Por razones actuales de capacidad (potencial) de
producción, Venezuela no puede producir los 3.3 MMBD que
el gobierno indica. Este volumen lo podríamos asociar a
"disponibilidad de crudo" que comprende el volumen producido mas
las compras que se realicen para satisfacer compromisos
contraídos. Bajo este esquema, el informe del I-S-09 (el
ultimo) de PDVSA refleja un monto de 8431 MM$ por compra de crudo
y productos. Este mismo renglón para el año 2008
alcanzo los 39500 MM$. Si tomamos esta ultima cifra y la
dividimos entre el precio promedio del WTI para el 2008 de 99.9
$/B, tenemos que se compro un promedio de 1.1 MMBD, lo cual
concuerda con los 3.3 MMBD reportados por el gobierno al
sumársele la cota de producción fijada por
OPEP.
Si la cifra de producción de Venezuela, es
superior a 2.1 MMBD, se estaría violando la cuota. En el
caso de que fuera 3.3 MMBD la producción, estaría
57 % por encima de lo permitido, situación que seria
protestada inmediatamente por la OPEP, acción que no ha
ocurrido. En la tabla "OPEC crude oil production" se puede
observar que para abril 2010, la producción reportada es
de 2.34 MMBD, 11 % superior a la cuota.
La grafica muestra la producción de
petróleo en Venezuela en el periodo 1980 – 2010. De
1985 a 1997, la producción se incrementa de 1757 MBD a
3518, es decir, un incremento de 1761 MBD en 12
años.
Un segundo periodo de 1997 a 2010, donde se ha
experimentado una caída de producción del orden de
los 1238 MBD, situándose en el 1er. Trimestre de 2010 en
2280 MBD.
En el año 2005, el gobierno establece el "Plan
Siembra Petrolera", el cual presenta la visión al 2012 de
todas las fases de la industria petrolera venezolana.
En la grafica se observa que para el 2012, se
estaría produciendo 5.2 MMBD. Podemos inferir que esa meta
esta muy distante de alcanzarse. Sin embargo, el gobierno ha
corrido el plan y ha establecido para el 2015 y 2021 una
producción del orden de los 4.1 y 6.9 MMBD,
respectivamente. Es de señalar que mas del 70 % de esta
producción será de crudos pesados y extrapesados,
los cuales son de baja relación gas –
petróleo por lo que la producción de gas asociado
se vera mermada.
La
producción de gas
La producción de gas esta íntimamente
asociada a la producción de petróleo, con la
excepción del gas producido en Anaco (centro
gasífero venezolano) que por razones económicas
esta catalogado como gas no asociado.
PDVSA en su Plan estratégico 2006- 2012,
estableció una producción de gas natural para el
año 2012 de apenas 11.500 MMPCD, un incremento de solo
5.200 MMPCD, con respecto a la cifra de 2005, para tratar de
cubrir el déficit existente en el mercado interno, los
proyectos de inyección de gas a los yacimientos, los
nuevos proyectos petroquímicos y nuevos requerimientos de
PDVSA. Dicho plan fue revisado en el 2008, estableciéndose
que la producción de gas alcanzaría la cifra de
12600 MMPCD en el año 2013. Estamos a 3 años para
alcanzar dicha meta y la producción actual esta en el
orden de los 7000 MMPCD. Lo mas critico es que no se ven acciones
contundentes por parte de PDVSA para lograr el objetivo de
incrementar la producción de gas. Mientras tanto el
déficit a nivel nacional se sitúa en 2000
MMPCD.
El más adelantado de los proyectos de desarrollo
de gas libre es el Gran Mariscal Sucre (antiguo Cristóbal
Colon), y cuyo descubrimiento lo realizo Lagoven en el año
1979. Por razones básicamente económicas (precios),
que aun continúan, no se ha logrado su desarrollo. La
última empresa internacional que mostró
interés fue Petrobras, la cual declino por considerar el
proyecto no rentable a los precios del gas en el mercado interno
(1.2 $/MMBTU).
En los últimos dos años, PDVSA ha hecho
múltiples intentos de buscar socios para el proyecto pero
no lo ha logrado. Finalmente PDVSA anunció que
ejecutaría el proyecto con sus recursos propios, cuando se
cercioró que no había socios
disponibles.
La incorporación de volúmenes de gas costa
afuera al sistema venezolano se desplaza en el tiempo, lo cual se
ha recrudecido por el hundimiento de la plataforma
semisumergibles Aban Pearl ocurrida el 13-05-10, 7 días
después que PDVSA tomo el control total para operarla. El
reemplazo de esta plataforma en el mejor de los casos tarda 6
meses. Cabe señalar que tal incorporación esta
sujeta a la construcción de 150 Km. de tuberías de
recolección y transmisión desde la plataforma
marina a tierra firme. La construcción de este gasoducto
aun no se ha iniciado.
Lo preocupante es que el desarrollo del proyecto
integral "Delta Caribe Oriental", en el cual se contempla la
exportación de y suministro al mercado interno para satisfacer los
requerimientos presentes y futuros, esta retardado de acuerdo a
su cronograma de construcción.
La empresa Gas Comunal fue la respuesta del gobierno a
uno de los sectores de servicios privados con más
tradición y eficiencia en el país como era el que
se encargaba del transporte, distribución y
comercialización del GLP. El 88 % de los hogares
venezolanos (5.3 MM) consumen para cocinar 38 MBD de este
producto. Una vez estatizado este sector, se comenzaron a
presentar dificultades para obtener el suministro del GLP sobre
todo la bombona denominada "Autogas" de 10 Kg. que es la
utilizada por el sector de la población de menores
recursos. Aunado a la gerencia deficiente de Gas Comunal, esta la
baja en la producción de GLP como consecuencia de una
menor producción de gas. Estos factores originan una
espera por la bombona de hasta 15 días, lo que ha obligado
a migrar hacia cocinas eléctricas de 2
hornillas.
Por otra parte, la presencia de la "Crisis
Eléctrica" hace más perentorio el aumento de la
disponibilidad de volúmenes de gas para alimentar las
nuevas plantas de generación eléctrica con base
térmica. Así mismo, el desarrollo de la Faja
Petrolífera del Orinoco (FPO) requiere ingentes
volúmenes de gas. Estos aspectos serán abordados
posteriormente.
La
refinación de petróleo
Para hacer útil el petróleo, hay que
refinarlo. Tomando como base el Plan Siembra Petrolera, la
capacidad de refinación de PDVSA proyectada para el 2012
es de 4.1 MMBD. De estos 1.8 MMBD (44 % en el país) y 2.3
MMBD (56 % a nivel internacional). Las nuevas refinerías
contempladas para Venezuela: Cabruta (400 MBD), Sta. Inés
(50 MBD) y Caripito (50 MBD), a 2 años del 2012 no se han
iniciado las construcciones. En el caso de las internacionales se
han desechado o diferidos proyectos (Pernambuco, en Brasil) o se
han incorporado nuevas compras de participación como la de
Sto. Domingo en Republica Dominicana. En otras palabras, el Plan
ha sido dejado a un lado. PDVSA ha asistido al gobierno en la
aplicación de la utilización del petróleo
como arma política (PetroCaribe, PetroAmerica, PetroSur y
PetroAndina.) en lugar de un enfoque económico –
comercial. Muchas de las refinerías en las cuales se ha
comprado participación no pueden refinar crudo venezolano.
Para hacerlo se necesita realizar inversiones significativas para
su adaptación.
Por otra parte, PDVSA enfrenta serios problemas en su
propio aparato refinador. Tanto el Complejo Refinador
Paraguaná, (CRP), la refinería El Palito, la
refinería de Puerto La Cruz y el Complejo de Mejoradores
de Jose presentan problemas críticos en diversas unidades.
La corrosión, la falta de mantenimiento, la falta de
repuestos y el desorden laboral han originado eventos y
accidentes con la consecuente importación de gasolinas y
productos, ya bien sea para satisfacer los requerimientos del
mercado interno o para honrar los compromisos
internacionales.
Uno de los últimos anuncios es la
inversión de 1.500 MM$ en la refinería Isla en
Curazao, destinado incrementar la productividad y mejorar la
calidad de los derivados que produce la refinería de 320
MBD. La inversión se realizará entre el 2011 y
2015. Cabe señalar que el contrato de arrendamiento que
permite a PDVSA administrar la refinería vence en
2019.
Información no oficial indican que las
refinerías ubicadas en Venezuela operan, en conjunto, a un
40 % de su capacidad debido a los distintos accidentes que han
ocurrido en ellas ya bien por mala praxis o por falta de
mantenimiento. Esto conlleva a un volumen de refinación de
700 MBD. De acuerdo al informe anual 2008 de OPEP, el rendimiento
promedio de las refinerías venezolanas por cada barril de
insumo es: 27 % de gasolinas; 7 % de kerosen; 28 % destilados
(diesel); 25 % residual (fuel oil) y 13 % otros más
pesados. En el mismo informe se indica que el consumo de
productos refinados alcanzo los 639 MBD, y cuya
distribución es la siguiente: 45 % de gasolinas; 1 % de
kerosen; 23 % de destilados; 5 % de residuales y 26 % otros mas
pesados.
De lo anterior podemos inferir que para satisfacer los
requerimientos internos de gasolina, las refinerías deben
ser alimentadas con un volumen mínimo de 1.1 MMBD. De no
ser así, hay que recurrir a la importación. Con
respecto a los destilados (diesel), la situación se torna
crítica como consecuencia de la instalación de
nuevas plantas térmicas de electricidad a las cuales
habrá que suministrarles diesel por la existencia de un
déficit de gas.
La
exportación de petróleo y
productos
Para que un bien sea exportado tiene que ser producido
en el país que lo exporta. Ya hemos mencionado que la
producción de petróleo esta en el orden de los 2.1
a 2.3 MMBD, es decir, lo máximo que puede exportar
Venezuela es un volumen cercano al indicado. Ahora bien cualquier
país puede comercializar a nivel internacional
volúmenes superiores a su producción, ya que puede
comprar a otros productores.
Cuando el gobierno dice que esta produciendo 3.3 MMBD,
lo que esta indicando es que tiene una disponibilidad de crudo y
productos (producción + compra) de esa magnitud para
comercializar. Cabe señalar que los beneficios que pueden
obtenerse por la compra son el diferencial entre lo pagado y el
precio al cual se revende o si va a refinación el margen
por realizar la operación y la venta del producto. En
otras palabras se deja de percibir el diferencial entre el costo
de producción y el valor de mercado, que es el fuerte en
el negocio petrolero.
Es importante indicar que según especialistas
económicos, hoy en día, de cada 100 dólares
que entran al país, 95 provienen del petróleo, y de
estos PDVSA ingresa al Banco Central de Venezuela (BCV) 45
dólares, el resto va a otras instituciones como el FONDEM.
En otras palabras, de cada 100 dólares que ingresan al
país, solo 43 van al BCV. Un país altamente
dependiente de la producción de
petróleo.
La grafica muestra la distribución de los 2.1
MMBD producidos.
Al mercado interno se dirige el 33.2 % (700 MBD).
Este volumen es comercializado a precios subsidiados que no
cubren el costo de producción. La gasolina y el
diesel, se venden a 6.1 y 2.8 dólares el barril,
respectivamente. Estos precios a nivel internacional son de
120 y 100 dólares el barril. Para cubrir el costo el
precio debería ser de 21.4 $ el barril. Esta
situación hace que cada día se profundice la
crisis de la gasolina en el país.A van a CUPET 4.8 % (100 MBD) y 9.6 % (200 MBD) a
Petrocaribe. Estos volúmenes se comercializan bajo
contratos especiales, donde el 2 % de la factura se paga al
recibir el producto y el resto es pagadero hasta "a 20
años" a intereses bajo, prácticamente un
regalo. Con respecto al volumen que va a CUPET, este es
cancelado con bienes y servicios (triangulaciones
comerciales, médicos, entrenadores, etc.) donde el
balance siempre es positivo para Cuba. En otras palabras, 300
MBD donde el sonido de la "caja registradora" es
débil. Es de señalar que se desconoce
públicamente el monto de esta deuda, y que esta en
papeles de difícil transacción como son los
concernientes a los emitidos por el gobierno cubano que
tienen poca o ninguna validez en los mercados financieros
internacionales.
350 MBD (16.7 %) van a la refinería Isla y
750 (35.7 %) MBD van a las refinerías de CITGO. Estos
volúmenes son los comercializados a precios
internacionales. Son los ingresos sólidos de
PDVSA.
Cuando el gobierno amenaza con suspender el suministro
de petróleo a Estados Unidos, nada más lejos de la
verdad debido a que la exportación de petróleo a
ese país esta dirigida básicamente a satisfacer los
requerimientos del complejo refinador de CITGO propiedad de
PDVSA. Es de enfatizar que una suspensión a quien afecta
en mayor grado es a Venezuela, ya que ese volumen de crudo pesado
requiere de refinerías especiales para su procesamiento
debido a las características particulares que este
posee.
La grafica muestra la evolución de la
exportación de petróleo y productos desde Venezuela
a Estados Unidos, en el periodo 1993 -2010.
El promedio de exportación del primer
cuatrimestre de 2010 es de 993 MBD de exportación,
equivalente al 9 % del total importado por Estados Unidos, y el
menor volumen en el periodo de la grafica. Si a este volumen se
le resta el correspondiente a CITGO, tendríamos un volumen
de productos exportados de 223 MBD.
Con respecto a la exportación el gobierno ha
indicado que su estrategia es diversificar clientes y mercados, y
que a eso se debe la baja de los volúmenes dirigidos a
Estados Unidos. Sin embargo, dentro de esos nuevos clientes se
encuentra China y la exportación en el 2008 se
sitúo en 120 MBD. Ahora bien este envío a China no
es muy beneficioso ya que la distancia es de 9558 millas
náuticas con un tiempo de viajes de 31 días (no
incluye tiempo de puerto) y el flete corre por cuenta de
Venezuela. También hay que señalar que el
fletamento debe hacerse en tanqueros que puedan pasar por el
Canal de Panamá. De no ser así, el viaje hay que
hacerlo rodeando vía Estrecho de Magallanes con 15345
millas náuticas y un tiempo de 50 días. La
razón básica del suministro de petróleo a
China esta asociado con el pago del préstamo realizado por
este país a Venezuela (Venta de petróleo a futuro).
Algo similar ocurre con lo anunciado de exportar crudo a
Bielorusia (no tiene costas marítimas). El cargamento
tiene que llegar a puertos de Lituania y de allí
transporte terrestre hasta Bielorusia. El viaje tiene una
duración de 30 días.
La Faja
Petrolífera del Orinoco (FPO)
La Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo
(SVIP) en su publicación Guanoco 3-10 fijo posición
con respecto al volumen de reservas de petróleo de los
años 2008 y 2009. Se establece en la misma que: la
razón obedece a la necesidad del MPPEP de fortalecer la
posición de la Venezuela petrolera en los Foros
Energéticos y Financieros Internacionales ("reforzar el
posicionamiento estratégico y
político…") y para incentivar la
participación de empresas internacionales en las
licitaciones de proyectos de desarrollo de La Faja. Igualmente se
opina que la existencia de esos ingentes recursos es muy bien
conocida en el mundo petrolero y financiero internacional, por lo
que las supuestas vulnerabilidades que se desean superar con la
publicación de esa información de reservas se deben
a otras causas. Creemos que se deben a la falta de confianza
internacional la cual es debida, entre otras cosas a:
percepción de inseguridad jurídica en el
país, percepción de la animadversión oficial
a la actividad económica privada, percepción del
desconocimiento oficial de los derechos derivados de la propiedad
privada y a las condiciones fiscales y económicas
sumamente duras. En suma, al alto riesgo país, que para
las inversiones, se le atribuye a Venezuela en el
exterior.
Concluye la publicación diciendo que es en la
explotación de las áreas tradicionales, donde es
necesario dedicar esfuerzos de la magnitud de los empleados en el
Proyecto Magna Reserva cuyo objetivo de "Cuantificación y
Certificación de los recursos de La Faja", como ya se ha
dicho, es esencialmente redundante e innecesario.
Obsérvese que en esa base de reservas solo el 10 % es de
crudos mediano y livianos que son los mas fácil de
explotar y comercializar. Los presupuestos de producción
siguen siendo frágiles y no hay ninguna meta para
recuperar la plataforma de los crudos convencionales, ni
campañas exploratorias para buscar nuevos campos
petroleros. El objetivo es mantener producción hasta el
nivel de que cubra la declinación natural de los
pozos.
Lo anterior nos lleva a concluir que en la FPO hay
suficiente petróleo no convencional, lo importante es su
explotación, y la continuidad de Venezuela como
país productor de petróleo reside en este
reservorio. La explotación de la FPO tiene cuatro grandes
factores claves para el éxito: Tecnología,
Financiamiento, Impacto Ambiental y Demanda Futura de
Petróleo.
El gobierno se ha dedicado a una propaganda, sin
precedente, dirigida a publicitar a Venezuela como el primer
país a nivel mundial en reservas de petróleo. Las
cifras dadas por PDVSA indican una producción en la FPO de
1.12 MMBD para el año 2013 y de 2.7 MMBD para el
año 2021. La cifra para el 2013 luce cuesta arriba, ya que
implica un aumento de 615 MBD en los próximos 30 meses, y
hasta ahora no existe en construcción ninguna nueva
infraestructura que permita producir y mejorar dicho volumen, por
lo que una vez mas no se cumple lo planificado.
Pocas, por no decir ninguna, de las empresas que han
obtenido asignaciones en la FPO poseen tecnología propia
para llevar a cabo la explotación y el mejoramiento del
petróleo faja. Tal conocimiento esta en manos de las
empresas tradicionales de procesos, quienes junto a las grandes
empresas privadas de petróleo (BP, Chevron-Texaco, Shell y
Exxon- Mobile) han dedicado recursos para desarrollar la
tecnología.
En lo ateniente a la inversión, PDVSA ha indicado
que en la FPO se hará una inversión de 120
millardos de dólares hasta el año 2017. Aquí
hay que destacar que PDVSA participa con el 60 % en cada una de
las empresas mixtas creadas para la explotación de la
faja, lo cual indica que debe hacerse de 72 millardos de
dólares. La gran pregunta: ¿De donde va a salir ese
dinero?. Esta situación financiera dificulta un desarrollo
tal como lo tienen planificado… o es otra ilusión
del gobierno?
El impacto ambiental es otra variable a considerar en el
desarrollo de la FPO, ya que no solamente se circunscribe al
daño desde el punto de vista de locacion de los pozos e
instalación de la infraestructura, sino a la
disposición de los sólidos (coque y azufre)
producidos al mejorar el crudo faja. Por cada barril mejorado se
producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre, es decir, que una
producción de 1.12 MMBD arrojarían diariamente
28000 TM de coque y 3640 TM de azufre. Esto implica la
implementación de una gestión eficaz en el manejo
de estos residuos. Igualmente no hay que dejar a un lado las
necesidades de agua y su disposición una vez que es
utilizada.
Dentro de la planificación a mediano y largo
plazo del desarrollo de la FPO es vital conocer las proyecciones
mundiales de demanda energética. En tal sentido, la
proyección de consumo energético al año 2035
de la EIA, establece una participación de los crudos no
convencionales de 6.3 MMBD (5.6 % del total de energía
demanda). De estos, 1.3 MMBD provienen de la Faja
Petrolífera del Orinoco (FPO) en Venezuela; 4.5 MMBD
de Canadá y 0.5 MMBD de Estados Unidos. Cabe destacar que
el incremento en las producciones de este tipo de crudo, esta
limitado por las restricciones de acceso impuesta por Venezuela a
su industria petrolera y a las preocupaciones ambientales cada
vez mas fuertes en Canadá. Una mayor producción en
la FPO (3.4 MMBD) estaría presente en un escenario de
precios bajos del petróleo, ya que compensaría la
caída de la producción en Canadá como
consecuencia de una reducción de la rentabilidad en la
explotación de sus arenas bituminosas. Lo anterior impone
una limitación al desarrollo de crudo faja de
volúmenes superiores a 1.2 MMBD en los próximos 25
años.
Por otra parte, la explotación y mejoramiento del
crudo faja FPO demanda altas cantidades de energía, lo
cual convierte al gas natural en insumo clave. Se estima que para
una producción de 2.7 MMBD de la FPO se consumirían
5000 MMPCD (1850 pies cúbicos por barril producido y
mejorado). Este escenario compromete aun mas la
aceleración de la explotación de gas costa
afuera.
Las futuras políticas públicas en materia
de petróleo deben concatenar todos estos aspectos de la
FPO, de tal manera que su explotación sea armónica
y sirva de apalancamiento para diversificar y desarrollar otros
sectores productivos del país, y así independizar
la economía de la influencia del petróleo. Mas aun
cuando se vislumbra una sustitución paulatina de los
combustibles fósiles (Descarbonizacion del Sistema
Energético) en la primera mitad del siglo XXI.
La crisis
eléctrica
Luce inverosímil que Venezuela con tanto
potencial energético tenga una crisis eléctrica. La
razón de la misma es que no se construyo la
infraestructura necesaria para aprovechar ese potencial, sobre
todo la asociada a la generación eléctrica con base
térmica. Esta generación esta íntimamente
relacionada con los combustibles fósiles, de allí
que lo que ocurra en la industria de los hidrocarburos repercute
en la planificación del sector
eléctrico.
En cualquier sistema eléctrico, la
generación térmica es el complemento de la
generación hidroeléctrica. La carga base la toma la
hidroelectricidad y las cargas pico la
termoelectricidad.
En tal sentido, para superar (en los próximos 3
años) la crisis es necesario instalar 8000 MW
térmicos nuevos para el 2012 (el gobierno tiene
planificado solo 4400 MW). Por razones de la emergencia dichas
unidades son de "quema directa del combustible", las cuales
tienen la particularidad de consumir gas o diesel y son de baja
eficiencia térmica. En el mediano y largo plazo, las
nuevas plantas térmicas deben ser de al menos 1000 MW,
integradas por unidades de 150 MW o mas, con el fin de aprovechar
las economías de escalas, eliminar la quema directa del
combustible, mejorar la eficiencia térmica y diversificar
el combustible utilizando Carbón, Orimulsión,
Biomasa y Fuel Oil.
La energía demanda en el 2012 por los nuevos 4400
MW, para producir electricidad, es de 100 MBDPE (miles de
barriles diarios de petróleo equivalente) para un total de
327 MBDPE del parque de generación
térmico.
Como consecuencia del actual déficit de gas, en
el primer trimestre del 2010, aumento en 22 MBD el consumo de
combustibles líquidos al compararlos con igual periodo del
año 2009, para un total de 120 MBD. Como ya se indico, la
fecha mas temprana para nuevos suministros de gas es el
año 2014, lo que implica que la nueva generación
termoeléctrica tendrá que ser realizada con
combustibles líquidos.
La grafica muestra una proyección del consumo de
diesel y fuel oil en el mercado interno. En el diesel
eléctrico el consumo pasa de 47 MBD en el 2008 a 110 MBD
en el 2012, un incremento neto de 63 MBD. El total de diesel
disponible para exportación se reduce a 51 MBD en el 2012,
con tendencia a convertirse en importador. De hecho, ya el
gobierno libero el monopolio y la importación de diesel
pueda ser realizada por terceros. Con respecto al fuel oil, el
aumento del consumo es de 43 MBD, para un total de 96 MBD en el
2012, quedando un volumen significante disponible para
exportación (Gaceta Oficial 39400 del
09-04-10).
El entrampamiento energético del gobierno: No
tiene suficiente disponibilidad de electricidad, instala nueva
generación térmica para superar déficit, no
hay gas para alimentarla, aumenta el consumo de diesel y fuel,
disminuye los volúmenes de exportación de los
combustibles líquidos, disminuye ingresos de divisas y se
desfasan por falta de disponibilidad de dinero los proyectos en
el sector eléctrico y petroleros conexos con la
crisis… Sigue la crisis.
Una solución es permitir la participación
del sector privado, en ambos sectores, pero sin la
participación del gobierno, así sea mediante la
figura de empresas mixtas. Cabe destacar que en el proyecto de
ley del sector eléctrico que maneja actualmente la
Asamblea Nacional, el estado se reserva la generación,
transmisión, distribución y atención al
usuario. En la ley anterior solo había reserva en la fase
de generación.
El recurso
humano
El mayor bien que tiene cualquier organización es
su Recurso Humano. Las organizaciones son, lo que son sus
directivos, empleados y trabajadores en general. Pues bien, desde
que el gobierno "boto" (entre comillas por que esos trabajadores
están en litigio con el Estado Venezolano) a 23000
personas que laboraban en PDVSA, comenzó la caída
de esta empresa que era orgullo nacional e internacional, estando
entre las primeras 5 empresas petrolera a nivel mundial. La
caída se inicia debido a que en esa fuerza laboral
residía el acervo tecnológico, gerencial y
operativo de PDVSA.
PDVSA, tenía una nómina de 39.354
empleados el 30 de noviembre de 2002. De este total, 1.230 (3%)
pertenecían a la nómina ejecutiva, 18.245 (47%) a
su nómina mayor, 12.670 (32%) a su nómina
menor y 7.209 (18%) a su nómina diaria. A
raíz del paro cívico de diciembre de 2002 fueron
despedidos 18.756 empleados: 67% de la nómina
ejecutiva (incluyendo 100 jubilaciones obligadas), 67% de la
nómina mayor, 29% de la nómina menor y 27% de la
nómina diaria. De esos despedidos 56% eran profesionales
universitarios, 32% técnicos y 12% tenía nivel
básico de educación. Otro dato relevante es que 71%
de los despedidos estaban asociados directamente al área
operacional y 29% trabajaban en áreas de apoyo. Al
despedirse ese personal, se perdió 21 millones de
horas-hombre de adiestramiento, en el cual se habían
invertido 2.2 millardos de dólares. Estas
estadísticas aparecen en el libro de Eddie Ramírez
S. Ni un paso atrás (El Universal,
Fundación Andrés Mata, Caracas, 2004).
Este personal no ha podido ser ni será
reemplazado. La gran mayoría de ellos laboran a nivel
internacional en diferentes países y diferentes empresas
con resultados exitosos en el desempeño de sus actividades
profesionales.
En PDVSA, hoy en día un buen gerente es aquel que
no habiendo cumplido con sus metas laborales, es fiel al proceso
y logra objetivos políticos… la producción
de petróleo no es prioritaria. Por otro lado, se colocan
en cargos supervisorios y gerenciales a militantes del partido de
gobierno sin ninguna educación y experiencia
técnica. El primer error es que el presidente de PDVSA es
también el Ministro de Energía y Petróleo,
es decir, "se paga y se da el vuelto"…no hay oficina
gubernamental que ejerza control a PDVSA.
La nomina de PDVSA ha aumentado considerablemente,
llegando a ubicarse en 100 mil personas. La gran mayoría
labora en áreas ajenas a la razón de ser de la
empresa como es la explotación, producción y
comercialización de petróleo y gas.
A partir de noviembre de 2006, se inicia la nueva PDVSA
al incorporarse abiertamente la política dentro de su
estructura organizativa. Esta politización ha tenido como
norte eliminar los beneficios adquiridos por los trabajadores. Es
tal la falta de incentivos al personal y los bajos salarios, que
las renuncias se están produciendo "a paso de vencedores".
Finanzas, Comercio Internacional, Exploración y
Producción son las áreas más
críticas. Esta deserción por renuncias o por
jubilación esta dejando a PDVSA sin una generación
de relevo que garantice la continuidad de la empresa. Mas aun la
empresa no contrata a nuevos profesionales egresados de las
llamadas por el gobierno "universidades escuálidas". De
igual manera se restringe la asistencia a eventos y cursos de
actualización que tenga cualquier asomo de
disidencia.
El texto a continuación es la Misión de la
Organización de Recursos Humanos de PDVSA. Fuente: Informe
Anual 2008 de PDVSA:
"La Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos de
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es una
organización habilitadora cuyos objetivos, procesos y
actividades no se vinculan directamente con la
extracción, procesamiento y comercialización del
petróleo, el gas y sus derivados, no obstante se
constituye en pilar fundamental que garantiza el talento humano
necesario y suficiente para alcanzar los objetivos del Plan
Siembra Petrolera, en línea con el Plan de Desarrollo
Económico y Social de la Nación, a través de
los procesos de planificación estratégica,
captación, educación y desarrollo,
compensación y beneficios, relaciones laborales, salud
integral y calidad de vida. La función de Recursos Humanos
en PDVSA cumple una misión estratégica en tanto
capta, forma y desarrolla a los trabajadores y las trabajadoras
en función de las competencias clave requeridas por los
procesos de la industria, a tenor de la nueva filosofía de
la empresa, que se traduce en altos valores éticos de
solidaridad y responsabilidad social, lo que le permitirá
integrarse y comprometerse con actitudes cónsonas que
contribuyan con el bienestar de las comunidades y con el resto de
la sociedad venezolana".
Esa misión… lo dice todo.
La accidentalidad
en PDVSA
Se entiende por accidente a un suceso imprevisto,
motivado por errores de operación, fallas de equipos u
otros contratiempos, que provoca una alteración con
daño, a personas o bienes.
La grafica nos muestra la relación
estadística de que por cada accidente incapacitante o
mortal se producen 600 incidentes. El mecanismo que produce un
incidente es igual al mismo que produce un accidente. Los dos son
igualmente importantes, e incluso, el incidente lo es más
porque es un aviso de lo que pudo pasar.
Si bien el incidente no produce lesiones ni
daños, sí ocasiona pérdidas de
tiempo.
Una de las actuaciones claves por el personal a todo
nivel en la PDVSA anterior al paro cívico de 2002 era el
cumplimiento de las normas de seguridad. Todos los días en
las áreas operacionales, antes de iniciar las labores, los
supervisores estaban obligados a dar una charla de 5 minutos
sobre la seguridad en el trabajo que iban a realizar. En la
actual PDVSA las normas y procedimientos no son acatadas al pie
de la letra, y el hábito de la charla indicada se ha ido
perdiendo.
Las causas humanas de los accidentes se definen como
cualquier acción (cosas que se hacen) o falta de
acción (cosas que no se hacen) que pueden llevar a un
accidente. Es la actuación personal indebida, que se
desvía de los procedimientos de trabajo aceptados como
correctos, ya sean escritos o entregados en forma de
instrucción verbal por la supervisión. Estas causas
humanas se incrementan cuando el personal no es el adecuado para
realizar la operación o no esta capacitado para el cargo.
Esta situación, es la que prevalece en la PDVSA de hoy,
tal como lo describimos en el segmento de recursos
humanos.
Las causas ambientales de los accidentes se definen como
cualquier condición del ambiente de trabajo que puede
contribuir a un accidente. Estas condiciones del ambiente de
trabajo esta conformado por el espacio físico,
herramientas, estructuras, equipos y materiales en general, que
no cumplen con los requisitos mínimos para garantizar la
protección de las personas y los recursos del trabajo. El
mantenimiento inadecuado, el no reemplazo de equipos viejos, la
falta de repuestos y piezas, originan condiciones para provocar
accidentes. Sobre todo la falta de mantenimiento prevalece en la
PDVSA de hoy.
Motivado a la falta de información,
política de este gobierno, es difícil llevar
estadísticas de estudios externos sobre los accidentes
ocurridos en PDVSA en los últimos 8 años. En los
últimos días se ha conocido (sin mayores detalles):
Explosión línea de gas en Muscar (Monagas), Fuga de
H2S en Jose y Derrame de petróleo en el Lago de Maracaibo.
Este último ha sido negado por PDVSA y el Ministerio del
Ambiente.
Sin embargo, los periodistas Marianna Párraga y
Brian Ellsworth de Reuters han hecho un esfuerzo, recopilando la
información que se indica a
continuación:
El hundimiento el 13-05-10 de la plataforma de gas
costa afuera Aban Pearl, operada por PDVSA en el Mar Caribe,
es el más reciente capítulo de una saga de
accidentes y fallas que tienen en jaque la industria
energética venezolana desde 2002. La plataforma,
construida por la firma india Aban Offshore Limited y que
perforaba pozos de prueba para el proyecto de gas Mariscal
Sucre, operaba a 155 metros de profundidad a menos de 8
kilómetros de las costas del noreste venezolano, cerca
de Trinidad y Tobago.Un trabajador resultó sepultado y muerto
cuando operaba un equipo de transporte de coque en el
terminal de sólidos de Jose
2008-2009
Al menos dos gabarras que operaban en el Lago de
Maracaibo, la zona de más antigua
explotación petrolera en Venezuela, se hundieron
mientras realizaban trabajos de mantenimiento en pozos. No se
produjeron víctimas.Un trabajador resultó sepultado y muerto
cuando operaba un equipo de transporte de coque en el
terminal de sólidos de Jose, en el oriental estado
Anzoátegui.
2007
Un trabajador de la empresa mixta
Petroboscán, conformada por PDVSA y Chevron,
falleció de una lesión en la cabeza al
operar un equipo de perforación en el estado
Zulia.Un total de 12 fallas operaciones fueron
contabilizadas ese año en cinco de las
refinerías de PDVSA, incluyendo el derrame de 140.000
litros de gasolina en las instalaciones de la
refinería Isla, operada por la estatal en Curazao, y
que provocó la evacuación de negocios y
escuelas.
2006
Tres fallecidos y cinco lesionados fue el saldo
de los cinco accidentes registrados en 2006 en el Complejo
Refinador Paraguaná (CRP), uno de los mayores del
continente, con capacidad para procesar 955 MBD.
2005
Cinco trabajadores fallecieron y 20 resultaron
heridos en noviembre de 2005 por una explosión en el
CRP, uno de los accidentes más grandes de los
últimos años.Tras seis incidentes en un año, el gerente
del CRP admitió que la frecuencia de incendios,
explosiones, fugas y escapes de hidrocarburos casi se
había duplicado con respecto a 2004 en el complejo
refinador, aumentando además su severidad.Cinco trabajadores fallecieron y 20 resultaron
heridos en noviembre de 2005 por una explosión en el
CRPUn informe reveló en 2005 que PDVSA
tendría que destinar unos 500 millones de
dólares para sanear sus pasivos ambientales, como
fosas, desechos peligrosos e instalaciones
abandonadas.
2004
Al menos dos trabajadores fallecieron por
quemaduras graves tras un incendio de grandes proporciones en
el terminal de embarque La Salina, en el occidental
estado Zulia, ocurrido al mezclarse agua con crudo mientras
se realizaban soldaduras.
2003
Una explosión en una de las subestaciones
eléctricas de la refinería de Amuay, la
más grande de Venezuela con 640 MW de capacidad,
dejó dos trabajadores heridos.Ese mismo año, dos gabarras de
perforación se incendiaron y hundieron en el Lago de
Maracaibo.
Ante todo esto es necesario recalcar que por cada
dólar que se gasta asociado a la lesión
física de una persona o la reparación o reemplazo
de una infraestructura, existe un gasto entre 5 y 50
dólares por daños a la propiedad (costos sin
asegurar) y de 1 a 3 dólares por gastos menores o
misceláneos.
Tópicos de Atención
Prioritaria
Cada día mas, Venezuela depende de los
ingresos petrolerosEl plan "Siembra Petrolera" tiene un desfase de 3
añosNo hay incorporación significativa de nuevas
reservas de crudos M/L/CLa producción de petróleo continua en
franca caída, especialmente la de crudos livianos y
medianosEl déficit de gas es del orden de 2000 MMPCD,
con aumento previsible por entrada nueva generación
termoeléctricaNecesidad de intensificar esfuerzo en
producción de gas libreImperioso el ajuste de precios de los combustibles
en el mercado internoSolo el 52 % de la exportación de crudo y
productos es cancelada a precios de mercadoAumento importante en el consumo de hidrocarburos
líquidos en el sector eléctrico, lo que limita
la exportación de estosLa diversificación de exportación a
nuevos mercados petroleros debe considerar la posición
geográfica de VenezuelaLas refinerías nacionales deben ser sometidas
a programas de recuperación y adecuación de su
capacidadEl desarrollo de la FPO debe ser en forma
armónica con el ambienteLas proyecciones de demanda de petróleo al
2035, solo le dan a la FPO una participación de 1.3
MMBDNo existe capacidad en las finanzas del país
para el nivel de inversiones requeridos en el sector
petrolero en los próximos 7 añosAlto endeudamiento
Necesidad de suministro de información
confiable, veraz y a tiempoPDVSA perdió su carácter de empresa
comercialOptimizar el recurso humano de PDVSA
Irrespeto a las convenciones colectivas
En conclusión, PDVSA padece insuficiencia
financiera, endeudamiento, aumento de costos, baja
inversión, escaso mantenimiento, sobrecarga de funciones
sociales que no le corresponden, exceso de personal, entre otros
aspectos desfavorables.
Resolviendo la crisis
La solución a la crisis de los hidrocarburos en
Venezuela, pasa por un cambio en la forma de gestión
imperante.
La futura PDVSA o la(s) empresa(s) que maneje(n) la
explotación integral de los hidrocarburos debe funcionar
dentro de una política petrolera orientada por el
interés nacional que contemple como objetivo general la
ubicación de los hidrocarburos en el sitio justo que le
corresponde en la economía nacional y superar la
dependencia ahora casi absoluta de ésta con respecto a
aquellos.
Autor:
Nelson Hernández
Junio 2010
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