#Expertos: Venezuela puede consolidarse como primer proveedor petrolero de EEUU en la próxima década

“Venezuela puede volver a ser un exportador seguro y confiable de crudo, y el primer proveedor al mercado norteamericano, a mediados de la próxima década del 2030”, dice el doctor Alberto Cisneros Lavaller, CEO y presidente de Global Business Consultants.

Lo anterior -claro- es siempre y cuando se den algunas condiciones. Estados Unidos -para la próxima década- va a empezar a experimentar la declinación de toda la producción de sus yacimientos de crudo de esquistos no convencionales, el shale oil y el shale gas.

La segunda condición -avanza- es que Venezuela para entonces tenga un debido proceso legal de confianza para grandes inversores; que haya un regreso a la ley civil y a la independencia judicial; y concretamente que impere la democracia y se haya generado la suficiente confianza para que vuelva a ser un productor seguro y confiable.

-¿Cuál es la situación de Venezuela comparada en la región en la actualidad?

– Somos el cuarto o quinto más importante suplidor de petróleo. El primero en estos momentos es Brasil con alrededor de 4 millones de barriles por día. El segundo México con 1.650.000 barriles por día, el tercero Guyana con 950.000 barriles diarios, el cuarto Venezuela con un promedio de 900.000 barriles, el quinto Argentina con 800.000 y luego cierra esta tabla latinoamericana Colombia con 740.000 barriles.

Cisneros declara que lo anterior contrasta con la realidad que tuviera Venezuela en sus años dorados de la apertura en la década del 90, cuando producía 3.300.000 barriles día y Petróleos de Venezuela (Pdvsa) era la segunda compañía petrolera más importante del mundo.

El curtido hombre de petróleo señala que la producción efectiva de Venezuela es de 895.900 barriles por día. Prácticamente la mitad de este volumen se corresponde con las operaciones de las grandes compañías extranjeras presentes en el país.

Cómo se desglosa lo anterior: Chevron  bombea un promedio de 250.000 barriles diarios; Repsol aporta 50.000 barriles por día; Maurel & Prom  extrae entre 20 y 22.000 barriles por día.

“En los planes de expansión de estas compañías está la posibilidad de que, incluso la italiana Eni, inviertan en ampliar la producción hacia el futuro de corto y de mediano plazo”, pone en claro.

Contratos de Participación Productiva (CPP)

Sin embargo, hay también unas pequeñas compañías que operan bajo contratos de participación productiva, que son las que completan el cuadro actual de la actividad petrolera venezolana.

En el país funcionaban «alrededor de 20 compañías con este tipo de convenios, pero ahora quedan alrededor de 14. Entre ellas hay una empresa china, tres o cuatro norteamericanas y otras, por supuesto, venezolanas”.

En la Faja Petrolera del Orinoco hay  cinco campos activos -puntualiza Cisneros- cuya gestión productiva se ha firmado con arreglo a este nuevo tipo de convenio. En occidente opera un único campo y en oriente ocho yacimientos. Ha habido retraso en las firmas de estos acuerdos y alta incertidumbre, apunta Cisneros.

“Son contratos muy distintos de los de empresas mixtas porque tienen una mayor liberalidad en cuanto a la posibilidad de producir sin necesidad de mayor participación de Pdvsa. Y en consecuencia, también tienen los riesgos propios de una empresa que pudiera llegar a ser 100% privada”, remarca.

Muchos de estos convenios están en etapa de revisión, dice Cisneros, “por eso es que ha habido una reducción de los 19 contratos iniciales. Además, existe una demora en el plan para que comiencen a producir a capacidad adecuada o a revitalizar y rehabilitar los campos viejos”.

El CEO de Global Business Consultants se detiene en la evolución de la producción petrolera en el año 2026. «Creemos que va a estar alrededor de 1 millón de barriles por día», sentencia a favor de una perspectiva conservadora.

“Esto que parece poco, pero no lo es porque, en el caso de Chevron, aumentaría alrededor de entre 120 a 130.000 barriles por día en un lapso de dos años; es decir, para finales de 2026 lo que podrá incrementar es aproximadamente 40.000 barriles díarios”, se ahorra toda media tinta.

En el caso de Repsol aumentaría alrededor de 20.000 -el 50% aproximadamente de su producción actual- y Maurel & Prom, aproximadamente alrededor de 10.000 o 13.000 barriles día.

Está -además- en el caso de Eni, el aumento en Junín 5 de 180.000 barriles día, “pero en los próximos años, no en el corto plazo y lo mismo en Petrosucre y Petrogüiria”.

La situación del gas

Pero, ya para cerrar, ¿qué está pasando con el gas? “La situación de gas en el país es promisoria, pero todavía muy incipiente. Es particularmente relevante la entrada de Shell del Campo de Dragón en el oriente del país, que le compró a Chevron para desarrollar junto con Trinidad y Tobago».

Manatí y Loran son otros yacimierntos de alto potencial en la plataforma Deltana. «Hay que tratar de suplir el tren uno de licuefacción que está prácticamente cerrado en el caso de Trinidad Tobago”, asevera el entrevistado. Esa es la situación del oriente del país.

El experto cree que la más promisoria es, por supuesto, la operación gaspifera de Cardón 4 en el occidente del país donde la producción actual es de 585 millones de pies cúbicos diarios.

Cardón 4 podría comenzar a generar volúmenes exportables a principios del 2028, porque los nuevos acuerdos productivos permitirían aumentar alrededor de 800.000 pies cúbicos diarios, para llegar a finales del 2028 y comienzos de la década próxima de 1.200.000 pies cúbicos por día.

Según Cisneros, estas iniciativas permitirán tener una grilla muy importante de exportación de gas hacia las islas caribeñas y otros destinos.

Gran novedad

Por último, y “como gran novedad queremos señalar la posibilidad del acceso al mercado nacional de pequeñas compañías de servicios”, advierte Alberto Cisneros, CEO y presidente de Global Business Consultants.

Estas compañías de servicios pequeñas -estima el consultor petrolero internacional- estarían tratando de ayudar a los proyectos CPP (Contratos de Participación Productiva) y lo que se requeriría para que puedan trabajar a cabalidad es conocer una evaluación cuenca por cuenca de los actuales niveles de producción, las reservas, y los factores de recobro, entre otros elementos técnicos.

Los puntos más candentes que se deben atender, desde el punto de vista de los reservorios y la producción, está en las necesidades de actualización tecnológica, en función de generar una eficiencia competitiva a escala internacional, señala el ejecutivo.

No obstante, refiere el vocero, este no es el único punto; el otro es el análisis de la superficie, la infraestructura y los cuellos de botella que se registran en estos momentos, cuando se necesitan, por supuesto, sistemas de tratamiento de agua y e inyección en algunos casos.

«Las empresas están en el proceso de identificar los obstáculos que están limitando la recuperación de la producción y la prestación de servicios petroleros». Lo importante -señala Cisneros- es que ya están entrando SBL y Halliburton que son gigantes globales en esta área.

Lea más contenido interesante y actual:

• TotalEnergies está «a punto de firmar algunos contratos comerciales» con PDVSA, según el CEO

• Repsol planea aumentar producción de queroseno y recibirá un cargamento de crudo de Venezuela