Hasta ahora los joint ventures extranjeros seguían en pie, pero la profundización de la crisis, la pésima gestión de PDVSA y las sanciones de EE.UU. ya los afectan.
Mientras se desmoronaba la industria petrolera durante la última década, había un área que seguía en pie: los joint ventures del país con empresas extranjeras, en particular los que extraen petróleo pesado de las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Esos depósitos de petróleo extrapesado le permiten a Venezuela tener las reservas probadas más grandes del mundo, y las empresas extranjeras incluyendo Chevron, Total, Eni y Statoil decidieron que valía la pena seguir operando ahí pese a los crecientes problemas del país.
Pero con la profundización de la crisis financiera en Venezuela, y la mayor presión que genera la nueva serie de sanciones fijadas por Estados Unidos, hasta los joint ventures extranjeros están sintiendo la tensión. Mientras se deterioran las condiciones, las compañías de Europa y Norteamérica enfrentan duros interrogantes sobre el futuro de sus operaciones.
La continua presencia de firmas extranjeras en Venezuela demuestra su voluntad de comprometerse. En 2006-07, el fallecido presidente Hugo Chávez tomó el control de la industria, que había recibido inversión a gran escala proveniente de compañías como ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips y BP.
Las "joyas de la corona" del sector eran cuatro proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco para extraer petróleo extra pesado y convertirlo en crudo más liviano que sea más fácil de usar para las refinerías.
Chávez firmó un decreto que le otorgó a PDVSA, la petrolera nacional, el 60% de esos proyectos, y luego envió tropas para que hagan cumplir la orden.
Las dos empresas norteamericanas, Exxon y Conoco, prefirieron abandonar el país y luego iniciar juicio para recuperar el valor de los activos que habían perdido. Las otras mayormente se quedaron, decidieron que retener las participaciones minoritarias era mejor apuesta que una batalla legal larga e incierta.
Durante años, esa parecía ser la opción más sensata. El petróleo extra pesado en Venezuela fue una larga historia de éxito: la producción creció de 200.000 barriles diarios en 2000 a 900.000 b/d en 2016, según la Agencia Internacional de Energía, y ese crecimiento continuó incluso después de PDVSA se puso al frente.
Chevron, por ejemplo, pudo mantener constante su producción en Venezuela entre 2010 y 2016, cerca de 56.000 b/d de petróleo. BP, que también aceptó las condiciones de Chávez, pudo vender sus participaciones minoritarias en sus joint ventures venezolanos a su filial rusa TNK-BP en 2010.
Sin embargo, cuando el precio del petróleo se derrumbó en 2014, PDVSA entró en crisis. Desesperada por conseguir dinero para hacer frente al peso de su deuda, privó de fondos a sus operaciones.
"Se volvió muy difícil invertir en las instalaciones o incluso mantenerlas de manera adecuada", dijo un ejecutivo del sector. "Es por eso que la producción sigue bajando".
Las estimaciones de la producción de Venezuela varía, pero las cifras que el gobierno le proporciona a la OPEP muestran una contracción del promedio de 2,65 millones b/d en 2015 al 1,96 millón b/d este octubre. Francisco Monaldi, un economista venezolano especialista en energía en la Rice University en Houston, asegura que PDVSA enfrenta un "espiral letal" de caída de la producción y mayor crisis financiera.
El efecto de la sangría de liquidez empeora debido a la mala gestión en PDVSA, sostienen los ejecutivos y analistas extranjeros. La compañía estatal ya había sufrido un éxodo de talentos durante la presidencia de Chávez, y la menor inversión y las peleas internas políticas degradaron aún más su capacidad de gestión.
Además, docenas de ejecutivos de PDVSA fueron detenidos acusados de sabotaje y corrupción, lo que paralizó la toma de decisiones en la petrolera. Y la semana pasada, el presidente Nicolás Maduro designó al General Manuel Quevedo, un soldado sin experiencia en la industria petrolera, como nuevo presidente del directorio de PDVSA y ministro de Petróleo.
Otro problema es que la recesión complica la importación de insumos esenciales incluyendo combustible y petróleo liviano para diluir el propio crudo pesado de Venezuela.
Aurelio F. Concheso*
Con los presidentes de la propia empresa, de sus filiales Citgo, Bariven y CVP y un centenar de altos ejecutivos más perseguidos por la justicia, con la producción en picada y ya cerca de los 1.800.000 barriles diarios, y con una aparente imposibilidad de o bien servir o si no reestructurar su deuda, da la impresión que PDVSA marcha a paso acelerado hacia su autodestrucción. Los gurús fatalistas por demás aseveran que eso es el final de la industrialización petrolera porque extraer los crudos extra-pesados de la Faja pertrolífera del Orinoco y acondicionarlos para que sean aceptables en los mercados es una labor titánica que necesita ingentes sumas de dinero que nadie en su sano juicio va a aportar
Quienes así piensan hacen caso omiso de las realidades energéticas del país, y la substancial ventana de oportunidad para potenciar, si no a PDVSA, sí a una industria petrolera nacional, con activa participación de socios privados extranjeros y nacionales que se dedique a la explotación racional de un recurso que, sin tomar en cuenta la Faja, tiene unas reservas de crudos convencionales ¡que excede los 40.000 millones de barriles!
Esta cifra supera las reservas de todos los países de América al sur del Río Grande. Eso sin contar los más de 30 trillones de pies cúbicos de gas no asociado costa afuera (5.000 millones de barriles de petróleo equivalente —más que las reservas totales de petróleo y gas de Colombia—). De hecho, es muy poco lo que habría que hacer para que dentro de la legislación presente, y en atención a convenios ya existentes con dos docenas de socios privados en empresas mixtas, a partir del mismo 1° de enero de 2018, se revirtiera la declinación de la producción y esta empezara a incrementarse.
La primera condición sine qua non sería levantar la obligación que esas empresas tienen de vender los dólares producto de sus exportaciones a Bs 10 por dólar. Porque ¿quién va a traer dólares para perforar y acondicionar pozos si cada millón de Bs que traen escasamente sirve para comprar 100 cartones de huevos?
La segunda es que, según ya está contemplado en los convenios se les permita a los socios privados el control gerencial absoluto de los campos que tienen asignados.
La tercera es que el Estado asuma su rol de garante de la paz pública, revirtiendo la dramática situación de inseguridad en los yacimientos donde las mafias hamponiles campean a sus anchas robándose hasta las válvulas de las macollas con total impunidad.
Por último, PDVSA debe ampliar el espectro de campos maduros que pueden explotar sus socios, incorporando aquellos que en los últimos años no han querido o no han podido poner a producir y que mucho menos podrán ahora ante el estado de postración que se encuentra la empresa.
Los expertos aseguran que el incremento para 2018 estaría entre 200.000 y 300.000 barriles diarios, aumentando a unos 500.000 en el segundo año y alcanzando el millón de barriles adicionales el 2020/21. El efecto, sobre las cuentas externas a los actuales precios del crudo sería dramático: unos USD $4.500 millones el primer año, llegando a casi a USD $18.000 millones a mitades del tercero, cambiando dramáticamente la percepción de riesgo país.
De paso, si la tasa de cambio se libera totalmente, se abrirían de nuevo las líneas de financiamiento comercial para las importaciones. Ante un cuadro así, cualquier negociación para aliviar la carga de la deuda en los años de mayores vencimientos sería una relación ganar-ganar con los mercados financieros.
¿Y PDVSA? Si alguien es capaz de rescatarla antes que sea inminente su disolución, esta puede dedicarse a los campos de la Faja y los convencionales que aún explota por cuenta propia.
Que todo esto no suceda es un testimonio a la incapacidad de la clase política venezolana de ver más allá de las ideologías y la coyuntura, para ponerse de acuerdo en aquello que verdaderamente beneficie al pueblo.
*Ingeniero mecánico graduado en el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT)
