Las compañías petroleras buscan proyectos clave para revitalizar la producción venezolana, enfrentando desafíos operativos, políticos y de inversión.
Aunque el apertura del sector tras cambios en el gobierno ha generado expectativas, riesgos como la estabilidad regulatoria y la experiencia previa de empresas extranjeras, como Chevron en Alula, marcan un obstáculo significativo.
La recuperación requiere no solo capital, sino también confianza en la gobernanza y condiciones de inversión seguras.
En septiembre, una plataforma utilizada para perforar pozos en aguas poco profundas completó el largo viaje desde China hasta la región petrolera de Venezuela en el Lago de Maracaibo.
El paso de la gran y antigua plataforma llamada Alula, rozando apenas el puente que conecta la ciudad de Maracaibo con los campos petroleros de la costa oriental del lago, despertó entusiasmo entre los residentes y trabajadores: no habían visto llegar ningún equipo de perforación nuevo durante años debido a las sanciones de Estados Unidos.
La plataforma golpeó un oleoducto al pasar por el lago y sobre el espagueti metálico de 20,000 kilómetros de tuberías bajo las aguas.
El crudo se filtró durante meses antes de que se pudieran realizar las reparaciones y de que la plataforma se instalara en el lago contaminado a finales del año pasado.
Desde entonces, el aumento de la producción de crudo ha sido pequeño.
La historia de Alula es un cuento de advertencia para las compañías de energía extranjeras, como la importante petrolera estadounidense Chevron (CVX.N), que buscan expandirse rápidamente en Venezuela y asumir los proyectos a corto plazo necesarios para aumentar la producción de petróleo del país. Cada paso adelante a menudo trae una nueva serie de desafíos.
Otras compañías extranjeras con presencia en el país incluyen a la española Repsol (REP.MC), la italiana ENI (ENI.MI), la francesa Maurel&Prom (MAUP.PA) y la China National Petroleum Corp.
El presidente estadounidense Donald Trump quiere que las empresas americanas inviertan 100.000 millones de dólares para reconstruir una industria petrolera que ha sufrido 20 años de descuido, mala gestión y falta de inversión bajo los presidentes socialistas Hugo Chávez y Nicolás Maduro. Washington ha estado flexibilizando las sanciones desde su incursión militar para capturar a Maduro a principios de enero, emitiendo un puñado de licencias generales que permiten a las compañías energéticas exportar, importar, invertir y operar proyectos de petróleo y gas en el miembro de la OPEP.
Las primeras expansiones podrían llevar al país sudamericano a aumentar hasta 500.000 barriles diarios (bpd) de producción de crudo en tan solo seis meses, partiendo de los actuales 1 millón de bpd, según dijeron dos ejecutivos de compañías con activos allí.
El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo este mes desde Caracas que espera un «aumento dramático» en la producción de Venezuela en los próximos meses.
Mientras tanto, la capital petrolera de Estados Unidos, Houston, y las regiones petroleras de Venezuela están llenas de actividad, movilizándose para una fiebre del petróleo y para las oportunidades de negocio que ofrece participar en uno de los mayores trabajos de reparación que la industria energética ha visto jamás. Es un esfuerzo a la escala del trabajo necesario para aumentar la producción de Irak después de la segunda Guerra del Golfo o para rehabilitar los campos petroleros kuwaitíes que fueron incendiados por el líder iraquí Saddam Hussein.
Según media docena de trabajadores de la industria, empleados de petróleo con experiencia en Venezuela y ejecutivos que planean trabajar allí, así como numerosos expertos y analistas del sector entrevistados por Reuters para esta historia, la primera fase en Venezuela implicaría algunos proyectos relativamente sencillos para que el petróleo fluya más rápidamente: usar plataformas ya presentes en el país, reacondicionar pozos y plantas de mejoramiento de crudo en mal estado que funcionan por debajo de su capacidad, y reparar puertos y oleoductos operados por la compañía estatal de petróleo PDVSA. Pero incluso los proyectos más fáciles son difíciles, dijeron, y después de eso, el trabajo se volverá aún más complicado.
A principios de febrero, un periodista de Reuters que recorrió la zona del Lago de Maracaibo vio chatarra de la industria petrolera, tanques desbordados de crudo, campos petroleros abandonados, costas ennegrecidas y largas filas de vehículos para comprar gasolina cerca de terminales de almacenamiento y sitios operativos gestionados por PDVSA. Todos eran recordatorios visibles de cuánto trabajo queda por delante, incluso para elegir lo que podría considerarse lo más básico.
LOS PRIMEROS PASOS
Entre los primeros pasos que las empresas prevén estaría ejecutar proyectos como el que planea China Concord Resources Corp, que trajo la plataforma Alula a Venezuela el año pasado.
La empresa tiene como objetivo aumentar la producción combinada de petróleo ligero y pesado de dos campos a 60,000 barriles por día para fines de este año, desde los 16,000 barriles por día en diciembre, a través de un programa de mil millones de dólares que requeriría rehabilitar hasta 875 pozos inactivos antes de poder perforar nuevos. La compañía ahora está solucionando muchos problemas imprevistos, desde el suministro insuficiente del gas necesario para mantener la presión en los pozos, hasta la pérdida de datos técnicos clave y la falta de transporte para los trabajadores, dijo una fuente del proyecto, agregando que esos obstáculos le han impedido alcanzar los objetivos de producción.
No está claro si ese proyecto avanzará después de que Trump dijera que las empresas de los rivales de Estados Unidos en el escenario político mundial – China, Rusia e Irán – ya no eran bienvenidas en Venezuela. Bajo sanciones, las empresas de esos países eran de las pocas dispuestas a trabajar allí.
En contraste, Chevron – que durante años fue la única compañía estadounidense importante que producía crudo en el país – está en una posición privilegiada para lograr ganancias tempranas. La compañía necesita el tipo de crudo ligero que está bombeando China Concord y está compitiendo con rivales para asegurar suministros en el Lago de Maracaibo.
El petróleo ligero y el combustible que pueden diluir el petróleo pegajoso de Venezuela son productos valiosos para las compañías energéticas que operan en el país. Sin costosos mejoradores de crudo o diluyentes, las enormes reservas de crudo extrapesado del país no pueden ser transportadas ni exportadas.
La promesa de barriles relativamente fáciles de producir está aumentando el interés de las compañías petroleras extranjeras por trabajar en regiones altamente contaminadas o técnicamente complejas como el Lago de Maracaibo y el norte de Monagas, que la empresa estatal PDVSA ha descuidado en las últimas décadas como parte de su estrategia de mantener el enfoque en la prolífica y rica en crudo pesado Faja del Orinoco más al sureste.
El petróleo de la zona de Maracaibo también podría ser más barato de producir para Chevron que en otras regiones de Venezuela, especialmente mientras los precios del crudo permanezcan bajos, porque no necesita ser tratado antes de su exportación, dijo un exempleado que trabajó en las operaciones de Venezuela.
Otras opciones incluyen reabrir pozos existentes que fueron cerrados debido a la falta de equipos especializados o energía.
CRUDO MÁS PESADO DEL ORINOCO
Las empresas con contratos petroleros y participaciones en proyectos en todo el país compiten por acceder al equipo especializado que ya se encuentra allí. Hay hasta 14 plataformas de perforación que han estado almacenadas durante años en Venezuela y son propiedad de SLB, con sede en Houston (SLB.N), uno de los principales proveedores de servicios petroleros a nivel mundial, según tres fuentes con conocimiento de sus activos.
SLB ha sido el proveedor principal de servicios de Chevron desde que comenzó su programa más reciente de perforación en Venezuela en 2024, como parte de una licencia previa amplia de EE. UU. Al igual que la compañía estadounidense, SLB tiene muchos años de experiencia en el país.
Las plataformas que SLB tiene en Venezuela fueron desplegadas para proyectos de PDVSA antes de que EE. UU. impusiera sanciones en 2019. Después de eso, las empresas estadounidenses y aquellas que cumplen con las sanciones de EE. UU. no podían operar plataformas ni equipo especializado allí.
SLB dijo que continúa teniendo instalaciones operativas, equipos y personal en Venezuela, y se encuentra en «las primeras etapas de colaboración» con los clientes sobre los próximos pasos. «Estamos seguros de que bajo las condiciones adecuadas y en un entorno seguro, podemos aumentar rápidamente las actividades.» Las plataformas de perforación y de mantenimiento son muy necesarias en la vasta Faja del Orinoco, donde la producción normalmente involucra un sistema de agrupaciones de pozos. Sin embargo, los diluyentes para mezclar con el crudo extrapesado podrían ser más urgentes para drenar las reservas de petróleo acumuladas en los últimos meses y aumentar las exportaciones. Chevron y otros socios de PDVSA se centran en asegurar equipos de perforación, acceso a mejoradores de crudo y a petróleo ligero o nafta que se pueda usar para mezclar. La empresa estadounidense también necesitaría renovar la infraestructura propiedad de PDVSA, como la terminal de exportación Bajo Grande. Y tendría que dragar el canal de navegación en el Lago de Maracaibo, lo cual no se ha hecho correctamente durante años debido a que las sanciones impidieron que las empresas contrataran el dragado.
La planta de actualización del proyecto Petropiar, que convierte el crudo extrapesado en grados exportables. Esa instalación tampoco ha sido completamente reparada durante años, según dijeron dos fuentes de Chevron.
Solo cinco proyectos en Venezuela, de más de 40 empresas conjuntas entre PDVSA y compañías extranjeras y locales, tienen acceso a plantas de actualización o estaciones de mezcla para procesar el crudo extrapesado del Orinoco, una región que alberga más del 80% de los 303 mil millones de barriles de reservas estimadas de crudo del país.
Las empresas sin plantas de actualización tendrían que obtener diluyentes importados y costosos para poder exportar barriles, una opción que reduciría su rentabilidad, y que también presenta desafíos logísticos debido a las limitaciones de Venezuela para descargar, transportar y almacenarlos.
La empresa norteamericana Blue Energy Partners, que tiene vínculos con el magnate estadounidense del asfalto Harry Sargeant, ha estado reparando durante meses al menos un equipo propiedad de PDVSA para su proyecto Petrocedeño en el Orinoco. Terminar esas reparaciones podría traer …
North American Blue Energy Partners no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.
Thomas O’Donnell, un estratega energético independiente, dijo que muchos yacimientos petroleros venezolanos considerados agotados aún podrían tener un potencial de producción significativo.
“Muchos de los que se decía que estaban muertos, agotados, en realidad no lo están. PDVSA simplemente no tenía la habilidad ni el equipo para mantener su operación y estaban seleccionando campos específicos”, dijo.
EL RIESGO LEGAL PERSISTE
Un ejecutivo de una empresa de servicios petroleros que ha trabajado en Venezuela, y que habló bajo condición de anonimato, dijo que el país podría aumentar la producción general en los campos existentes hasta 1,5 millones de barriles por día en menos de un año, siempre que los productores de petróleo obtengan las licencias que necesitan.
La persona afirmó que los yacimientos petroleros de Venezuela son «muy indulgentes; se puede aumentar mucho la producción», refiriéndose a las abundantes reservas. Pero el ejecutivo agregó que los problemas en la cadena de suministro y las importantes preocupaciones de seguridad persisten, especialmente alrededor de Maracaibo
El ejecutivo también señaló que persiste la incertidumbre legal, ya que no hay garantía de que los acuerdos firmados ahora sean respetados por futuros gobiernos.
La Asamblea Nacional de Venezuela aprobó en enero una reforma petrolera integral que otorga autonomía a las empresas extranjeras, pero algunos de los nuevos modelos de contrato, que inicialmente fueron impulsados por Maduro con poco éxito, todavía son considerados como riesgosos por algunos inversionistas potenciales, según han dicho ejecutivos, quienes añadieron que se necesita más regulación para gobernar esos contratos.
También existen cuestiones constitucionales sobre la legitimidad a largo plazo de la reforma aprobada. Estados Unidos, la Unión Europea y otros no han reconocido los resultados de las elecciones parlamentarias y presidenciales de los últimos años, que consideraron manipuladas.
Otro riesgo importante para los inversionistas es que futuros gobiernos de Estados Unidos puedan cambiar la política y aliviar la presión que ha obligado a Caracas a ceder el control de las exportaciones y los ingresos petroleros a Washington.
Un trabajador en la terminal La Salina de PDVSA cerca del lago de Maracaibo dijo a Reuters que la inversión requerida será enorme, según su experiencia de 22 años trabajando en la zona. «Muchas empresas que llegan tienen los medios para arreglar esto, pero aún está por verse si estarán dispuestas una vez que vean este desastre», dijo el trabajador.
Enfocada en sanciones relacionadas con la energía, corrupción y lavado de dinero, con 20 años de experiencia cubriendo las industrias de petróleo y gas de América Latina. Nacida en Venezuela y residente en Houston, es autora del libro «Oro Rojo» sobre la problemática empresa estatal venezolana PDVSA y madre de tres hijos.
En desarrollo..
The EL News
By Mariela Nava, Marianna Parraga and Ana Isabel Martínez