«La situación del petróleo en Venezuela hoy en día se ve rodeada de un ambiente de incertidumbre y volatilidad, pues son distintos los retos que se deben considerar en este tema», así lo señala el ingeniero Juan Fernández en el documento Reservas Probadas de Petróleo Venezuela Análisis Técnico de la Oportunidad.
El ingeniero destaca que claramente las reservas son un «factor central y básico del negocio petrolero», especialmente por el proceso de transformación y el futuro del portafolio que tiene que ver con lo energético.
Asimismo mencionó que en el caso de Venezuela aplican las consideraciones técnicas para la determinación de reservas. «En 2007 Venezuela realizó una reestimación de las reservas. Un proceso que ciertamente no cumplió con los requisitos técnicos comúnmente aceptados para su determinación».
Expertos cuestionan veracidad de resultado
«El resultado de los 300 millardos de barriles expertos venezolanos con pericias y conocimientos del tema desde un principio cuestionaron su veracidad. Sin embargo, Pdvsa y el Ministerio de Petróleo las utilizaron como un elemento propagandístico para posicionar a Venezuela con las mayores reservas de petróleo del mundo», indicó Fernández.
Añadió que si lo que querían era presentar recursos base para el incremento de la producción, el fracaso es evidente. «Ni son creíbles las reservas ni Venezuela es un productor proveedor significativo, seguro y confiable».
Y es que según el experto, la cuantía de reservas de crudo hoy día van mucho más allá del POES (Procedimientos Operativos Estandarizados de Saneamiento) de yacimientos, así como de factores teóricos de recobro. «Otras variables como inversiones requeridas, fuentes de financiamiento y mucho más énfasis en aspectos como la calidad de los crudos, mercados, emisiones de gases de efecto invernadero se muestran cada día como de mayor impacto a la hora de definir las reservas probadas y probables», indicó.
Volumen de petróleo en Venezuela
En cuanto al volumen de petróleo en situ del país explicó que lo constituye el petróleo extrapesado de la Faja. «Las consideraciones de mercado hoy son muy relevantes, su procesamiento se efectúa en refinerías de conversión profunda y exigiéndose un mayor hidrotratamiento de los productos generados para que estos cumplan con las especificaciones cada día más restrictivas de mercado, lo cual implica una mayor producción de hidrógeno y por ende mayores emisiones de CO2, con impacto en sus economías».
Como ejemplo se redirió a la pérdida de un mercado de más de 3 Mbd de Fuel Oíl de alto azufre. Al reducirse el contenido del bunker utilizado por los barcos de 3,5% a 0,5% a objeto de reducir las emisiones de SOX, el cual ocasiona la lluvia acida.
«Esta reducción ha originado que las dietas de crudo de las refinerías se hayan hecho más livianas. Lo cual ha tenido un impacto en el procesamiento de crudos pesados. El mercado para este tipo de crudos es el PADD 3 de USA, la India y China. Estimándose en el mejor de los casos un mercado potencial en el corto y mediano plazo en el orden de 1,5 Mbd de extrapesado (incluyendo los mejoradores de Jose) el cual se iría reduciendo en el tiempo a medida que vaya aumentando la presencia de combustibles renovables», dice el texto.
Mientras que en el caso de los crudos livianos/medianos presentan la problemática del agotamiento de los yacimientos y dados los deficientes esquemas de producción de Maduro, se cuestionan las reservas presentadas mediante los libros oficiales.
Situación del gas natural
En cuanto a la situación con el gas natural, el documento destaca que «los 200 TCF mostrados en la data oficial parecen tener una mayor certidumbre. Igualmente el mercado para este hidrocarburo se ve mucho más seguro que el del petróleo. Especialmente para su uso en el país para la generación de productos petroquímicos, Hidrogeno Azul, industria en general y uso en los hogares sustituyendo los combustibles líquidos actualmente utilizados».
Menciona que otro elemento por considerar son los cambios para estructurar financiamientos de los inversionistas. En los cuales la banca y los fondos de inversión exigirán retornos, flujo de caja, tiempo de pago de corto plazo, positivos y la aplicación de principios marcados dentro de los esquemas de ESG.
Respecto a lo anterior, el análisis determina como «indispensable los efectos de monetizar reservas de petróleo en Venezuela, la participación del sector privado, que requieren cambios en las condiciones del negocio a través, desde nuestra perspectiva, con un nuevo marco legal mediante la ley Orgánica de Hidrocarburos. Teniendo implícito un marco fiscal atractivo, flexible y competitivo. A fin de dar la viabilidad económica para la producción de la reservas y el suministro al mercado».
Petróleo Venezuela Análisis Técnico
El ingeniero Jesús Aboud detalla que «la discusión sobre las reservas de hidrocarburos de Venezuela ha resurgido a raíz de una publicación por Rystad Energy la cual indica que las reservas probadas de petróleo del país alcanzan tan solo a 27 millardos de barriles, en contraposición con las reservas oficiales que se ubican en más de 300 millardos».
Aunque aclaró en primer lugar que «el ajuste de los 300 millardos, con cualquier criterio de ajuste que se aplique, terminaría en una cifra más alta de lo que realmente se podría producir en un tiempo muy largo. Probablemente, más allá de lo que puede ser la vigencia del petróleo como la fuente de energía principal, y seguramente inagotable a la tasa de producción del país en este momento».
Mientras que otro aspecto es «que lo que realmente ocupa a los conocedores del tema es la viabilidad de financiar los futuros desarrollos en Venezuela, la cual en nada depende del total de reservas del país, sino de las características del proyecto en cuestión y de los términos en materia, legal, fiscal y contractual que rijan para ese proyecto».
Explicó que la política petrolera en Venezuela estableció una estrategia en los últimos años de magnificación de reservas probadas para que pueda venderse al país como una potencia energética, pero lo único que a juicio del experto se logró fue irradiar una imagen sin seriedad hacia el resto del mundo.
Participación petrolera
Este tema siempre se presenta en materia de discusión, explicó Aboud. Explicó que con la participación de todas las asociaciones de profesionales de la ingeniería de petróleo y de las ciencias de la tierra de Estados Unidos y Reino Unido, y del Congreso Mundial del Petróleo, en 1987 se produjo un documento que ha tenido varias revisiones, la última en 2021, que recoge términos y guías para la definición y categorización de los recursos, conocido como el Petroleum Resources Management System (PRMS).
Es así como ese documento pasó a convertirse en una referencia internacional. Asimismo, las definiciones de reservas y recursos abarcan cuatro aspectos, a saber:
i) El de la existencia y cantidad de los hidrocarburos en el subsuelo, es decir, el hidrocarburo en sitio.
ii) El de la factibilidad de su levantamiento hasta la superficie y el porcentaje de extracción con respecto a lo que existe en el subsuelo, lo que se conoce como el factor de recobro.
iii) El de la viabilidad económica de la extracción.
iv) El de la certeza de que existen los recursos financieros y la intención para la ejecución del desarrollo y explotación.
Libro de reservas oficiales de petróleo en Venezuela
El experto destacó que para el país el libro de reservas oficiales tiene un «valor determinístico de los volúmenes, el cual pudo haber sido calculado probabilísticamente, pero al final es reducido a un número sin probabilidad asociada», algo que hacen las empresas en todo el mundo.
«Las agencias que regulan las empresas que cotizan en bolsas de valores tienen sus propias normas y su objetivo es proteger a los que de diferentes maneras financian la actividad. Por ello toda empresa debe cumplir con la debida evaluación del valor comercial de cada activo por parte de un tercero, quien debe constatar la certeza sobre la propiedad del derecho de explotación de los recursos. Y que esa explotación sucederá en el plazo que la norma indique», resaltó.
Explicó que también existen normas y procedimientos en Venezuela en cuanto a la contabilidad de reservas que no se cumplieron entre 2007 y 2010, momento en que se incorporaron más de 200 millardos de barriles de petróleo de la Faja, informó Aboud.
Todas estas incorporaciones se basaron en la certificación que realizó Ryder Scott Company LP del petróleo original en sitio (POES). A ese POES las autoridades venezolanas le establecieron arbitrariamente no solo factores de recobro primarios muy altos, sino también recobros por recuperación secundaria sin el debido sustento técnico o económico, detalló el análisis.
Ausencia de credibilidad sobre reservas oficiales
Esto contribuye a la falta de credibilidad sobre las reservas oficiales. «El aspecto de la comercialidad no está debidamente recogido en los libros de reservas oficiales. Basta con observar que las reservas no se ajustan por las variaciones del precio de los hidrocarburos», dice.
Destacó asimismo que el cálculo de reservas genera una estimación. «Siempre existirá cierto nivel de incertidumbre sobre los parámetros que se conjugan para esa estimación. Sin embargo, existe un rango dentro del cual caen todas las estimaciones que surjan de la debida utilización de la información disponible y relacionada con lo técnico, lo económico y lo contractual».
Sin duda alguna, las reservas probadas oficiales de Venezuela se reducirían en una manera significativa con la aplicación de las definiciones del PRMS, dice el experto. «La pregunta de cuánto puede ser esa reducción es de lo que se trata en lo sucesivo. Un debido ejercicio para ajustar las reservas venezolanas según las normas del PRMS solo puede hacerse con la evaluación de cada campo o yacimiento. Y de estos existen unos 18.500, lo cual naturalmente no es el alcance de este trabajo».
Por lo que solo se respondería con ejercicios de aproximación, que en el caso actual se colocan distintos criterios seleccionados.
Criterios de corte volumétrico y de calidad
Para este análisis recogieron criterios de corte volumétrico y de calidad que se relacionan con el tamaño del yacimiento en términos de hidrocarburo en sitio (POES). La calidad del crudo en términos de gravedad API, los factores de recobro primario y secundario. Y el recobro alcanzado a la fecha o el nivel de agotamiento.
«Además de estos criterios, en el caso de la Faja se descartan los yacimientos que hoy no están asignados ni a Pdvsa ni a ninguna empresa mixta. Se observa que los 304 millardos de barriles se reducen a 61 millardos, tan solo 20% de las cifras oficiales. Sin considerar la Faja, los 40 millardos restantes se reducen a 28 millardos, es decir 71% de las reservas oficiales», agregó.
Esos millardos mencionados tendrán una vida teórica de 50 años a una tasa de producción de 1,5 millones de barriles diarios. Esto según lo especificado en el documento. Lo que significa que esto «no le quita a Venezuela su condición de poseedor de cantidades muy significativas de reservas probadas.»
Otros factores mencionados son los aspectos relacionados con la comercialidad y la existencia de planes firmes de inversión para el desarrollo y explotación de los recursos.
«En cuanto a la comercialidad, a pesar de que no está garantizada para todo yacimiento, la historia de producción, el fácil acceso, la disponibilidad de infraestructura y su condición de recursos convencionales. Indican que la gran mayoría de ellos no tendrían dificultad alguna en pasar la prueba de la viabilidad económica», dice el experto.
Nuevo marco fiscal sobre petróleo
Ese número de casos con comercialidad crecería exponencialmente con implantación de un nuevo marco fiscal, moderno, flexible y cónsono con el nivel de agotamiento de los yacimientos venezolanos. Es decir que en la actualidad los yacimientos venezolanos no suelen ser comerciales.
«El bajo estimado de Rystad probablemente responde principalmente a la alta incertidumbre que existe sobre el acometimiento de la inversión necesaria para reactivar la industria petrolera venezolana. La probabilidad de que el potencial hidrocarburífero de Venezuela se materialice en el mediano plazo, tres (3) a cinco (5) años, es baja. Además de que Pdvsa no tiene la capacidad financiera ni técnica ni gerencial para reactivar los campos que permanecen bajo el esfuerzo propio. La mayor parte de las empresas mixtas se encuentran en modo de espera o de mínima actividad. Sin planes concretos sobre qué hacer en el corto-mediano plazo. Y esas empresas tienen asignadas 70% de las reservas probadas del país», señala el analista.
Y asegura: «El gobierno sin duda reconoce esta situación e impulsa la implantación de un nuevo esquema de contrato. Pero es tal la opacidad y la falta de seguridad jurídica q ue cualquier ente certificador de reservas del mundo le asignaría poca o ninguna probabilidad de éxito a esa iniciativa. Y para completar, la situación de la transición energética en el mundo ha complicado en cierta manera el financiamiento de proyectos de energía fósil».
Por otra parte, Venezuela necesita de un esfuerzo especial para cumplir con las exigencias de la comunidad de inversionistas en relación con la gobernanza y la responsabilidad social y ambiental.
Reflejo de potencialidad en Venezuela
Por último, se detalló que las reservas probadas que se determinen con la aplicación de las normas del PRMS no es el estricto reflejo de la potencialidad de un campo o provincia, cuenca o país. «Si pudiéramos cambiar algunas cosas en Venezuela, sus reservas probadas quizás estarían en el orden de los 60-80 millardos de barriles. Y lo más probable es que no estaríamos discutiendo la validez de ese número».
En cuanto a los dos aspectos de mayor impacto en las reservas probadas de Venezuela son los relacionados con «la comercialidad y la probabilidad de su explotación en el mediano plazo». Justamente, son los que pueden ser modificados con una buena política petrolera.
Resaltó que es importante que los hacedores de políticas públicas entiendan que los recursos en el subsuelo que no tengan la posibilidad de ser producidos en un futuro cercano no tienen valor alguno para el país. «Ese futuro es cada día más pronto ante la inexorabilidad de la transición energética y los advenimientos tecnológicos que vendrán con ella».