Es cada vez más probable que una parte importante de las vastas reservas de petróleo de Venezuela se convierta en un costoso activo varado. Aunque las arenas petrolíferas de Venezuela son menos viscosas que las de Canadá, lo que facilita su extracción, son demasiado profundas para su explotación en superficie.

RL / Idaed / Israelnoticias

El agresivo impulso para descarbonizar la economía mundial está obligando a las grandes petroleras a examinar cómo pueden reducirse las emisiones de carbono de sus operaciones con el objetivo de llegar a ser neutrales en este aspecto. Esto, unido a la amenaza de un pico de demanda de petróleo, ha hecho que las grandes petroleras reevalúen su estrategia de negocio, y que muchas de ellas opten ahora por evitar los proyectos petroleros de alto coste y con altas emisiones de carbono.

Esto supone una gran amenaza para Venezuela y la recuperación económica de este Estado petrolero devastado por la crisis. El miembro de la OPEP posee las mayores reservas de petróleo del mundo, estimadas en unos 304.000 millones de barriles, es decir, suficiente crudo para satisfacer el consumo mundial durante unos 8 años. La mayor parte de las reservas de petróleo de Venezuela, hasta un 77% o posiblemente más, están compuestas por el crudo extrapesado y pesado que se encuentra en la Faja del Orinoco, en la cuenca de Venezuela Oriental.

Ese crudo pesado y extrapesado, que en su mayoría es muy ácido y tiene una gravedad API de 10 grados o menos, es muy intensivo en carbono para extraerlo y refinarlo. Por estas razones, es cada vez más probable que una parte importante de las vastas reservas de petróleo de Venezuela se convierta en un costoso activo varado. Aunque las arenas petrolíferas de Venezuela son menos viscosas que las de Canadá, lo que facilita su extracción, son demasiado profundas para su explotación en superficie. El crudo pesado de la Faja del Orinoco se extrae mediante pozos horizontales multilaterales que utilizan una técnica denominada producción de petróleo pesado en frío o CHOP.

En esta técnica se inyecta arena en un pozo perforado, lo que da lugar al desarrollo de canales de alta permeabilidad que permiten que el crudo fluya hacia la superficie por sí mismo o mediante técnicas de recuperación secundaria. El crudo extraído en la Faja del Orinoco es especialmente pesado y agrio, con una gravedad API típica de 5 a 15 grados y un contenido de azufre entre el 4% y el 6%. También tiene un alto contenido de nitrógeno y contaminantes. Estas características hacen que su procesamiento sea especialmente complejo y que requiera mucha energía. Una vez extraído, el crudo se mezcla con petróleo ligero o condensado para reducir su viscosidad y facilitar su transporte para la refinación o la venta.

La operación de Petrocedeño de la empresa petrolera nacional PDVSA toma el crudo extrapesado, que tiene una gravedad API de 8 a 9 grados, producido en la región de Junín de la Faja del Orinoco y lo convierte en un crudo dulce ligero. Este proceso se realiza en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui, que tiene una capacidad nominal de 180.000 barriles diarios.

El petróleo extrapesado se diluye con variedades de petróleo dulce ligero y/o condensado y luego se mejora en la unidad de mejoramiento de instalaciones para producir Zuata Sweet, una variedad de crudo dulce ligero con una gravedad API de 32 grados y un muy bajo 0,07% de azufre. Se trata de un proceso complejo y de alto consumo energético, responsable de considerables emisiones de gases de efecto invernadero, lo que explica que TotalEnergies y Equinor hayan optado por abandonar la operación de Petrocedeño y devolver su parte a PDVSA con pérdidas.

Otro problema es el estado ruinoso de la infraestructura petrolera de Venezuela, junto con una escasez crónica de crudo ligero y condensados, lo que hace muy poco probable que la instalación de Petrocedeño funcione constantemente a plena capacidad. El Zuata Sweet se introdujo originalmente para el mercado de refino de Estados Unidos, pero las estrictas sanciones estadounidenses impiden a PDVSA acceder a los mercados mundiales del petróleo.

Además, la tecnología asociada al mejorador en el Complejo José Antonio Anzoátegui es complicada, propensa a romperse y requiere un mantenimiento considerable y costoso. Es difícil ver cómo PDVSA, dado el colapso económico de Venezuela y su casi bancarrota, puede obtener las piezas necesarias y financiar el mantenimiento y las reparaciones cruciales. Por estas razones, especialmente después de tener en cuenta el inestable entorno operativo de Venezuela, invertir en un proyecto que produce crudo agrio extrapesado para convertirlo en una variedad dulce ligera parece ser muy poco atractivo para las empresas energéticas extranjeras. El impulso decidido de la mayoría de las naciones desarrolladas para descarbonizar la economía mundial y cumplir con los ambiciosos objetivos de emisiones para garantizar que el calentamiento global se limite a mucho menos de dos grados centígrados hace que los proyectos de petróleo con altas emisiones de carbono sean casi inviables

El principal crudo de exportación de Venezuela es el Merey, una mezcla especialmente ácida y pesada, con un contenido de azufre del 2,45% y una gravedad API de 16 grados, que es especialmente popular entre las refinerías chinas. El Merey se crea mezclando el crudo extrapesado de 8 a 10 grados extraído en la Faja del Orinoco con condensado de 42 a 52 grados o crudo extremadamente ligero. La producción de Merey, que es una mezcla clave para la exportación venezolana preferida por las refinerías chinas, está amenazada por la falta crónica de condensado y petróleo ligero para la mezcla.

Esto se debe a un fuerte descenso de la producción nacional de hidrocarburos debido al colapso de la infraestructura petrolera de Venezuela y a las estrictas sanciones de Estados Unidos que han cortado el suministro de condensado al miembro de la OPEP. Los datos recopilados por la Fundación Carnegie para la Paz Internacional sitúan al Merey como uno de los mayores emisores de gases de efecto invernadero, mientras que otros dos grados de petróleo pesado venezolano, Tía Juana y Hamaca, producen emisiones aún mayores.

La dependencia de Venezuela de la producción de crudo extrapesado es la responsable de que su industria petrolera, que se está desmoronando, sea uno de los productores de petróleo más intensivos en carbono a nivel mundial. Un trabajo de 2018 de la Universidad de Stanford, que analizó el número de gases de efecto invernadero vertidos a nivel nacional por la industria petrolera de extracción en varios países, encontró que las emisiones de efecto invernadero de Venezuela eran las segundas más intensivas después de Argelia.

Otra investigación, basada en datos de emisiones de 2015, mostró que la industria petrolera de Venezuela producía más emisiones de efecto invernadero que cualquier otro país, seguida de cerca por Canadá, el mayor productor de arenas petrolíferas del mundo. A diferencia de Canadá, la falta de acceso al capital y a la experiencia, principalmente debido a las estrictas sanciones de Estados Unidos, impide a PDVSA desarrollar diversas metodologías y tecnologías para reducir las emisiones de efecto invernadero.

Por estas razones, Venezuela está luchando para obtener el capital, la tecnología y la experiencia necesarios para reconstruir su destrozada industria petrolera. La cantidad de inversión requerida es tremenda, incluso una PDVSA optimista cree que se necesitarán 58.000 millones de dólares para restaurar la producción de petróleo a los niveles de 1998 de más de 3.000 millones de barriles diarios de otra industria, aunque otros expertos creen que se necesitará mucho más, potencialmente hasta 200.000 millones de dólares.

El plan para la reconstrucción de Venezuela elaborado por el presidente interino reconocido por Estados Unidos, Juan Guaidó, afirma que se necesitarán entre 180.000 y 200.000 millones de dólares para que el miembro de la OPEP bombee una media de dos millones de barriles diarios de crudo. Los asesores económicos de Guaidó creen que esa recuperación tardará 10 años en producirse. El experto en Venezuela Francisco Monaldi, del Instituto Baker, declaró a principios de este año que se requiere una inversión de alrededor de 110.000 millones de dólares gastados durante una década para elevar la producción de crudo de Venezuela a entre 2,5 y 3 millones de barriles diarios.

La única fuente de esas enormes cantidades de capital, así como de la tecnología y la experiencia necesarias para reconstruir la maltrecha industria petrolera venezolana, son las grandes empresas energéticas occidentales. Independientemente de las propuestas de Maduro a la industria petrolera mundial y de sus reformas destinadas a atraer inversiones energéticas extranjeras, ninguna gran empresa privada se arriesgará a invertir en Venezuela hasta que Washington suavice sus sanciones. Los acontecimientos indican que el gobierno de Biden no considerará la posibilidad de relajar o levantar las sanciones, incluidas las paralizantes sanciones a la industria petrolera impuestas por el expresidente Trump, hasta que se produzca un cambio de régimen, lo cual es muy poco probable.

La amenaza del pico de la demanda de petróleo y el impulso global para descarbonizar la economía mundial, que ve a las grandes petroleras esforzarse por hacer que sus operaciones sean neutrales en cuanto al carbono, significa que solo hay una ventana limitada para que Venezuela se beneficie de sus vastas reservas de petróleo. Las grandes empresas energéticas occidentales ya se muestran reticentes a invertir en proyectos petroleros con altas emisiones de carbono.

or estas razones, es solo cuestión de tiempo que las vastas reservas de petróleo de Venezuela se transformen en un activo varado, que debido a la infraestructura petrolera abandonada y a los enormes daños ambientales, se convertirá en un costoso pasivo para un Estado ya casi en quiebra.