PDVSA con muy pocas opciones para 2016

Entre 2008 y el cierre de 2014, PDVSA dejó de producir 749.000 B/D de crudo de los campos tradicionales.

Entre 2008 y el cierre de 2014, PDVSA dejó de producir 749.000 B/D de crudo de los campos tradicionales.


 
Desafortunadamente, al día de hoy la Faja Petrolífera del Orinoco no termina de levantar cabeza

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

PDVSA se encuentra en una situación harto compleja y difícil, que nace como consecuencia de la escasa visión de conjunto, del descuido de lo medular y de un enfoque agravado en actividades no productivas presente entre su junta directiva. Para el cierre de 2008 PDVSA producía 3.260.000 B/D, un nivel de producción cercano al récord de la vieja PDVSA logrado en 1998 de 3.449.000 B/D, pero contando con unos yacimientos más maduros, más agotados y con el agravante técnico de haber soportado las consecuencias nefastas de un sabotaje de la magnitud del ocurrido durante 2002.

Técnicamente, los yacimientos una vez cerrados difícilmente recuperan el terreno ganado, haciendo falta un esfuerzo superior al ya invertido originalmente, solo para poder poner a producir los mismos. A partir de 2007-2008 PDVSA se enfoca en desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y Costa Afuera, mientras dejaba perder los logros alcanzados tanto en las áreas tradicionales, como en PDVSA GAS Anaco. Este plan de negocios fue promovido por el Eulogio Del Pino hacia finales de 2005, cuando ejercía la dirección de CVP. La FPO y Costa Afuera son sin duda alguna proyectos estratégicos para la nación, ¿pero por qué dejar perder los logros de producción alcanzados luego del paro de 2002?

Mientras Del Pino promovía costa afuera, descuidaba las operaciones de PDVSA GAS ANACO, que para entonces producía unos 1.650 millones de pie cúbicos día (MMPCD), con un potencial de más de 2.200 MMPCD. Hoy día la producción se ha abatido 732 MMPCD @ 30/11/2015, producto de la escasa pericia, de dudosas prácticas operacionales y de la baja moral que ha tomado cuerpo entre el personal técnico y de campo en PDVSA GAS ANACO.

 

Pdvsa_Gas_Anaco_produccion_2012-2015

 

Luego de más de 10 años desde su anuncio en 2005, el país aun espera por el gas prometido por Eulogio Del Pino de Costa Afuera, mientras el país sufre las consecuencias de la escasez de gas. Escasez que golpea salvajemente los ingresos de la nación, al impedir el reemplazo de diésel termogénico, la conversión a gas vehicular y limitar la ya golpeada y disminuida expansión industrial. Estos desmanes han ocasionado solo en el caso de reemplazo del gas de termogeneración, una perdida a la nación de más de 35 mil millones de dólares por año, según cifras de Rafael Ramírez[1].

El futuro de Costa Afuera es hoy más incierto que nunca. El anuncio hecho en julio sobre la puesta en producción del primer pozo en el campo Perla no pasó de ser solo eso: un anuncio. Los números no cuadran por ningún lado para PDVSA en dicho proyecto, y los problemas con la infraestructura y los pozos se multiplican. Para colmo, PDVSA parece haber reconocido verbalmente a las operadoras ENI y REPSOL, un precio del gas de 3.69 US$/MMBTU, cuando hoy día los precios en el GOM rondan los 2.23 US$/MMBTU (Henry Hub).

El caso de la FPO surge como parte de una motivación meramente político-expansionista y de una fallida gestión exploratoria, incapaz de incorporar los volúmenes de reservas necesarios de segregaciones de crudo liviano y mediano, así como de mantener la producción proveniente de los campos tradicionales tanto de oriente y occidente. Desafortunadamente, la FPO no termina de levantar cabeza. Dicho proyecto se ha visto signado desde sus inicios por un oscuro viso de corrupción y trafico de influencias. Más allá de ello, el equipo de la FPO no ha sido capaz de elevar, ni sostener producción a pesar del descomunal desembolso de capital. Se complican las operaciones, los pozos se arenan, incrementa la producción de agua, la producción cae y se multiplican los pasivos ambientales en la FPO. La meta de 4.000.000 B/D para 2019 no será ni remotamente alcanzada.

El equipo del Del Pino desvía el gas para inyección en en el norte de Monagas hacia producción para poder satisfacer compromisos con terceros, mientras pierde oportunidad de producir petróleo. Abundan en Occidente y Oriente proyectos descontinuados y abandonados de recobro mejorado y producción asistida que han traído como consecuencia la desaparición sistemática de una preciada producción de crudo liviano y mediano que Venezuela requiere con urgencia. La exposición de capital en exploración y producción a partir de 2008 deja en evidencia una descomunal inversión improductiva de más de US$70.000 millones, que a la postre no ha añadido un solo barril a producción, sino que por el contrario le ha hecho perder no solo volumen de crudo de mucha mayor valorización ante los mercados globales, sino también oportunidades de posicionamiento y un abatimiento de la tasa de monetarización de sus activos y recursos. Entre 2008 y el cierre de 2014, PDVSA dejó de producir 749.000 B/D de crudo de los campos tradicionales, mientras que solo ha podido incorporar 188.000 B/D netos de la FPO, para un déficit absoluto de 561.000 B/D de crudo liviano-mediano (L/M).

 

Pdvsa_produccion_deficit_2008-2014

 

Al mismo tiempo, PDVSA pasó de producir una relación de pesado-extrapesado (X/XP), a condensado-liviano-mediano (C/L/M) de 34% en 2005, a mas del 60% de X/XP en 2015. Es decir por cada barril que PDVSA produce actualmente, cerca del 60% es X/XP. Al tener un crudo más pesado, más contaminante y más complejo de refinar, su competitividad ante lo mercados sufre drásticamente y con ello sus ingresos, ya que adolece de la flexibilidad necesaria para adaptarse a los cambios que el tablero energético actual demanda y confina sus opciones.

Si partimos de la premisa de que la corriente de crudo X/XP de la FPO posee una API de 14 grados y deseamos producir una mezcla de 22 API a partir de un crudo diluente de 35 API, se requeriría un porcentaje de crudo diluente de cerca del 40%. Es decir por cada 10 barriles de crudo mezcla se requerirían 4 de crudo diluente; unos 532.000 B/D al nivel de producción actual de la FPO. Un crudo diluente cuya disponibilidad escasea y por ende se ven forzados a importar, acarreando consigo costos mil millonarios en divisas para la nación; costos de desarrollo, costos de transporte, costos de refinación, costos de oportunidad de mercados y costos de importación de crudos y derivados. PDVSA ante la extrema necesidad de recursos y la poca capacidad de respuesta que posee, escoge apostar a la FPO. Pero se equivoca nuevamente PDVSA si apuesta solo a la FPO, ya que el costo de producir un barril en la FPO se acerca peligrosamente al valor de exportación de nuestra canasta, precisamente en el entorno de los 33 $US/B.

Entre 2014 y 2015, Irán, Irak y Arabia Saudita han sumado a su producción cerca de 1.300.000 B/D, mientras que PDVSA ha dejado perder entre 140.000-170.000 B/D. La expectativa de crecimiento para la economía mundial durante 2016-2017 se avizora tímida y marginal en el orden del 0.2-0.3% para un 3.3-3.4%. Ello presagia un entorno de baja demanda de energía en medio de una ya abundante oferta de crudo, un escenario sin lugar a dudas bastante difícil para Venezuela. Surgirá la necesidad a nivel país, de medidas impositivas de bajo perfil populista, que llegarán sin lugar a duda con mucha fuerza durante 2016.

A menos que ocurra un evento geopolítico no previsto que dificulte el flujo y los movimientos de crudo en áreas críticas de MENA, o que no se cristalice la firma del acuerdo nuclear con Irán, las esperanzas para un cambio evidente en los precios del barril son reducidas para el corto plazo. Ello obliga desde ya a PDVSA a tomar medidas de contingencia de alto impacto, pasando por una restructuración de su base de recursos y estructura organizativa, una optimización diametral de sus operaciones y la reinserción obligada de la tecnología y la experticia en la toma de decisiones.

 

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Referencia:

[1] Ver: http://www.noticias24.com/venezuela/noticia/181723/venezuela-no-esta-exportando-
gas-la-produccion-actual-es-de-7-200-millones-de-pies-cubicos-afirmo-ministro-ramirez/

Einstein Millán Arcia | Experto Internacional en Petróleo y Gas Upstream / Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo (UDO – 1979)
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