Gestión de PDVSA del 2002 al 2015

La PDVSA bajo la dirección de Eulogio del Pino perdió el norte al descuidar actividades medulares y enfocarse en “negocios” improductivos para el país.

La PDVSA bajo la dirección de Eulogio del Pino perdió el norte al descuidar actividades medulares y enfocarse en “negocios” improductivos para el país.

 

La Vicepresidencia de Exploración y Producción de manos de Eulogio Del Pino fue responsable de más del 95% de los casos de derrames de crudo que adversamente afectaron las diversas reservas acuíferas, flora y fauna del país, constituyendo un crimen ecológico de grandes dimensiones

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

A medida que transcurre el tiempo, la integridad operacional, financiera y tecnológica que presenta PDVSA pareciera complicarse. Ante las claras evidencias de riesgo terminal, no solo interno sino global, en cualquier otro país con una sana y objetiva administración, sus accionistas hubieran ya tomado serias y drásticas medidas correctivas; y, más allá, combinadas con maniobras de fondo en la componente macroeconómica y socio cultural, de alto impacto para poder enfrentar un futuro que amenaza cada vez con más fuerza al país.

Luego de la contracción ocurrida en 2008, los países del golfo pérsico triplicaron su nivel de actividad, se enfocaron en mejorar sus indicadores económicos y buscaron con ahínco la excelencia tecnológica como arma para reducir costos y mejorar la eficiencia, iniciaron una cruzada con el fin ulterior de captar y asegurar mercados a futuro. A partir de 2008 PDVSA se embarcaba en proyectos, aunque estratégicos, costosos e inconvenientes para el país y entraba en una espiral de gastos dispendiosos contando con la permanencia de un barril por encima de los 80 dólares, desatendía la producción de crudos convencionales y descuidaba PDVSA Gas Anaco. PDVSA entraba en una era de decadencia, endeudamiento y fracasos. PDVSA daba señal de inestabilidad en sus políticas y directrices, que ponían en duda su posición ante el mundo como suplidor confiable, no solo para honrar sus compromisos actuales sino para hacer frente a los retos que vendrían en 2014.

A partir de 2008 PDVSA básicamente reasignó sus taladros operativos, descuidando sus áreas tradicionales, esas que producían los crudos de mayor valorización: los condensado/liviano/mediano (C/L/M). Precisamente desde 2009 se inicia la perforación de pozos en la Faja del Orinoco (FPO), donde PDVSA solo ejecutó un reacomodo de sus taladros, acompañado de un tímido aumento en la actividad del orden del 30%, mientras sus colegas de la OPEP lo hacían en exceso al 300%, con mucho menos reservas en su haber. El objetivo de estos países, basado en esa visión estratégica que escasea en PDVSA, era preservar a toda costa sus mercados y acumular fondos de previsión financiera para sus naciones. PDVSA no solo no aumentó su nivel de actividad, sino que desmejoró de manera marcada sus indicadores de gestión. Las operaciones de perforación y reacondicionamiento de pozos experimentaron desde 2007-2008 una inusitada disminución en el porcentaje de éxito. Los días requeridos para perforar y reparar pozos y los costos por pozo se elevaron sustancialmente en un 150%-200% dependiendo del activo, mientras que los barriles por día generados por pozo disminuyeron drásticamente, haciendo el barril producido cada vez más costoso. En PDVSA Anaco por ejemplo, el porcentaje de éxito ha pasado de más de 90% en 2008, a menos de 30% actualmente, incidiendo negativamente en el costo final de producción por barril de petróleo y millar de pie cúbico de gas.

Según cifras oficiales, PDVSA cerró 2015 con una producción nivel nación de 2.752.000 B/D, mientras que para 2014 había promediado 2.899.000 B/D y para 2013 unos 3.015.000 B/D. Solo desde 2013 al cierre de 2015, PDVSA dejó perder una producción vital de más de 260.000 B/D.

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 máe US$80.000 millones que a la postre no ha añadido un solo barril a producción, sino que por el contrario le ha hecho perder no solo volumen de crudo de mucha mayor valorización ante los mercados globales, sino también oportunidades de posicionamiento y un abatimiento de la tasa de monetarización de sus activos y recursos. Los barriles por día generados por cada millón de dólares invertidos en PDVSA han declinado de más de 50 (B/D)/MMUS$ en 2004, a menos de 12 (B/D)/MMUS$ en 2015 según datos oficiales.

 

Pdvsa_Rendimiento-Activo_2000-2015

 

Entre 2008 y 2015, según cifras oficiales, PDVSA dejó perder más de 500.000 B/D netos en los activos tradicionales de Oriente y Occidente (incluye líquidos recuperables), habiendo solo conseguido aumentar unos 154.000 B/D en la FPO desde entonces, a pesar de las ingentes y a la vista improductivas inversiones allí erogadas. A ese paso ya resulta imposible lograr la meta anunciada por Eulogio Del Pino de 4.000.000 B/D para 2019 en la FPO.

 

Pdvsa_Produccion_Hidrocarburos_2008-2015

 

El componente de crudos pesado-extra pesado (X/XP) en la segregación global PDVSA ha escalado de 18.8% en 2004, a cerca de 43% en 2014. A medida que aumenta la fracción de X/XP en la corriente total de PDVSA, los costos de producción (según cifras oficiales) se han expandido drásticamente, pasando de 3.77$/B en 2004, a 7.1$/B en 2008 y 18.1$/B al cierre de 2014, lo que significa que la desaceleración de las áreas tradicionales y la incorporación de la FPO incide de manera adversa y amenazante elevando peligrosamente no solo los costos de producción, sino su nivel de competitividad global y el rendimiento financiero de PDVSA.

 

Pdvsa_Costos_Produccion_Crudo_2010-2014

 

De lo anterior resulta sencillo concluir que el riesgo para Venezuela ha pasado de ser hipotético a real, promovido por un portafolio de negocios parapléjico y divorciado en su visión de la realidad del tablero energético mundial y del reconocimiento de la confiabilidad como instrumento de negociación ante el mundo. La industria petrolera de hoy requiere de una dirección que no pierda de vista la productividad de sus activos y los niveles de reposición de sus reservas, de manera de captar mercados en base a un barril rentable, eficientemente producido y procesado.

La progresión cronológica de los principales proyectos bandera y activos convencionales se describen a continuación:

Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)

Ofertó producir 1.635.000 B/D para finales de 2012 y 4.000.000 B/D para 2019. Entre el cierre de 2008 y 2015, la producción de la FPO pasó de 1.057.000 B/D a 1.211.000 B/D (según cifra E. Del Pino), a un costo de más de cerca de 4.000 pozos perforados desde finales de 2008. Un tímido incremento neto de alrededor de 154.000 B/D en 7 años de actividad, tornando imposible lograr la meta de producción de 4.000.000 B/D para 2019. Para lograr dicho objetivo PDVSA tendría que aumentar no menos de 800.000 B/D por año y asegurar una actividad de más de 200-250 taladros/año. El impacto aguas debajo de esta actividad se ve reflejada en el masivo encarecimiento del costo unitario, así como del costo marginal. Ante el escenario actual de precios del barril, este proyecto representa una amenaza para el país al no alcanzar el nivel ganancias y rentabilidad esperadas.

Para el caso del gas

Es menester comenzar exponiendo la destrucción sistemática a que ha estado expuesta PDVSA Gas Anaco desde 2008. La decadencia organizacional continuada a que ha estado sometida PDVSA Gas Anaco desde 2008, ha sido la causante de la sequía de gas para uso termoeléctrico, doméstico e industrial por la que cruza el país. La presidencia y junta directiva de PDVSA ha visto impávida la caída desde 2008 de más de 900 millones de pie cúbicos por día (MMPCD) en su producción de gas. Una producción de gas superior al consumo diario de todas las termoeléctricas del país estimadas en 160.000 B/D de diesel. A razón de 52 US$/B (costo diesel mercado internacional) se traduce en cerca de US$3.100 millones por año que deja de percibir la nación. PDVSA Gas Anaco debería estar produciendo hoy 2.100 MMPCD, pero el descenso en la producción ha sido crónico desde 2008. Para el cierre del mes de marzo 2016 habría alcanzado cifras impensables de entre 750-780 MMPCD, cuando en 2008 producía en exceso a 1.650 MMPCD.

 

Pdvsa_Gas_Anaco_produccion_1999-2005

 

El éxito operacional en PDVSA Gas Anaco se ha reducido a menos del 30%, donde solo 1 de cada 5 pozos logra el nivel mínimo requerido de producción. En PDVSA Gas Anaco el promedio de producción por nuevos pozo ha sido de 1.5 MMPCD, cuando antes de 2008 era de no menos de 10 MMPCD.

Costa Afuera

PDVSA ha querido hacer ver con insistencia que el fluido que contienen estos yacimientos se corresponde con gas seco, cuando en realidad se clasifican en su mayoría como gas condensado retrogrado en unos casos, y gas húmedo en otros casos a condiciones de yacimiento, teniendo implicación directa tanto con el valor real del producto, como con el nivel de ganancias implícitas para la nación. Bajo la legislación vigente y las condiciones actuales de mercado, con un valor para el gas que se mantiene por debajo de los 2.2 US$/MPC en los mercados internacionales y un barril sumamente volátil y deprimido, este proyecto no resulta rentable. Para colmo, el valor que PDVSA reconoce ese gas a las empresas foráneas, menos para el caso de Perla Cardon IV, sería superior al precio internacional actual, como veremos más adelante. La única manera que pudiese resultar rentable sería facilitando la venta del gas en mercados globales una vez se recuperen los mercados, dando incentivos adicionales como la reducción de regalías e impuestos y entregando los líquidos asociados y recuperables de gas como parte de pago, contraviniendo la legislación vigente que rige la materia del gas.

Proyecto Costa Afuera Gran Mariscal 

2005 ofrece una producción temprana del Golfo de Paria y Delta para el cierre de 2008 de 20 a 30 millones de pie cúbicos por día (MMPCD). En 2010 ofrece 600 MMPCD para noviembre de 2012. Para Marzo de 2012 la oferta de producción temprana fue reducida a 300 MMPCD para el cierre del mismo año. Esta segunda oferta fue luego pospuesta para el cierre de 2014. Al cierre de 2014  ofrece 750 MMPCD adicionales. Ciertos pozos perforados han sufrido reveses y pérdidas operacionales, mientras que otros han visto limitada su capacidad de honrar la meta de producción prevista, entre otras razones por un escaso componente tecnológico. Hasta los momentos, no ha habido aun producción a tierra de dicho proyecto. La coyuntura actual de precios del gas y líquido condensado complican las finanzas de este estratégico proyecto y se buscan alianzas con conglomerados asiáticos para poder dar frente a las cuantiosas inversiones allí requeridas y las cuales PDVSA no puede enfrentar. Las condiciones de dichas alianzas son desconocidas.

Proyecto Costa Afuera Cardón IV–Perla

Se comprometió a producir 80 a 100 MMPCD para  2012 y más tarde modificó la oferta a 300 MMPCD para 2013. Habiendo fallado dichas ofertas, difiere la misma para finales de 2014, pero con tan solo 150 MMPCD. A finales de 2014 ofrece unos 450 MMPCD para medianos de 2015, cuando logra llevar a tierra el primer pie cúbico de gas. Dicha producción resulta aun dudosa, no pudiendo corroborarse fehacientemente el volumen real producido. Según cifras mencionadas por voceros de PDVSA, el proyecto Perla Cardon IV, produce entre 300-400 MMPCD al no haber completado aun desde su anuncio en 2008, la infraestructura vital para llevar y procesar dicho gas a tierra. Según información no confirmada, se estaría canalizando el gas producido a través del Complejo Refinador Paraguaná. De ser cierta esta esencia, el impacto en costos y valorización del proyecto ante sus socios debe ser revisado cuidadosamente.

Han sido probados algunos pozos del campo Perla sin haber evidencias firmes aun de producción sostenida. En cuando al precio que PDVSA reconoce a sus socios foráneos por dicho gas, extraoficialmente se habla de un precio de 3.69$/MPC, obligando a PDVSA a subsidiar precios bajo el marco actual del precio del gas considerándole valor actual de mercado internacional del gas <1.8 $/MPC), salvo que haya prebendas no declaradas entre PDVSA y sus socios foráneos. Este proyecto resulta marginal si nos apegamos al valor interno del gas y la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. Resulta perentorio que se aclare cual es el esquema de negocio finalmente pautado con sus socios extranjeros.

Producción Áreas Tradicionales Occidente-Oriente

Estos activos han registrado una caída de producción de crudo en los activos tradicionales de 382.000 B/D en Occidente y 441.000 B/D en Oriente, de un crudo Premium liviano/mediano desde 2008 hasta el cierre de 2015. Evidentemente, PDVSA y la nación han sufrido la pérdida de posicionamiento como suplidor confiable de ciertos mercados estratégicos; mercados donde estos crudos serían ampliamente apetecidos. PDVSA también se ha visto forzada a importar petróleo de similares características que una vez produjimos a Rusia, Argelia e incluso los EEUU y por ende ceder ganancias en mejoramiento de crudo pesado-extra pesado para poder cumplir compromisos con terceros, sumando una cuantiosa pérdida financiera para nuestro país.

En cuanto a la producción oficial de gas se refiere, su análisis merece cierto grado de atención para entender la realidad de las cifras oficiales presentadas por PDVSA.

 

Pdvsa_Produccion_Gas_2006-2014

 

Según cifras oficiales, la producción total de gas del país pasó de 7.072 millones de pie cúbicos por día (MMPCD) en 2006, a 7.422 MMPCD en 2014, mientras que la producción neta de gas pasó de 4.053 MMPCD en 2006, a 4.818 MMPCD en 2014. El gas inyectado por su parte muestra una disminución de cerca de 200 MMPCD entre 2009 y 2014. Si entendemos que:

  • Entre 2002 y 2008 la producción de petróleo experimentó un crecimiento sostenido al pasar de 2.832.000 B/D a 3.260.000 B/D respectivamente. Pero a partir de 2008 dicha producción de petróleo ha experimentado un deterioro continuado con la llegada de Del Pino a exploración y producción, con una caída neta de más de 500.000 B/D entre 2008 y 2015.
  • La producción de gas del país hasta mediados de 2015 provenía en un 85%-90% asociada al petróleo
  • En 2008 PDVSA Gas Anaco la producción de gas se precipitó drásticamente a niveles insospechados, variando de unos 1.650 MMPCD en 2008, a un rango de 750-780 MMPCD actualmente. Es decir, una caída de alrededor de 900 MMPCD
  • Que la producción de gas de los proyectos costa afuera (campo Perla) arrancó a mediados de 2015 con una producción no corroborada de entre 300-400 MMPCD.

¿Cómo es posible que la producción de gas entre 2002 y 2008 haya disminuido en medio de un escenario de aumento de producción tanto de las áreas tradicionales como de PDVSA Gas Anaco y, por el contrario, durante 2008 y 2014 haya habido un aumento en la producción de gas en medio de un escenario de deterioro masivo de la producción de crudo y de PDVSA Gas Anaco? ¿De dónde pudo haber salido el aumento observado en la producción bruta y neta de gas entre 2008 y 2014? La explicación podría estar en la crítica sobre explotación a la que han estado sometido los yacimientos de crudos convencionales a partir de 2008-2009, ante la mala gerencia de dichos activos y la ausencia del talento necesario para el cabal manejo de los  mismos, causando el desinfle acelerado y con ello, la destrucción masiva de estos yacimientos de crudo Premium ya reflejada en la famélica producción de PDVSA.

PDVSA puso a un lado la cultura de mantenimiento preventivo en sus operaciones, e infiltró elementos políticos en segmentos de la organización que ameritan del profundo conocimiento técnico del negocio. La Vicepresidencia de Exploración y Producción de manos de Eulogio Del Pino fue responsable de más del 95% de los casos de derrames de crudo que adversamente afectaron las diversas reservas acuíferas, flora y fauna del país, constituyendo un crimen ecológico de grandes dimensiones.

 

Pdvsa_derrames_1997-2012

 

Durante 2009-2010 Exploración y Producción fue protagonista de al menos 2.393 derrames por un equivalente a 121.527 barriles. Durante 2011, el número de derrames fue de 4.052 y los barriles derramados 79.599. A pesar de ser menor el volumen derramado en comparación con 2009-2010, el número de hectáreas afectadas cuadruplicó aquellas del año anterior, para un total de más de 413. Para 2012, el volumen derramado se incrementó drásticamente a 143.597 barriles para un total de incidentes de derrame de 3527.

La PDVSA bajo la dirección de Eulogio del Pino perdió el norte al descuidar actividades medulares y enfocarse en “negocios” improductivos para el país. PDVSA debería orientar esfuerzos en maximizar las reservas y el desarrollo de producción de liviano-mediano (L/M), para así apalancar eficientemente la producción de crudos de la FPO a un costo más razonable y ser más competitivo en esta nueva puerta que se abrirá con la segura caída de la producción de esquistos. PDVSA debería ir hacia un desarrollo más centralizado en costa afuera para disminuir sus dispendiosos costos y reconocer con humildad sus limitaciones técnicas para reformular su dirección y visión de conjunto. PDVSA no ha implementado un solo proyecto de producción mejorada, producción asistida, ni recobro secundario desde 2008, habiendo favorecido la drástica caída de una producción de vital de crudo L/M; de ese mismo que se requiere para mejorar los crudos de la FPO y que hoy día nos vemos en la necesidad de importar. 

PDVSA es y ha sido una empresa con una base de recursos envidiable. Es por esa misma base envidiable de recursos que el equipo de PDVSA 2002-2008 logró remontar una producción de más de 3.260.000 B/D al cierre de 2008. Un logro sin precedentes de la naciente “nueva PDVSA” que no tuvo el reconocimiento merecido de la comunidad internacional pero que fue a todas luces evidente. Un logro que prácticamente iguala la máxima producción de la PDVSA anterior en 1998 de 3.45 MMBD, pero con el agravante de haber revertido un colosal daño material causado a todos los campos de crudo luego del paro de 2002 y aun contando con activos de mayor madurez y por ende más agotados energética y volumétricamente. Estos éxitos se vieron opacados desde 2008, perdiendo Venezuela la oportunidad de posicionarse como una de las empresas de mayor flexibilidad operativa en el mundo, de mayor capacidad de respuesta ante el cambiante entorno energético mundial. Arabia Saudita, Kuwait, Irán, e incluso el Irak de hoy, han asegurado poseer la “plasticidad y maleabilidad” requerida para reaccionar en corto plazo con cambios sostenibles de producción ante escenarios adversos, que le permiten no solo proteger sus mercados sino captar nuevos clientes en una constelación energética altamente competida y codiciada, so pena de quedarse con las reservas de crudo en sus suelos dado el claro avance de las energías alternas. Ese claramente no es hoy día el caso de nuestra PDVSA.

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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