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El Presidente Chávez, en su reciente viaje a Argentina y Uruguay, prometió contribuir fondos para la construcción de plantas de regasificación y también suministrar gas licuado (LGN) desde Venezuela. La ayuda con dinero puede ser una realidad, pero el suministro de LGN será un sueño por muchos años.

Una planta para LGN ha estado en el tablero de dibujo por más de 15 años. Es tanto el tiempo que ha pasado que, en el ínterin, el nombre ha sido cambiado de Cristóbal Colón a Gran Mariscal de Ayacucho. Posibles socios, como Shell y Exxon, fueron excluidos del proyecto y el socio favorecido ahora es Petrobrás. Pero la planta todavía está en veremos porque no se sabe cuántas son las reservas de gas, cuánto se necesita para la petroquímica, cuánto para las plantas eléctricas y cuánto para otro consumo local.

Los precios para el consumo en Venezuela están controlados y son muy bajos, así que cualquier inversionista está interesado en el volumen que quede para exportar como gas natural o, más probable, como gas licuado. Como esto no se sabe con seguridad, Petrobrás esta tomando su tiempo para comprometerse con el proyecto Gran Mariscal.

Pero no solo hace falta determinar las reservas de gas en total, sino saber los volúmenes de gas libre y gas asociado. Se dice que la mayor parte del gas libre está costa fuera donde PDVSA apenas ha empezado a perforar. Hay gas en los yacimientos que se comparten con Trinidad, pero el Primer Ministro de ese país ha declarado en estos días que PDVSA está aplazando su desarrollo porque no ha firmado los contratos de unificación. Si PDVSA está en desacuerdo con los cálculos para la unificación, debería enviar su contrapropuesta a la brevedad posible.

Los expertos aseguran que la mayor parte del gas venezolano--mas del 80 por ciento--es gas asociado. Para producirlo hay que producir petróleo, pero el gran esfuerzo actual de PDVSA está dedicado a la producción en la Faja del Orinoco. Allí se presenta otro problema serio porque PDVSA ha aplazado otra decisión vital--la construcción de las plantas de mejoramiento.

Tengo amigos con muy buenos conocimientos de la industria petrolera venezolana. Me dicen que el cuello de botella no es la producción de crudo sino la capacidad para mejorarlo. Sencillamente, no hay suficiente capacidad para mejorar el crudo que vendrá del aumento en producción y es necesario construir mas plantas tan pronto sea posible.

Pero cada planta toma por lo menos tres años en construirse y mientras tanto ¿qué se hace con la producción adicional? 1) Se puede exportar, mezclado con agua o en tanques calentados, para mejorar y luego procesar en refinerías de conversión profunda, pero va a ser sumamente costoso. 2) Se puede mezclar con un crudo liviano en Venezuela, pero no es lo ideal. 3) Se puede volver a la producción de Orimulsión, pero es menos atractivo porque compite en precio con el carbón en las plantas eléctricas.

Si desde hace tiempo PDVSA tiene como meta aumentar la producción a los 5.800.000 b/d para 2012, ¿cómo es posible que no haya previsto y puesto ya en marcha la construcción de más plantas de mejoramiento? El presupuesto de 2006-2012 para la Faja prevé un desembolso de $1.576 millones en 2008 y $4.533 millones en 2009, pero si se aplaza la construcción en grande hasta 2009, las plantas no estarán en operación antes de 2012.

Unas plantas son más complejas que otras. La de Sincor es la más compleja y mejora un crudo de 9º API hasta 26º a 32º API el cual no necesita enviarse a una refinería de conversión profunda. La planta de Hamaca mejora el crudo hasta 24º a 26º API pero necesita enviarse a una refinería de conversión profunda. Si se envía a una refinería convencional, produce demasiado fuel oil cuyo mercado es limitado en la actualidad.

La planta de Petrozuata es menos compleja y mejora el crudo hasta 16º a 19º API. Se envía el crudo a la Refinería de Lake Charles en Louisiana que es propiedad de ConocoPhillips. La planta de Cerro Negro mejora el crudo hasta unos 16º API y el crudo se envía a la refinería de Chalmette en Louisiana que es propiedad de PDVSA y ExxonMobil. Las dos refinerías en Louisiana son de conversión profunda.

No sabemos cómo van las negociaciones sobre la compensación con ConocoPhillips y ExxonMobil, pero contar con la capacidad de conversión profunda de esas dos empresas es muy importante para PDVSA puesto que existen pocas refinerías de es tipo en el mundo entero que pueden refinar los crudos pesados de la Faja con su alto contenido de azufre y metales.

Este es otro ejemplo de la falta de previsión, pues a sabiendas que harían falta mas plantas de conversión profunda para los crudos de la Faja, PDVSA aplazó la decisión de poner en marcha su construcción. El presupuesto 2006-2012 dice así, “Agregaremos capacidad de conversión profunda en las refinerías de Puerto La Cruz, Amuay/Cardón y El Palito para aumentar la eficiencia del procesamiento de los crudos pesados.” Se supone que la refinería de Cabruta, con capacidad para 400.000 b/d, también sea de conversión profunda pero su construcción no ha empezado todavía.

El Presidente Chávez acaba de informar que PDVSA ha comenzado con la conversión profunda en Puerto La Cruz y El Palito y que se va a invertir en esta tecnología en la refinería de Curazao. La pregunta es ¿por qué PDVSA tardó tanto tiempo?

La meta para producción reza así, “La estrategia de exploración y producción está enfocada en aumentar los esfuerzos para buscar nuevas reservas de crudos livianos y medianos y el reemplazo sistemático de tales reservas en áreas tradicionales junto con el desarrollo de nuevas áreas de producción.” Pero parece que esta meta se ha dejado de un lado para concentrarse en la Faja que, como se sabe, no tiene crudos livianos.

Es cierto que PDVSA ha pensado en las inversiones que hacen falta y las ha incluido en su presupuesto capital para 2006-2012. Por ese lado no se puede criticar pero, en cuanto a la ejecución de los proyectos a su debido tiempo, su actuación ha sido deplorable, quizás por falta de personal con la experiencia necesaria.

Se han aplazado las decisiones sobre las plantas de mejoramiento y de conversión profunda hasta el punto que no estarán listas para procesar el crudo pesado adicional que, a partir de 2008, debe producirse en la Faja del Orinoco. Este desfase implica una pérdida de rendimiento ya que ni la mezcla con un crudo liviano ni la manufactura de Orimulsión sustituyen el valor agregado que se obtiene del mejoramiento y de la conversión profunda.

Un defecto de los ejecutivos de PDVSA es que nos informan bastante de lo que la empresa va a hacer pero muy poco de lo que ya ha hecho. ¿Ha tomado medidas para mitigar el aplazamiento de las decisiones vitales en la Faja? ¿Puede PDVSA seguir contando con la capacidad de conversión profunda en las dos refinerías de Louisiana? ¿Cuándo empezará la construcción de las nuevas plantas de mejoramiento? ¿Cuándo estarán listas las plantas de conversión profunda en las tres refinerías venezolanas? ¿Cuándo estará terminada la construcción de la refinería en Cabruta?

Todas estas preguntas surgen lamentablemente porque PDVSA ha aplazado la toma de decisiones que son vitales para la productividad y rendimiento de la industria y que, por ende, impactan sobre los ingresos que son la fuente del bienestar de los venezolanos.