En la industria petrolera la producción de petróleo está asociada a un potencial. Entiéndase éste como la capacidad de producir un volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o sube.
Especial de Nelson Hernández | ingeniero energista @energia21
En la generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga constante en un tiempo establecido. En otras palabras, es el “colchón” que se utiliza para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores. La sumatoria de la capacidad producción de cada pozo, es el potencial del campo donde el pozo está ubicado… y el potencial de un país, es la sumatoria de los campos que se encuentran en producción.
Ahora bien, por razones físicas del yacimiento petrolífero (caída de presión, restricción de flujo, etc.)… o por razones mecánicas en el pozo (falta de electricidad, daños en bombas, etc.)… o por indisponibilidad de equipos e infraestructura conexos con el pozo, el potencial se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce como Caída de Potencial.
Es de aclarar que la caída de potencial es lo cotidiano en la industria petrolera. Todo el esfuerzo gerencial, supervisorio y técnico debe estar dirigido a mantenerlo e incrementarlo, si es el caso. Descuidar el monitoreo del potencial conduce a fallas críticas de producción, donde muchas veces es irreversible alcanzar el nivel que se tenía, y de lograrlo se requiere tecnología, dinero y tiempo. Para efecto de comparación, a nivel mundial todos los años deben compensarse alrededor de 5.4 MBD (Millones de Barriles Diarios) correspondientes a la caída o declinación del potencial de producción.
En el tema que nos ocupa, PDVSA ha sido destruida en todos sus fases operativas. El monitoreo del potencial se descuidó, y ahora resulta cuesta arriba su recuperación. Hoy, resalta la pérdida de 1.6 MBD de producción al compararla con la producción de 1998 de 3.2 MBD. Es decir, se ha perdido la mitad del potencial de producción.
Igual ha ocurrido en el área del gas donde existe un déficit de este hidrocarburo del orden de los 2300 MPCD (Millones de Pies Cúbicos Diarios). O en el de refinación de petróleo, cuya actividad operacional del parque refinador nacional se sitúa entre un 35 a 40 % de la capacidad nominal, originando así la importación de gasolina y diesel para satisfacer la demanda nacional. Aspectos que no serán analizados en esta oportunidad.
Hoy PDVSA es un cascarón vacío
La gráfica anterior muestra la producción de petróleo para el periodo 2012 – 2018, reflejada en el informe mensual de OPEP. La línea amarilla es la producción que Venezuela informa a la OPEP y la línea azul es la cifra dada por fuentes secundarias como la AIE, EIA, PIW, Bloomberg, etc. El diferencial entre estas dos líneas, obedece a que Venezuela reporta disponibilidad (producción + compras a terceros). El acercamiento entre ambas se debe a que Venezuela, por limitaciones financieras, no está comprando crudo y productos para honrar sus compromisos. Tal es el caso de la disminución de entrega de volúmenes a China, Petrocaribe y ALBA. Lo anterior, induce a pensar que la falta de dinero desnudó el verdadero potencial de producción de petróleo.
Un análisis de la información suministrada a la OPEP por Venezuela, se observa una caída de producción del orden de 1.12 MBD, al comparar la producción de enero 2012 (2.82 MBD) con la de enero de 2018 (1.7 MBD). Obsérvese que a partir de octubre de 2013 (2.89 MBD), la producción no ha dejado de bajar. Algunos expertos anuncian que la producción para finales de 2018, puede estar entre 1.3 y 1.5 MBD.
Este anuncio está basado en que iniciar la recuperación de PDVSA, luce hoy cuesta arriba debido a que no tiene el músculo financiero y tecnológico para acometerla y peor aún no cuenta con personal idóneo para realizarla. Esta pérdida de potencial de producción conlleva a una disminución de ingresos por exportación de crudos y derivados del orden de los 126 G$ (mil millones de dólares)
La gráfica a continuación es el resultado estadístico, de las cifras proporcionadas por Venezuela a la OPEP, línea amarilla del gráfico anterior, mediante un ajuste polinómico
La tendencia indica que es de esperar una producción de 1500 kBD (miles de barriles por día) para mayo de 2018. Sin embargo, tal volumen se presentó en febrero (3 meses antes). Esto nos induce a pensar que la situación del potencial de producción es mas crítica de lo que imaginamos. Extrapolando lo sucedido podemos inferir que una producción de 1400 kBD pudiera presentarse en mayo 2018.
Ahora bien, el gobierno ha anunciado que hará todos los esfuerzos posibles para recuperar el potencial perdido. Indica que para finales del 2018, la producción estará en 2.0 MBD. …. Nada más alejado de la realidad. Se necesita dinero (… no hay). Se necesita personal idóneo (… no hay) y tiempo (…no hay) para incrementar 500 kBD.
El mejor escenario que se podríamos vislumbrar es una producción de 1700 kBD para finales del año 2018.
Tomando ésta producción como inicio (1700 kBD), y con un esfuerzo titánico, se podría alcanzar un potencial de producción de 3000 kBD para el 2024 (similar a la del año 2012). A partir de allí, se podría continuar incrementando el potencial hasta alcanzar en el 2030, uno de 4000 kBD, tal como lo refleja la gráfica a continuación.
La inversión estimada para este escenario se sitúa en 14 G$ por año. Aquí surge la pregunta: .. Y ¿dónde está ese dinero?
Ese dinero no lo tiene PDVSA, ni el país (recordar la deuda existente de 150 G$). Esta situación conlleva a que sea el sector privado (si es que existe interés en participar) quien ejecute estas inversiones, lo cual lleva implícito un cambio en la gestión política que permita entre otras cosas: retorno al capital empleado y la repatriación de las ganancias.
Como corolario podemos indicar que la recuperación del potencial de producción de petróleo requiere de recursos (financieros, técnicos, humanos) que hoy no tiene el país, lo que hace necesario la participación del sector privado en el negocio de los hidrocarburos, requiriéndose de una visión completamente distinta a la tenida en los últimos 20 años.
Por otra parte, el tiempo es factor clave en la recuperación de la producción. Mientras más tarde se inicie, mas difícil será y menos oportunidades habrá para mercadearla, visto el contexto futuro que tienen los combustibles fósiles ante la problemática del cambio climático, lo que estaría originando a un pico de la demanda de petróleo a partir del 2030.