Sobre La Produccion De Petroleo De Venezuela

SOBRE LA PRODUCCION DE PETROLEO DE VENEZUELA Ing. Diego J. Gonzalez Cruz El tema de la producción de petróleo de Venezuela es realmente polémico. Si se utilizan las cifras oficiales las preocupaciones serán las mismas. Si se usan las cifras de las agencias internacionales, americanas, europeas y la propia OPEP, la situación no será muy diferente. La pregunta es obvia tanto para el lego como para el experto: ¿qué cifras utilizar? Hay cuatro (4) métodos para hacer una aproximación a las cifras de producción de petróleo de Venezuela: 1. El Método Oficial. Es el único que debería usarse en un país serio, que se

comenzó a desfigurar a partir de 2003 (la salida de PDVSA de la SEC no fue coincidencia). El método es el que viene apareciendo desde hace 49 años en el Informe Petróleo y Otros datos Estadísticos (PODE) que elabora el hoy Ministerio de Energía y Petróleo, con la debilidad que el último informe data del año 2006, y ya alterado. En el PODE aparecen las series de producción desde 1965 a 2006, incluida la gravedad promedio producida históricamente (allí podemos ver que la máxima gravedad de crudo que se produjo en Venezuela fue 26,5º API en 1989, y en el 2006 fue de 21,6º APIpreocupante!). En ese Informe aparece la producción de petróleo de Venezuela por gravedad API, por Cuenca Sedimentaria, por esfuerzo propio y por empresas mixtas, lo que lo hace difícil de alterar históricamente como toda Serie Estadística. El MENPET en sus Memorias y Cuentas a la Asamblea ha tratado de presentar las cifras para 2007 y 2008, así como PDVSA en su Informe Anual de Gestión Operacional y Financiera, pero se contradicen entre sí, y es de las razones por las cuales el PODE tiene 2 años de atraso y no hay cifras de PDVSA para el año 2009. 2. El Método del Balance de las exportaciones y el Mercado Interno.

Partiendo de la historia de producción propia de PDVSA y la de las Asociaciones, y utilizando la declinación anual como referencia. Si se conoce las exportaciones de petróleo y productos a nuestro principal cliente, los EE.UU. (46% del total de exportaciones según el PODE), por los informes irrebatibles que presenta la Agencia de Información EIA del Departamento de Energía, así como los consumos en el Mercado Interno nacional, se puede inferir la producción. 3. El Método de los ingresos de divisas al Banco Central. He insistido a los

economistas que no es recomendable tratar de inferir la producción de petróleo a partir de los ingresos al Banco Central. Los dólares que ingresan al BCV desde PDVSA tienen muchos orígenes, además de la producción de petróleo (hay ingresos por componentes del gas natural y petroquímicos que se exportan); y toda la producción no produce dólares para el BCV (vg. 1

la producción de las ex Asociaciones de la Faja y de los Ex Convenios Operativos, ya que esos montos van a los socios de PDVSA y no al BCV). Y ahora se complicó la situación, porque hay otras vías a donde van las divisas, como el Fonden y lo que retiene PDVSA. Ver lamina abajo. Y lo más importante: de cualquier cálculo resultante de la producción por el precio, hay que deducir las inversiones, los gastos y los apartes para reemplazar la depreciación de sus activos, que hace la estatal para llevar adelante sus operaciones, entre otras cosas.

El Método de Producción y refinación. Es el método que he utilizado para inferir la producción. Utilizo la declinación de los campos (a partir de cifras oficiales del PODE), la actividad de perforación de pozos nuevos y de reparación de pozos, que es una función directa del número de verdaderos equipos de perforación y reparación activos (aquí vale usar las estadísticas internacionales de Baker Huges y de la OPEP). Los pozos nuevos necesarios para mantener y elevar la producción es un parámetro fácil de seguir. Otro parámetro fácil de rastrear es el número de pozos cerrados capaces de producir. Otro parámetro infalible es la producción de gas natural y su uso en el mercado interno. Si hoy se está importando gas natural por tubería desde Colombia para el estado Zulia, es porque la producción de petróleo del estado esta declinando a niveles alarmantes. Otro indicador es la caída de la producción del gas licuado (gas de bombona). 2

Finalmente, desde el punto de vista del productor y del refinador las estimaciones son más sencillas. El petróleo en Venezuela no se almacena, es decir que tiene solo dos vías de destino: o se exporta como crudo o va a las refinerías nacionales para producir los insumos para el mercado interno y los que van a exportación. En el PODE se refleja los déficit de carga de las refinerías. Todo esto se resume en la necesidad de comprar productos para cargar las refinerías nacionales, así como hacer compras cada vez crecientes de crudos y productos para cumplir con los compromisos internacionales. Y al final se usan las inversiones para mantener y elevar la producción. Las que se presentan no corresponden con el promedio internacional de una empresa que explora y produce petróleo en las cantidades que dice la estatal. La situación actual: En 2004, PDVSA se retira de la US Securities & Exchange Commission (SEC) y las cifras de producción y exportación comienzan a discrepar completamente a las que presentan los organismos internacionales antes nombrados. El Informe a la SEC antes mencionado presentó las siguientes cifras: Año 2004 Mbd 2,733

2003 2,451

2002 2,659

2001 3,094

2000 3,085

Ya en estas cifras oficiales se observa una declinación de la producción de 12% entre los años 2001 y 2004. ¿Quién tiene la razón? Los técnicos creemos que las cifras que presentan la OPEP y la EIA son las correctas. En el mes de septiembre 2009 la producción de petróleo de Venezuela, según la OPEP (ver abajo), incluyendo la producción de la Faja del Orinoco, era de 2 267 miles de barriles diarios, que con respecto a 2004 representa una disminución del 17% en casi cinco años.

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Para validar las cifras de producción es necesario destacar que a PDVSA se le hace difícil, si no imposible, alterar las cifras de las empresas mixtas (ex Faja y ex convenios) porque los particulares tienen obvio interés y vigilancia en lo que producen. El informe de PDVSA al 31 de diciembre 2008 indica que la producción de los particulares fue de 824 000 barriles diarios promedio. De donde se desprende que la producción real de PDVSA, por esfuerzo propio por cifras OPEP, fue de 1 443 000 barriles diarios en el mismo periodo, de allí que sea importante seguir la producción de las empresas mixtas que aparece en esos informes, para inferir la producción de la estatal. Hay por lo menos nueve (9) razones que corroboran la caída de la producción de petróleo: 1. No se está restableciendo la declinación de la producción de

Venezuela, que es una de las más altas del mundo por la antigüedad de sus campos. Además de la declinación natural de los yacimientos por la disminución de su energía natural, ocurre una caída de la producción al dejar de mantenerse la infraestructura de los pozos y la de superficie que permite producir los campos, como son las plantas de compresión de gas, estaciones de recolección, oleoductos, gasoductos y tanques de almacenamiento. Esto ocurre porque no se están realizando las inversiones necesarias y la falta de know-how. Esa declinación es superior al 20% anual y debe ser restituida principalmente con nueva perforación y terminación exitosa de pozos y reparación de los que dejan de producir, así como reemplazar la infraestructura obsoleta. De no ocurrir esto la caída de la producción es inexorable. 2. La producción de la Faja del Orinoco está en franca baja. En el más reciente informe oficial del Ministerio de Energía y Petróleo (Petróleos y Otros Datos Estadísticos-PODE del año 2006), se presenta la cifra de producción de 651 000 barriles diarios (561 000 de las 4 Asociaciones Estratégicas, mas 90 000 barriles diarios ex Bitor y Sinovensa, y en el Informe financiero y Operacional de PDVSA la cifra para 2008 es de 500 000 barriles diarios Una caída de 151 000 barriles diarios en dos años. 3. La producción de los 33 ex convenios operativos mas los ex convenios con las 3 universidades está declinando. Ahora las empresas mixtas en su mayoría, están disminuyendo su producción. En el PODE del año 2006, se presenta la cifra pico de producción de los ex Convenios que ocurrió en 2004 (518 000 barriles diarios) y en el Informe Financiero y Operacional de PDVSA la cifra para 2008 fue de 378 000 barriles diarios, es decir, una caída de 140 000 barriles diarios 4. No se están perforando los pozos nuevos necesarios para mantener y

elevar la producción. El Plan de PDVSA 2005 - 2012, hablaba de perforar y completar 941 pozos anualmente, y en realidad se perforaron solamente 543 en el 2006, 566 en el 2007 y 604 en el 2008, por la falta de taladros de perforación y de las inversiones que se requerían. Los informes de PDVSA 4

no indican cuantos de los perforados fueron completados exitosamente. El PODE 2006 menciona apenas 243 pozos completados ese año, contra 749 que se completaron en 1998. Desde la estatización de la industria en 1976, el record de pozos completados ocurrió en 1982, cuando se terminaron exitosamente 1 077 pozos La actividad de perforación, y la de reparación de pozos está asociada al número de taladros activos. Los taladros de perforación que contabilizan la OPEP y Baker Hughes, son aquellos que tienen "mesa rotatoria", es decir que sirven para perforar pozos nuevos y hacer verdaderos "workovers" a los pozos (profundizándolos, abriendo nuevas zonas de producción, etc.) La cifra de 188 equipos como dice PDVSA, incluye cualquier cosa que se use para aplicarlos a los pozos para su limpieza, mantenimiento menor, etc. esos no son taladros. 5. Hay más de 18 000 pozos cerrados, el 53% de los pozos que son

capaces de producir. Acorde con la definición del MENPET no se están activando por la falta de taladros de reparación. El Plan de PDVSA hablaba de reparar 1 160 pozos anualmente, y la realidad es que el número de pozos inactivos aumenta, como lo muestra el Informe del MENPET. Los Informes de PDVSA no reportan los pozos reparados, sin embargo dicen que hay 18 555 pozos activos para el 31 de diciembre 2008, cifra que no tiene nada que ver con las que presenta el PODE-MENPET entre 1997 y 2006, donde el máximo número de pozos activos fue de 15 909. 6. Se está importando gas natural por tubería desde Colombia para el

estado Zulia. El déficit de gas natural que presentan los campos del Lago de Maracaibo ha sido reconocido por el propio ministro de Energía. Déficit que ocurre por la caída de producción de petróleo, ya que el gas que se produce en el área es asociado a la producción de crudo. En 1997 la cuenca Zulia-Falcón produjo 1 647,9 bd y en 2008 apenas 1 084 bd, una caída oficial de producción de 563 9800 bd, e informes particulares de 2009 hablan de una producción de apenas 710 000 bd en 2009. 7. Disminución de la producción de gas licuado de petróleo (GLP- el gas

que se usa en las bombonas). Está situación ocurre desde 2002 cuando se produjo 179 000 barriles diarios de GLP, mientras el promedio para 2008 fue de 162 000 barriles diarios, ello porque por ser el gas asociado a la producción de petróleo se está produciendo menos gas natural para cargar las plantas que producen el GLP 8. No hay suficiente producción nacional para cargar las refinerías. En

2008 se procesaron en las refinerías nacionales 1 010 mbd de petróleo, mientras en el 2000 se procesaron 1079,41 mbd. Hay que importar derivados para cargar las refinerías del país y así cumplir con los 5

requerimientos del mercado nacional y de allí que las exportaciones de petróleo y derivados a Norteamérica haya disminuido. No es cierto que esos volúmenes se hayan incorporado a países asiáticos 9. Se está incrementando la compra crudo para cargar las refinerías

venezolanas en el exterior y cumplir con otros compromisos. El Informe financiero y Operacional de PDVSA al 31 de diciembre de 2008 informa de la compra de 39 500 millones de dólares de petróleo crudo y sus productos. En el 2007 se compraron 28 137 millones de dólares de crudo y derivados. Estas adquisiciones se han venido incrementando en el tiempo, en especial las relacionadas a petróleo. Con respecto a las cifras que ha presentado recientemente PDVSA que se han reflejado en presentaciones del Banco Central, tenemos los siguientes comentarios: 1. Se presentan cifras de producción con datos al detalle hasta 2009, pero la

información sobre los pozos activos llega hasta el 2006 2. Qué se hizo para elevar la producción en 331 000 bd entre 2007 y 2008? 3. Por qué se cayó la producción en 194 000 bd entre el IV Trim. De 2008 y el

II de 2009? 4. No hay correspondencia entre las cifras de mercado interno y las ventas de automóviles que se conocen. El mercado interno no crece sustancialmente desde 2006 (según el PODE 2006 era de 486 000 bd), a pesar que cada año se incorporan al mercado más de 250 mil nuevos automóviles. En el Informe de PDVSA 2008 la cifra de consumos en el mercado interno de productos refinados fue de 482 000 b/d en 2007 y 499 000 bd en 2008. 5. Por qué si están las cifras de 2007 y 2008 no sale el PODE correspondiente a esos años? 6. Por qué si están las cifras del I y II trimestres de 2009 no han salido los informes de PDVSA del I trimestre 2009 y I semestre 2009? Finalmente, las preguntas que le darían veracidad de las cifras de producción serian las siguientes: 1. ¿Cómo se puede mantener una producción de 3,0 Mbd con menos de 80 taladros de perforación y reparación grandes-con mesa rotatoria? 2. ¿Dónde están los cierres OPEP? 3. ¿Por qué PDVSA ni el MENPET no informan de los proyectos de inyección de gas, agua y vapor que están activos y cuanto se está inyectando en los mismos? 4. ¿Por qué hay cerca de 20 000 pozos cerrados que son capaces de producir según el MENPET? 5. ¿Por qué PDVSA no informa en sus Informes de Gestión de los pozos que tiene cerrados? 6

6. ¿Por qué el déficit de gas natural en el país reconocido por el ministropresidente de PDVSA de más de 1 500 Mpcd. Este déficit no existía en 1998? 7. ¿Por qué hay que comprar gas natural por tubería desde Colombia? 8. ¿Por qué hay que comprar productos para completar la carga de las refinerías nacionales? 9. ¿Por qué no se está cumpliendo con los requerimientos de gas natural de Pequiven? 10.¿Por qué la producción de GLP (gas de bombona) estas por debajo de los 170 000 bd? 11.¿Por qué comprar esos ingentes volúmenes de crudo y productos para cumplir con los compromisos de CITGO y otros en el exterior? 12.¿Por qué no se le está pagando la alícuota de participación a los particulares de las empresas mixtas? 13. ¿Por qué va a cerrar el mes de noviembre y no ha aparecido el Informe Financiero Operación al 2009 de PDVSA, debidamente auditado, que ha debido presentarse para marzo 2009, para junio 2009 y para septiembre 2009? 14. ¿Por qué se le adeuda más de 5 000 MUSD a los proveedores de PDVSA? 15.¿Por qué se le han reducido los beneficios a los trabajadores activos y jubilados? Ing. Diego J. Gonzalez Cruz Caracas, 09 de noviembre 2009

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