Antes de la aprobación de las sanciones estadounidenses, que comenzaron con Obama en 2015, a la comercialización de las exportaciones petroleras venezolanas en enero 2019, la producción anual promedio de crudo de PDVSA, según fuentes secundarias reportadas por la OPEP, fue de 1.5 MMB/D en 2018, lo cual reflejaba una baja con respecto al nivel alcanzado en 2015 cuando se situó en 2.654.000 B/D producto de la declinación en la inversión, abandono de la infraestructura, interrupciones eléctricas y en particular caída de los taladros activos. Pero cabe destacar que la caída de la producción se mantuvo permanente desde 2005 hasta mayo del 2020, hasta un mes después de haber asumido la presidencia de la casa matriz Argenis Chávez.
A partir de 2019, las sanciones que le impidieron a PDVSA una comercialización internacional fluida acarrearon un retroceso en la producción hasta 792.000 B/D, pues tenía que evitarse un desbordamiento de inventarios dada las limitaciones de capacidad que hay en los terminales de almacenamiento. Este desplome se acentuó por la pandemia del Covid 19 y, al profundizar las sanciones de la Administración Trump en 2020. Se paralizaron, por ello, las operaciones de los socios de PDVSA en las empresas mixtas, y se centró la producción solo en el esfuerzo propio de la empresa estatal y la asistencia técnica de socios menores atraídos por la Ley Antibloqueo.
En 2020 la producción promedio anual de PDVSA tocó su menor nivel en 500.000 B/D y en 2021 hubo un ligero repunte hasta 550.000 B/D, gracias, principalmente, al convenio de intercambio de producción por condensados firmado con la empresa petrolera estatal iraní que le permitió recibir diluentes y subir la producción de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco (FO).
En este resultado también incidió el fuerte repunte de los precios del petróleo, lo cual aligeró las exportaciones al estimular una comercialización a la sombra más activa. Esto permitió evadir el rigor de las sanciones estadounidenses, las cuales fueron aplicadas con cierta largueza por parte de la Administración Biden, en comparación con el gobierno de Trump.
Efectos de las sanciones a PDVSA
Vale mencionar que en junio 2020 se registró el menor nivel de producción petrolera en más de 60 años, al quedar en 336.000 B/D, siendo en abril 2021 la lectura más baja experimentada en ese año con 481.000 B/D.
El convenio con Irán permitió una recuperación un poco más sostenida de la producción en el segundo semestre de 2021, hasta el punto de reportarse un crecimiento puntual de poco más de 1 millón de B/D en diciembre. Sin embargo, el estancamiento en torno a un rango entre 600 y 700.000 B/D en lo que va de 2022, refleja problemas de capacidad de producción e incluso de perdida de potencial de producción que obstaculizan avanzar firmemente hacia mayores volúmenes, incluso en los bloques de la Faja del Orinoco (FO) que puedan ser sostenidos sin que medie en ellos una inversión importante que signifique reactivación de taladros, actualmente en cero, y programas de recuperación secundaria de pozos, con la participación de los socios extranjeros, tanto las empresas petroleras como Chevron, ENI y Repsol, así como las prestadoras de servicios en campos como Schlumberger, Weatherford, Baker and Hughes y Halliburton.
En este sentido, no sorprendería que la producción petrolera de PDVSA pudiera retroceder nuevamente hasta niveles por debajo de 600.000 B/D habida cuenta que se enfrentan problemas de comercialización en China, al preferir los clientes de ese país el crudo ruso (de mejor calidad que el nuestro) al empezar a ofertarse con un gran descuento a raíz de las sanciones a Rusia aprobadas por EEUU y la Unión Europea (UE) luego de la invasión a Ucrania.
Esta oportunidad, por cierto, la está aprovechando India hasta el punto de hacer compras de crudo ruso en un mes por encima de las realizadas en todo 2021, además de aspirar a recibir descuentos de hasta 70%, por encima del 30 y 40% que actualmente percibe. Según The New York Times, las compras de crudo ruso por parte de India se han disparado desde el comienzo del conflicto, pasando de cero en diciembre y enero a unos 300.000 B/D en marzo y 700.000 B/D en abril. El crudo ruso ahora representa casi el 17% de las importaciones indias, frente a menos del 1% por ciento antes de la invasión. El año pasado, India importó en promedio solo unos 33.000 B/D de Rusia.
Los factores Rusia, India e Irán
Este cambio de ruta del crudo ruso que se vendía en Europa hacia India y China, está llevando a que se venda más petróleo del Medio Oriente en Europa, aun siendo un crudo de mayor calidad y existir convenios de compra de crudo de largo plazo. Por esto, es esperable que la colocación de los barriles en Asia ofrecida por PDVSA, y comercializado de manera furtiva por las sanciones estadounidenses, se vea afectada e imponga unos descuentos mayores para poder competir con los crudos mercadeados por Rusia.
Un estancamiento en las exportaciones venezolanas generaría cuellos de botella en la cadena interna de producción y acumulación de crudo en almacenes y buques, que terminaría por impactar la producción en la FO, tal como se ha visto en varias oportunidades.
Asimismo, de lograrse un acuerdo en las discusiones sobre las sanciones a Irán sobre el enriquecimiento nuclear que normalice su actividad de producción y comercialización de petróleo, pudiera Venezuela verse afectada por un menor interés iraní en mantener un convenio menos atractivo en términos económicos con Venezuela. Una consecuencia directa de este evento podría derivar en un flujo menor de condensados iraníes, que impida aumentar la producción de extrapesados y su mezcla para comercializarla en el exterior.
En este marco de sanciones a Rusia, desinterés comercial de China hacia el crudo venezolano y flexibilización del contencioso iraní, es cuando más relevancia adquiere dar un nuevo enfoque a las sanciones estadounidenses y su impacto sobre la posibilidad de recuperación de la producción de petróleo en Venezuela, habida cuenta del beneficio mutuo que ello traería tanto para Estados Unidos (EEUU) como para Venezuela.
Basta recordar que el deterioro de PDVSA, anterior a la aplicación de las sanciones estadounidenses desde enero 2019 y su acentuación en 2020, había aumentado la importancia de la producción proporcionada por las empresas mixtas, donde es socia mayoritaria PDVSA, hasta 70% de la producción total de Venezuela, cayendo luego a cero su participación por las sanciones desde 2019 y acarreando ello el colapso de la producción total de PDVSA. Las sanciones sí agravaron y profundizaron aún más la situación dramática de la industria petrolera nacional.
¿Reforma de la Ley de Hidrocarburos?
Es decir, sin el concurso de las empresas mixtas, PDVSA solo ha podido aumentar la producción, básicamente en la FO, por la ayuda del condensado iraní, y solo podrá recuperar firmemente la producción total con la reactivación de las empresas mixtas, para lo cual se impone modificar las licencias de la OFAC que solo le permiten a Chevron, por ejemplo, labores de mantenimiento.
Existe el temor de que la propia capacidad de producción de la FO está en duda, al presumirse una merma en tal capacidad hasta el punto que PDVSA sinceró, en el segundo semestre de 2021, la producción alcanzable en esa zona en 600.000 B/D desde un nivel previo de un millón de B/D, quedando el resto entre Oriente y Occidente en 400.000 B/D, y reportarse en enero 2022 que solo los campos de Oriente estaban cumpliendo las metas de producción.
Para EEUU el reinicio de las actividades petroleras en Venezuela, a través de una modificación de las licencias OFAC, podría agregar hasta 200.000 B/D, según cálculos realizados por varias consultoras, sin que para ello haga falta un cuantioso volumen de inversiones, más bien se trataría de poner a producir al máximo la actual capacidad de producción y poder bordear de forma sostenible una producción cercana a 900.000 B/D.
El punto crucial de esta posible resurrección de la producción es que no descansaría en el esfuerzo propio de PDVSA sino de terceros, los cuales querrán que se flexibilicen las condiciones de negocio para traer capitales y retomar sus actividades. Ello podría significar exigencias en cuanto a control operativo y administrativo, y canales de comercialización más expeditos y flexibles de la producción que les permita sanear sus finanzas, y recuperar con mayor seguridad la inversión realizada.
Todo ello reforzado por condiciones jurídicas y fiscales más ventajosas, tomando en cuenta que invertir en Guyana, Surinam y Brasil e incluso en las lutitas estadounidenses puede ser mucho más atractivo que hacerlo en Venezuela. En este terreno se ha venido presionando por una nueva apertura petrolera y concretamente por una modificación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que cambie la estructura accionaria de las empresas mixtas, reduciendo un tanto la participación per se mayoritaria de PDVSA, pero sin que esta pierda el control operativo de la industria petrolera nacional. Los ingentes capitales de inversión extranjera requeridos para reconstruir PDVSA, necesariamente no tienen por qué comprometer la entrega de la casa matriz o la privatización de la principal empresa pública del Estado venezolano y motor principal de la economía nacional.
El acercamiento del gobierno de Biden es una tremenda oportunidad, y debe ser aprovechada, si se quiere levantar la economía venezolana y el bienestar de sus trabajadores. Es decir, la pelota está en la cancha del gobierno de Maduro, y debe tomar decisiones de apertura democrática creíbles. Es una ventana que ahora está abierta, pero que se puede ir cerrando en la medida que otros productores empiecen a llenar el hueco dejado por la suspensión de las importaciones estadounidenses de crudo y productos rusos, vigentes desde el 22 de abril de 2022.
Esta brecha puede ser llenada fácil y rápidamente por el crudo venezolano, tan apetecible, desde siempre, por las refinerías del Golfo de México. Por ahora, crudo procedente de Canadá, Colombia, Ecuador, Brasil y hasta de Irak está cubriendo ese faltante de acuerdo a lo reportado por el Departamento de Energía de EEUU. Esta corriente puede consolidarse y dejar para después una oportunidad dorada para Venezuela.
Maduro y las opciones de Rusia
Otra razón para tomar decisiones urgentes por el gobierno venezolano y empezar a enderezar su industria petrolera, la da lo que está pasando con la producción petrolera rusa y las expectativas a corto y mediano plazo. Es decir, el impacto de las sanciones aprobadas hasta ahora contra Rusia anticipa un retroceso de su producción de petróleo en torno a dos millones de B/D y una afectación más acentuada de sus exportaciones, en virtud de que ni China e India pueden absorber el flujo, tanto de gas como de petróleo ruso que compraban los europeos. Además, la UE está discutiendo planes para eliminar la dependencia del petróleo ruso en 2022.
El gobierno de Maduro debe entender la inconveniencia de seguir con una alianza política externa que para nada lo beneficia. No solo se trata de que ahora Rusia lo va a desplazar del mercado chino e Irán también, una vez que se alcance un nuevo pacto sobre su programa nuclear, sino que el flujo de caja de PDVSA, que pasa por el manejo de bancos rusos, está muy comprometido y puede agravarse al suspenderse la actividad de compensación de otros bancos rusos en el SWIFT, y estar en el ambiente la aprobación de sanciones secundarias que terminarán por inhibir el comercio mundial y bloquear enteramente cualquier relación financiera con Rusia.
Otras razones que deberían persuadir al gobierno de Maduro para aprovechar esta oportunidad sugerida por EEUU, se relacionan con el espacio cada vez más estrecho que le está quedando a la producción petrolera dentro del marco de la transición energética, y el escrutinio estricto que hacen los inversionistas sobre la sostenibilidad de largo plazo del negocio petrolero, en virtud del peligro de los activos varados.
La vigilancia de las decisiones de inversión desde el cartabón de los criterios de gobernanza, licencia social y respeto ambiental (ESG, por sus siglas en inglés), puede reducir el atractivo del desarrollo de las reservas de crudo extrapesado de la FO, debido al elevado contenido de CO2 y otros gases de invernadero involucrado en su procesamiento. Esas reservas de crudo extrapesado de la FO, hoy por hoy, no son muy atractivas que digamos, pues no son pocas las prolíficas cuencas petrolíferas que en las últimas tres décadas han aparecido alrededor del mundo, con crudos de muchísima mejor calidad y bajos costos, y proyectos de inversión de ciclos cortos y no de ciclos largos como los que exige la Faja. En términos de costos, los barriles de la Faja son los más altos del mundo y de peor calidad, y por ello dicho crudo es un crudo que nadie quiere donde está y como está. Esa es la realidad que un gobierno necio, como el que padecemos, no quiere entender.
En este sentido se debe anotar que un empeño similar gravita sobre el desarrollo de las arenas bituminosas de Canadá y para lo cual las empresas del sector están planificando la implantación masiva de proyectos de captura, secuestro y uso de CO2, lo cual encarece significativamente la explotación de este recurso.
Giro en la industria nacional
El actual ambiente de precios elevados del petróleo y la posibilidad de que pueda prolongarse por unos dos años, a tenor de los pronósticos de la banca de inversión y consultoras del sector, debería ser el mejor acicate para dar un giro a la industria petrolera nacional y los concomitantes beneficios que traen para la economía en conjunto, ya que sigue siendo la principal fuente de divisas del país, y no como algunos quieren dar a entender.
Venezuela, después de cien años de actividad petrolera, aún no ha podido construir una economía paralela que pueda brindar los beneficios macroeconómicos que genera el sector de los hidrocarburos, y no hemos querido des-petrolizar el ingreso fiscal ni emancipar la economía nacional del petróleo, pero esto se va ir agotando en el tiempo, a pesar de que la era del petróleo se niegue a morir, pues nada es infinito.
Nuestro caso no se compara con el de Colombia, donde una merma acelerada de sus reservas ha obligado al gobierno neogranadino a invertir urgentemente en el sector de los renovables, tarea que por cierto sigue pendiente en Venezuela, pero que jamás se podrá aplicar a su industria petrolera. Sigue siendo el petróleo, le guste a quien le guste, el tema básico, estructural, originario, fundamental, vigente, de actualidad y si se quiere dramático de la economía venezolana.