Situación actual y perspectivas del mercado petrolero mundial (página 2)

Desde luego, cuando se observa el gráfico de la
evolución de los precios en
términos reales, se puede percibir que esos máximos
históricos equivalen al pico alcanzado en julio de 2008,
lo cual es un indicador adicional de la magnitud del salto que
deberán dar las cotizaciones actuales para establecerse en
las cercanías de ese nivel.

La consideración de esta gráfica de los
precios reales, conduce indefectiblemente a discutir el tema de
los costos reales: De
petróleos livianos y de bajo contenido de azufre, en
yacimientos a profundidades inferiores a 7.000 metros, la
industria ha
vivido una transición a petróleos extrapesados,
bituminosos, de alto contenido de azufre, en localizaciones
subacuáticas y a profundidades de hasta 13.000 metros. Esa
realidad es el sustrato estructural de unos precios nominales
crecientes, aunque no rebasen los máximos
históricos reales.

En este panorama global se inscribe
también la situación de la industria petrolera
venezolana, sobre la cual haremos algunas precisiones:

El
petróleo venezolano en el contexto
actual

Si nos concentramos en el análisis de la capacidad actual de producción petrolera en Venezuela, es
pertinente afirmar que la cesta petrolera venezolana se
hará cada vez más costosa, ya que la mayoría
de los yacimientos de crudos convencionales se encuentran
sometidos a la terapia intensiva permanente de la
recuperación secundaria. y están en franco proceso de
declinación, a una tasa que alcanza en algunos casos el
25% anual. Ello quiere decir que si no se realizan los crecientes
gastos de
mantenimiento
y estimulación que requieren esos yacimientos,
podrían ser declarados inexplotables, técnicamente
"secos", en cuatro años. [2]

En primera instancia, los crudos de la cuenca zuliana,
los cuales se encuentran en el curso más acelerado de
declinación y cuyos costos para mantener los niveles de
producción y aumentar el recobro adicional de los mismos
crecen aceleradamente. La prolongada explotación
agotó ya casi todo el gas que
permitía el levantamiento de las columnas de crudo por las
bombas
(balancines), razón por la cual depende cada día
más del gas de otras regiones. Por ahora, del gas
procedente de Colombia y en
unos años más, cuando se complete
interconexión centro occidental, ICO, por el gas
procedente del sur de Anzoátegui y más adelante el
de Paria y la Plataforma Deltana. Pese a las dificultades
crecientes, esa explotación es todavía rentable a
los precios actuales (60-70 dólares el barril) porque se
trata de crudos mediano-livianos y de bajo contenido de azufre,
pero sus perspectivas de duración son ya bastante
limitadas. Sólo a precios mayores será sostenible
el drenaje máximo posible.

Por su parte, la producción de crudos livianos
que se obtiene en el norte de Monagas, cuya explotación es
relativamente reciente, años 80, tiene una expectativa de
duración mucho menor a la de los campos occidentales, por
el menor volumen de las
reservas originales y la mayor profundidad de los yacimientos,
amén del ritmo creciente al cual están siendo
drenados para compensar la caída de la producción
en la cuenca zuliana.

Por todo ello, la Faja Petrolífera del Orinoco se
constituye en la opción de continuidad a largo plazo para
la explotación petrolera en el país. En ella
existen ya cuatro "mejoradores" de crudo extrapesado, cuya
capacidad total para generar crudos sintéticos de hasta
más de 30 grados API es de 600.000 barriles por
día.

Los costos de convertir un barril de petróleo pesado o extrapesado en un crudo
mediano son tales que, incluidos los impuestos,
promedian ya en los alrededores de 25 dólares, y eso es
así tanto para las arenas bituminosas de Canadá
como para el crudo que se extrae de la Faja Petrolífera
del Orinoco.

Las restricciones en el caso venezolano serían
solamente de capacidad financiera: El último de esos
mejoradores costó más de 5.000 millones de
dólares; es decir que, para producir sólo 200.000
barriles diarios, hubo que invertir semejante cantidad. Pero
transcurridos ya más de siete años de su
instalación y considerando la inflación y el
consecuente crecimiento de los costos y gastos de
adquisición y puesta en operación, cada mejorador
que se necesite a partir de ahora, implicará una inversión del orden de los 15.000 millones
de dólares.

Los planes para cuantificar y certificar reservas en esa
Faja, hasta alcanzar una meta de 236 mil millones de barriles de
reservas probadas, nos dan un indicador de las magnitudes de la
inversión requerida para producir esas reservas: Por
ejemplo, para producir tres millones de barriles diarios
adicionales en un plazo relativamente breve y considerando la
utilización de la tecnología ya probada
en el sitio, se requerirán, como mínimo 15 de estos
mejoradores, lo cual representa una inversión aproximada
de 225 mil millones de dólares. A esa tasa de
producción (3.000 b/d), la duración de esas
reservas parciales cuantificadas sería de más de
215 años. [236.000 Millones / (3.000 x 365)]

La anterior cifra de 225 mil millones de dólares
es una estimación de costos bastante moderada, si se toma
en cuenta que analistas de fuentes muy
vinculadas a intereses corporativos, como el equipo de Cambridge
Energy Research Associates, (CERA) consideran que el costo de los
nuevos proyectos en la
Faja requieren de los precios más altos entre los
diferentes crudos convencionales y no convencionales para hacer
factible su explotación.

Precio
mínimo del barril de WTI

para justificar inversiones en
nuevos proyectos

Valga la digresión, las cifras de reservas
esperadas también reflejan el carácter más que futurista de
la meta de
certificación establecida para alcanzar en el año
2013. Si se pretendiera drenar en 50 años esa
porción certificada de la Faja, habría que producir
en esas áreas 12 millones de barriles diarios, lo cual
requeriría una inversión del orden del
billón de dólares. Ello sin mencionar que esos 236
mil millones de barriles constituyen aproximadamente la quinta
parte del petróleo
originalmente en sitio (POES) que se ha calculado (hasta ahora)
que está depositado en esa región, un
billón doscientos mil millones de barriles.

Estas magnitudes tienen también un significado
geopolítico con implicaciones de alta sensibilidad para
nuestro país y su posicionamiento
en el mundo. De ello han estado
conscientes siempre los planificadores de los destinos
universales en diversos centros de poder. (El
plan Cahla
Norte, de la dictadura militar
brasileña durante los años 70, que proponía
la "toma" por Brasil -en
ejercicio de su pretendida condición de subimperialismo-
de todo el sur de Venezuela para garantizar la explotación
de la Faja, es un claro ejemplo de ello).

Hay que tomar en cuenta, además, que planificar
producción petrolera para más de cinco
décadas puede resultar un ejercicio de exagerada
fantasía, si se consideran todo los factores que confluyen
hacia una necesaria sustitución de los combustibles de
origen fósil por alternativas menos destructivas y, en
primer lugar, por el incremento de la eficiencia del
consumo
energético en general

Actualmente, en el mundo existen suficientes reservas de
crudo directamente explotables para cubrir la demanda, pero,
tal como se constata al revisar los pronósticos OPEP de abril de
2008, para el año 2030 se requerirá un suministro
adicional de casi 30 millones de barriles diarios.

Por lo pronto, en el corto y mediano plazo, y más
allá del fenómeno especulativo, lo cierto es que
los costos reales de los combustibles derivados de los hidrocarburos
seguirán siendo crecientes.

Ello, independientemente de que, por la propia crisis
financieras, los costos de algunos insumos de la
inversión, como el acero y otros
materiales de
construcción, se hayan reducido
drásticamente.

Si se materializara un escenario de precios petroleros
sostenidos en un rango de 50 a 60 dólares por barril para
el crudo WTI, podría presentarse un grave problema global
de suministro, porque, sencillamente, no se realizarán las
inversiones necesarias para mantener la oferta en el
nivel actual de la demanda, si se considera que puede haber un
estancamiento, producido por el balance entre la
disminución de ese factor en los países
desarrollados y su crecimiento en los emergentes..

Con los señalados límites
inferiores de precios, el horizonte de producción del
petróleo venezolano (convencional y extrapesado) es muy
amplio, hasta tanto no se produzca una sustitución total
del petróleo por fuentes alternativas de energía.
Vale decir entonces que el
petróleo venezolano durará más que la
era de los hidrocarburos como combustibles para la
generación de energía.

El fin de esta era ha sido predicho muchas veces,
fallidamente, desde hace más de 40 años. Sin
embargo, no podemos confiar en que siempre será
así, aunque ello no sea visible a corto plazo. Los largos
plazos comienzan hoy y no podemos esperar estar colocados al
borde del precipicio para actuar, vale decir, para comenzar el
camino de la eternamente pospuesta "siembra petrolera", aquella
que nos permita independizarnos de su renta y de sus
condicionamientos externos.

Autor:

Carlos Mendoza
Pottellá

Versión preliminar: 22 de julio de
2009

[1] Versión preliminar. Este es un
material en proceso de actualización, a partir del
artículo publicado en la Revista BCV
2-2008, pp.181-186.

[2] En Venezuela se habían perforado
hasta 2006, según la edición correspondiente a ese año
del Petróleo y Otros Datos
Estadísticos, 46.669 pozos petroleros, de los cuales
33.388 estaban en capacidad de producir, 17.479 cerrados y
15.909 fluyentes, con una producción promedio de 204
barriles diarios por pozo. En todo el Medio Oriente no hay
12.000 pozos y el promedio de producción diaria por pozo
en los cinco países ribereños del Golfo
Pésico que encabezan la lista de países
petroleros en cuanto a la magnitud de sus reservas, pasa de los
5.000 barriles por pozo..