El programa abarca 17 campos y busca más que duplicar la producción gestionada por North American Blue Energy Partners. Una revisión de los activos muestra instalaciones deterioradas, yacimientos maduros y áreas del Orinoco que requerirían inversiones de gran escala antes de aportar volúmenes relevantes.
El plan para elevar rápidamente la producción petrolera de Venezuela mediante el desarrollo de 17 campos contempla añadir alrededor de 300.000 barriles diarios en poco más de dos años, pero el estado de una parte importante de los activos pone en duda la velocidad con que esos barriles podrían llegar al mercado. Una investigación publicada este 21 de septiembre identificó campos con infraestructura envejecida, producción en declive y otros ubicados en zonas donde extraer y transportar crudo pesado requiere instalaciones especializadas y mayores inversiones.
La meta corresponde a North American Blue Energy Partners (NABEP), compañía vinculada al empresario Alejandro Betancourt y que recibió derechos para desarrollar los 17 activos incluidos en el acuerdo petrolero alcanzado entre Estados Unidos y las autoridades venezolanas a fines de agosto. El pacto fue formalizado en Caracas el 2 de septiembre, después de su aprobación por la Asamblea Nacional venezolana.
NABEP sostiene que puede financiar el crecimiento principalmente con el flujo de caja generado por sus operaciones y que su experiencia dentro de Venezuela permitirá aumentar la producción con rapidez. El problema es que los campos incluidos no ofrecen las mismas condiciones técnicas ni económicas.
Maracaibo concentra las opciones de crecimiento más rápido
Los activos con mejores posibilidades de elevar producción en el corto plazo se encuentran alrededor del Lago de Maracaibo, una de las zonas petroleras más antiguas de Venezuela.
Entre los campos identificados se encuentran Bachaquero, Lagunillas, Ceuta, Lago Cinco y Lagunillas Lago. Estimaciones del especialista Francisco Monaldi, director de política energética para América Latina del Baker Institute de Rice University, indican que ese grupo podría aportar en conjunto cerca de 200.000 barriles diarios adicionales en un periodo de 18 a 24 meses si se realizan las rehabilitaciones necesarias.
Lago Cinco y Lagunillas Lago representarían aproximadamente la mitad de ese potencial. Ambos son campos de aguas someras que actualmente producen volúmenes reducidos, lo que abre espacio para recuperar pozos e instalaciones existentes en lugar de construir toda la infraestructura desde cero.
Sin embargo, incluso los activos considerados más favorables arrastran años de deterioro.
El proyecto Petrozamora, que reúne seis campos en el área de Maracaibo, producía aproximadamente 96.000 barriles diarios antes del acuerdo, frente a unos 225.000 barriles diarios en 2008. La diferencia ilustra la pérdida de capacidad acumulada en instalaciones que durante décadas estuvieron entre los pilares de la industria petrolera venezolana.
Recuperar parte de esa producción exige reparar pozos, tuberías, estaciones, sistemas eléctricos y otras instalaciones. En determinadas áreas del lago existen además pasivos ambientales y activos que han permanecido durante largos periodos con mantenimiento insuficiente.
El Orinoco presenta un desafío distinto
La otra parte relevante de los 17 campos está situada en la Faja Petrolífera del Orinoco, donde Venezuela concentra enormes recursos de crudo extrapesado.
A diferencia de algunos campos maduros de Maracaibo, aumentar producción en el Orinoco puede requerir proyectos de mayor escala. El petróleo es extremadamente viscoso y necesita procesos especializados para extraerse, transportarse y, dependiendo del proyecto, mezclarse con crudos más livianos o ser procesado antes de su comercialización.
A ello se suman las distancias, las necesidades de electricidad, la infraestructura de superficie y los costos de llevar equipos y servicios a determinadas áreas.
Juan Szabo, exvicepresidente de exploración y producción de Petróleos de Venezuela, considera que varios proyectos del Orinoco necesitarían miles de millones de dólares antes de alcanzar incrementos relevantes de producción. Su estimación para el conjunto de activos es considerablemente más cauta que la planteada por NABEP: alrededor de 70.000 barriles diarios adicionales en el horizonte de dos años, frente a los 300.000 que busca la compañía.
Las diferencias entre esas proyecciones reflejan una de las principales incertidumbres del plan: disponer de grandes recursos petroleros en el subsuelo no equivale a disponer de capacidad productiva inmediata.
US$100.000 millones es una proyección, no inversión ejecutada
Las autoridades venezolanas han presentado el acuerdo de los 17 campos como parte de una apertura destinada a movilizar más de US$100.000 millones en inversiones y elevar de manera sustancial la producción del país. El monto corresponde a una proyección vinculada al desarrollo futuro de los proyectos y no a capital ya desembolsado.
La Casa Blanca también ha indicado que NABEP contempla hasta US$100.000 millones para nueva infraestructura petrolera. El acuerdo concede además al Gobierno estadounidense una participación de 35% en la matriz de NABEP y derechos sobre parte del petróleo producido, dentro de una estructura que amplía la participación de Washington en el sector energético venezolano.
El desafío inmediato será transformar esos compromisos y derechos contractuales en inversión física sobre los campos.
Las necesidades incluyen equipos de perforación, rehabilitación de pozos, recuperación secundaria de yacimientos, sistemas eléctricos, diluyentes para crudos pesados, oleoductos y servicios petroleros especializados.
La industria internacional vuelve a mirar Venezuela
El plan de NABEP se desarrolla al mismo tiempo que otras compañías internacionales evalúan o amplían operaciones en el país.
Chevron anunció a comienzos de septiembre un programa de US$7.000 millones en cinco años para más que duplicar su producción mediante sus empresas mixtas venezolanas, mientras firmas de servicios petroleros han comenzado a explorar nuevas oportunidades ligadas a la recuperación de campos e infraestructura.
Ese movimiento puede facilitar el acceso a tecnología y servicios que durante años estuvieron limitados por sanciones, falta de inversión y deterioro operacional.
Aun así, las estimaciones sobre cuánto puede crecer Venezuela siguen siendo amplias. Rystad Energy considera posible obtener hasta 450.000 barriles diarios adicionales durante los próximos años a partir de proyectos de NABEP que aprovechen infraestructura existente, pero advierte que los desarrollos todavía no construidos en el Orinoco podrían tardar hasta la próxima década en comenzar a producir.
El objetivo de sumar 300.000 barriles diarios, por tanto, permanece como una meta empresarial y no como producción asegurada. Los campos de Maracaibo ofrecen la vía más directa para recuperar barriles en el corto plazo, mientras una parte considerable del potencial del Orinoco dependerá de inversiones, infraestructura y capacidad técnica que todavía deben materializarse.
La prueba para el plan durante los próximos dos años será determinar cuánto de la producción perdida puede recuperarse mediante rehabilitación y cuánto requiere proyectos nuevos. Esa diferencia definirá si los 17 campos pueden acercarse al crecimiento previsto o si la expansión de la producción venezolana terminará siguiendo un calendario más prolongado.
