
desaparecido del libro de contabilidad sin dejar rastro. En total, equivale a
alrededor del 3% de las reservas probadas del Canadá, que se han considerado las
terceras más grandes del mundo, después de Arabia Saudita y Venezuela.[4]
Royal Dutch Shell anunció el
jueves que venderá casi todos sus activos en arenas bituminosas, la última
señal de que las operaciones en los recursos canadienses continuarán en conflicto mientras que los precios del
petróleo se mantengan en niveles históricamente bajos y las compañías
energéticas se encuentran bajo una creciente presión para que reduzcan sus
impactos en el cambio climático. [5]
A nivel
global, hace más de dos años que comenzó el proceso de reducción de inversiones
en las localizaciones menos rentables, Ártico, Mar de Barents, aguas profundas
en general, Canadá, etc.
La cifra de
esos recortes de gastos de capital desde entonces se acerca al billón de
dólares.
En la Faja,
los socios extranjeros de PDVSA han estádo jugando a la pelota quieta desde
hace años, posponiendo inversiones, solicitando ventajas cambiarias, etc...
Lo
mejoradores previstos para estar listos entre 2016 y 2017 no tienen ninguna
previsión de fecha futura, amén de que, como referimos en los dos primeros
artículos de esta serie, simplemente no existen recursos para cubrir una
inversión de más de 300 mil millones de dólares en 4 ó 5 años, inversión que
naufraga en los mares de los plazos de retorno y la rentabilidad
Para lo que
cuenta hoy en Venezuela, dadas urgencia que plantea una situación económica y
social crítica, que es el corto y mediano plazo, para la Faja del Orinoco las
perspectivas son muy oscuras. Situación muy distinta, por cierto, a la
canadiense, quienes tienen la posibilidad, dados el nivel de desarrollo y
diversificación de su economía, de esperar sentados largos plazos de maduración
de esos “activos varados” que están dejando las compañías internacionales.
Las
informaciones negativas para el desarrollo de petróleos de alto costo y de
largo plazo de maduración no cesan. Según información de Bloomberg,
Los
exploradores norteamericanos de lutitas han incrementado sus presupuestos de perforación
diez veces más rápido que el resto del mundo, para desarrollar campos que
registran gruesos beneficios, aún con la reciente caída de los precios del
petróleo. Wood Mackenzie Ltd. Estima que los nuevos gastos añadirán 800.000
barriles diarios de crudo norteamericano este año, equivalentes al 44 por
ciento de las reducciones anunciadas por el grupo de países liderados por
sauditas y rusos. [6]
Debemos insistir en la ineludible necesidad de
asumir la realidad, por más amarga que ella sea. La formulación de sueños
inviables sólo augura un despertar de pesadilla y cuanto antes comencemos a
poner los pies sobre la tierra tendremos mayores posibilidades de emprender el
difícil camino de salir del rumbo de declinación al que ahora nos enfrentamos.
CMP, mayo 2017
Anexos:
(Estas
compañías, que al parecer son los patrocinadores del citado semanario de
propaganda corporativa, pues aparecen suscritos al final del trabajo, son
también las protagonistas de las incidencias desafortunadas referidas en los
textos canadienses que citaremos más adelante)
[2] Rystad Energy,
Septiembre 2015, HIS CERA, 2015-2016,
Wood Mackenzie, Febrero 2016, K. Haiswoerth, The Future of oil. Reportes mensuales y anuales de
OPEP, Agencia Internacional de Energía, Energy Information Administracion (DOE,USA),
BP, 2015- mayo 2017
[3][3] Proczer, Shaun, Canadian´s missed barrels, Petroleum Economist, 3/5/2017. Canada´s
great IOC´s exodus, Petroleum Economist,
10/5/2017..
[4] Canadian Missing Barrels
[5] Nicholas Kuznetz, 9/3/2017
[6][6] J. Carroll, Bloomberg, 5/5/2017
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