diccionario de economía
 


Compartir en Facebook


|
10 años del Plan Siembra Petrolera
Las exportaciones petroleras aunque se han logrado diversificar han caído
El 18 de agosto de 2005, una vez superado los efectos del paro petrolero, el presidente Chávez, acompañado del exministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, presentó al país desde el Hotel Caracas Hilton, el ambicioso “Plan Siembra Petrolera 2006-2012” con visión 2030, para la expansión de Pdvsa en el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y en un contexto estratégico de “fin del petróleo barato”. Recientemente, el presidente Maduro acompañado del Ministro de Petróleo y Minería, Eulogio del Pino, celebraron los 10 años de este acontecimiento. No obstante, cabe la pregunta: ¿Hay algo que celebrar? Para responderla objetivamente, debemos hacer un balance.

En materia de reservas, el Plan Siembra Petrolera se proponía certificar la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), donde se estimaban reservas por 236 millardos de barriles de petróleo, lo cual aumentaría las reservas totales de Venezuela hasta 313 millardos de barriles. Con el aval de la empresa certificadora Ryder Scott, las reservas ascendieron hasta 299,9 millardos de barriles a finales de 2014, es decir, se alcanzó un satisfactorio 96% de la meta. En la actualidad, Venezuela es reconocida como el país con mayores reservas petroleras a nivel mundial.

Sin embargo, en materia de producción, la historia ha sido muy distinta. Lo que se ha hecho es “correr la arruga” debido a los retrasos de los proyectos por falta de capacidad de ejecución y financiamiento. Originalmente, el Plan Siembra Petrolera proponía pasar desde 3,3 millones de barriles diarios (MMBD) que se producían en 2005 hasta 5,8 MMBD en 2012, con una inversión de 123 millardos de dólares, en el marco de la Opep y bajo el modelo de empresas mixtas que mejoró la participación fiscal del Estado. Para ello, se apostaba por aumentar significativamente la producción de la FPO con la construcción de 5 nuevos mejoradores. En 2013, de un plumazo, se desfasaron las metas hasta 4,25 MMBD para 2015 y 6,1 MMBD para 2021, con una inversión de 236 millardos de dólares.

En 2015, tenemos 12 empresas mixtas operando (incluyendo las 4 antiguas Asociaciones Estratégicas) en la FPO, pero los nuevos proyectos sólo han sumado alrededor de 50 mil barriles diarios de producción temprana (apenas 8% de la meta) y no se ha construido ni un mejorador. Por ello, y debido a la declinación de las áreas tradicionales, la producción petrolera de Venezuela ha descendido en la última década hasta ubicarse en 2,7 MMBD. Es decir, según cifras Opep, se ha experimentado una caída de 600 mil barriles diarios (-18%), cuando estaba previsto un aumento de 2,5 MMBD. En ese mismo período, casi todos los países petroleros de importancia elevaron su producción aprovechando los precios altos. Por tanto, la cuota de mercado de Venezuela ha caído, y esto se ha traducido a una  pérdida de músculo dentro de la Opep. 

Las premuras han llevado a la pragmática estrategia de importar crudo liviano para diluir con el extrapesado de la FPO, y así producir una mezcla tipo Merey 16 para exportar sin necesidad de invertir en mejoradores en un contexto de precios bajos y caída de producción de livianos (-30% en el Lago de Maracaibo desde 2008 y -25% en el Norte de Monagas desde 2010). Empero, este esquema presenta una rentabilidad que no queda clara, y no maximiza el valor al Estado venezolano en contradicción con la política “Plena Soberanía Petrolera” y el “Plan de la Patria”.

Por otra parte, los indicadores operativos y financieros se han deteriorado. En los últimos 10 años, la producción de barriles por empleado ha caído en más de 70% y casi se ha triplicado el costo de producción promedio desde 4,34 $/Bl en 2006 hasta 12 $/Bl en 2015. Mientras la deuda de Pdvsa ha aumentado desde 3 millardos de dólares en 2005 hasta 45 millardos de dólares en 2015. 

En materia de refinación, el Plan Siembra Petrolera proponía aumentar la capacidad de refinación nacional desde 1,3 MMBD hasta 2 MMBD, a través de la construcción de tres nuevas refinerías (Batalla de Santa Inés, Cabruta y Caripito), y la ampliación de las refinerías de Puerto La Cruz y El Palito. Sin embargo, nada de esto se ha materializado. Además, la capacidad de refinación en el exterior se contrajo desde 2,06 MMBD en 2005 hasta 1,3 MMBD en 2015, con la venta del circuito Ruhr Oel y de varias refinerías en EEUU, y la cancelación o desfase de proyectos en Brasil, Ecuador, Nicaragua, Uruguay, Siria, Vietnam y China.

Las exportaciones petroleras aunque se han logrado diversificar, consolidándose China como segundo destino, han caído más que proporcionalmente respecto a la producción debido al aumento del consumo interno y el contrabando. Además, se encuentran muy atadas a convenios que afectan el flujo de caja de Pdvsa.

En materia de gas natural, aunque las reservas han aumentado, los proyectos emblemáticos Rafael Urdaneta, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana se encuentran retrasados, excepto los campos Perla y Dragón. Mientras los trenes de licuefacción y proyectos como el “Gasoducto del Sur” quedaron en el olvido.

En definitiva, hay poco que celebrar y mucho por hacer tras una década del Plan Siembra Petrolera. Hoy por hoy, Pdvsa no se encuentra en franca expansión como se planificó, sino en medio de un preocupante estancamiento. En consecuencia, resulta imperativo un nuevo plan de negocios de Pdvsa que sea creíble, lo que supone adaptarlo a un nuevo contexto estratégico marcado por precios moderados y aumento de las restricciones ambientales, donde la geopolítica parece no tener árbitro y la geoeconomía se inclina al Pacífico. Además, debe lograr concitar un amplio consenso nacional. De ello depende la revitalización de Pdvsa. ¿Y usted qué opina?

@kenopina
Doctor en Ciencias Políticas, MBA en Energía e Internacionalista. Profesor de la Universidad Central de Venezuela (UCV)  y Presidente del Consejo Venezolano de Relaciones Internacionales (Covri)

Otros artículos

10 años del Plan Siembra Petrolera

Agenda 2030: energía y Venezuela

Brasil en fase menguante

Brexit como “caja de Pandora”

Citgo a la luz de las nuevas realidades

Daño colateral: Venezuela y la guerra de Naimi

Debilidades de una propuesta

De diálogos, maniobras y realidades

Descifrando a Trump

Diálogos de Argel

Doble derrota en la Opep

Dos años del califato del terror

El acuerdo de Doha

El acuerdo de París

El acuerdo nuclear con Irán

El acuerdo provisional de Argel

El consejo de Lula

El desafío de las empresas petroleras transnacionales

El factor Irán

El fracaso de Doha

El frenazo de las arenas bituminosas de Canadá

El gambito petrolero saudita

El legado petrolero del Rey Abdullah

El regreso de la Opep

El revés de Evo

El trilema energético de China

Energía y petróleo en las primarias de EEUU

Esequibo: una nueva y delicada etapa

Geopolítica petrolera cambiante

Impacto petrolero del “nuevo” Canal de Suez

India: un elefante sediento de petróleo

Irak, otra vez: Intriga, petróleo y guerra

Israel-Hamás: La Guerra de los Siete Años

La batalla por Ucrania: Geopolítica y gas natural

La embestida guyanesa

La incógnita petrolera libia

La política energética de Trump

La "Visión Saudita 2030"

Los hermanos Castro y el arte de gobernar

Los No Alineados en Porlamar

Navegando cuesta abajo

Obama y Maduro en El Caribe

Opep, Unasur y Venezuela

Opep: un Fénix de 55 años

Petróleo en 2016: tocando fondo

Petróleo y elecciones en Brasil

Petróleo y Mercosur en las elecciones de Argentina

Petróleo y sucesión saudita

Putin, petróleo y el “efecto Pigmalión”

Quincuagésimo aniversario del Acuerdo de Ginebra

Reunión Opep: parte de guerra

Rusia y la Opep: una difícil coordinación

Shale 2.0

Todas las miradas puestas en Viena

Trump, petróleo y Venezuela

Unasur acéfala

Unidad nacional frente a Guyana

Venezuela en las elecciones de EEUU

Venezuela y el XXV aniversario del Mercosur

Yemen en clave petrolera