Quinto Día Online | El acuerdo es histórico, ¿pero será exitoso y duradero?

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El acuerdo es histórico, ¿pero será exitoso y duradero?

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27 enero, 2017 | 12:00 am

Félix Rossi Guerrero*

Es imposible negar la importancia política del acuerdo del 30 de noviembre pasado: por primera vez desde el año 2008, los países miembros de la OPEP decidieron fijar “cuotas de producción” (a partir del 01/01/2017) que reducen la producción de petróleo crudo en 1,2 millones de barriles diarios. Arabia Saudita, por ejemplo, reduciría de 10,1 millones en el 2015, hasta 9,6 millones, o 500 mil barriles. Otros recortes de 300 mil barriles procederán desde los Emiratos Árabes y Kuwait (en partes iguales), así como de Irak e Irán (un total de 400 mil barriles). El descenso desde Venezuela sería 95 mil barriles diarios, de 2,06 millones hasta 1,97 millones (El Universal 1/12/2016). Además -y por primera vez desde el año 2001- otros países no pertenecientes a la Organización también se comprometieron a reducir unos 600 mil barriles diarios adicionales y la mitad procedería desde Rusia. El total OPEP-Non OPEP a ser reducido sería equivalente a un 2% de la producción mundial y los acuerdos estarían vigentes hasta el 25/5/2017, cuando la OPEP se reunirá nuevamente.

Los anuncios han tenido un impacto inmediato en el precio del petróleo, como se anticipaba. El precio del petróleo “marcador”, WTI, se cotizó en 49,7 dólares por barril al 23/10/2016. Para el 27/12/2016, había aumentado hasta 53,9. Según algunos expertos, el precio podría estabilizarse en 55 o 60 dólares. Estos niveles están lejos del precio tope de 109 dólares (2014), pero son superiores al precio inferior -a 40 dólares- que apareció en abril del 2016. Pero si bien el impacto político es innegable, para cuantificar la importancia económica se requiere un tiempo y dependerá de cómo será puesto en práctica, de si será respetado por los firmantes y de si las circunstancias económicas-internacionales permitirán su éxito. El que escribe ha asistido otras veces a la implementación de estos acuerdos y los resultados han sido, a veces, confusos y hasta contradictorios.

En primer lugar, se necesita ejercer un seguimiento muy estricto y continuo, sin excepciones y para esto se ha constituido un grupo de ministros, donde se encuentra el representante de Venezuela. Pero hay que recordar que los países son “soberanos” y todo reclamo debe hacerse con gran diplomacia; en segundo lugar, habrá que tomar en cuenta las circunstancias “especiales” que seguramente aparecerán: conflictos internos y externos, cambios de gobiernos y/o política; modificaciones en el panorama internacional imposibles de predecir. En tercer lugar, debe recordarse que existen países de la OPEP que han sido excluidos de toda reducción (Libia y Nigeria) al haber experimentado dificultades internas; y está el caso “especial” de Irán: según una fuente (The Economist, 10/12/2016), Arabia Saudita habría accedido a que Irán pudiera regresar a las cifras de producción existentes antes de las sanciones económicas que fueron establecidas en el 2012 y suspendidas a principios de este año (es decir, aumentos desde 3,7 millones de barriles diarios en octubre pasado hasta 4,4 millones). Según otra fuente (New York Times 9/12/2016), Irán ha firmado acuerdos con Shell para desarrollar dos de sus yacimientos de petróleo más importantes y con Total para la explotación de unas reservas de gas. El Ministro habría afirmado que se necesitará el capital y la experticia de las compañías petroleras para “modernizar” los yacimientos de petróleo y gas. “Los campos están viejos y requieren inyecciones de gas y dióxido de carbono. Nuestro objetivo es producir 4,8 millones de barriles diarios para el 2021, pero se necesitará una inversión de 40 mil millones de dólares todos los años para modernizar los yacimientos”. La producción de Irán fue de 3,7 millones en noviembre pasado.

Resumiendo, hay factores en contra y a favor para que el acuerdo del 30/11/2016 logre ser exitoso: por un lado, está el enorme aumento en los almacenamientos globales debido a la sobreproducción de los últimos años; los continuos avances en métodos de recuperación secundaria y terciarias que ha permitido un factor de recobro más elevado en los yacimientos y la explotación en zonas inaccesibles en otras épocas (como los esquistos, aguas profundas y el Ártico). Por otro lado, hay que considerar los aumentos en la demanda mundial; la declinación natural de los yacimientos, que significa reemplazar 5-6 millones de barriles diarios anualmente; la baja en las inversiones a raíz de precios menores que se traduce en el abandono de proyectos costosos y menos descubrimientos. Finalmente, la baja en los precios fue causada por la pérdida de mercados por parte de Arabia Saudita y otros países árabes. Los resultados, hasta ahora, han conducido a una reducción en la producción de petróleo crudo de unos 700 mil barriles diarios entre 2015 y 2017 (estimado) en Estados Unidos que posiblemente desaparecerá si los precios aumentan muy por encima de 50 dólares por barril. Pero por otra parte, la baja en los precios también han causado un déficit presupuestario de unos 79 millardos de dólares para Arabia Saudita en el 2016 (New York Times, 29/12/2016), no obstante las medidas de “austeridad” aportadas.

El acuerdo OPEP-Non OPEP tiene una duración de seis meses; un aumento en el precio promedio del 2016 equivalente al 10 – 20% para los primeros seis meses del 2017 podría ser posible, según esta opinión. Pero la segunda mitad del 2017 es una verdadera incógnita. La EIA (U.S. Energy Admi, 06/12/2016) ha estimado el precio promedio del 2016 para el petróleo marcador WTI en 43,4 dólares por barril. Los precios fueron de 93,2 (2014) y 43,67 (2015). Una encuesta de la agencia Reuters (28/12/2016) ha pronosticado un precio promedio de 55,24 para el 2017.

Finalmente, si bien la contribución de Venezuela para concretar el acuerdo del 30/11/2016 ha sido importante y exitosa, lo mismo no puede decirse de lo sucedido con la industria petrolera venezolana durante el año 2016, cuando ha aumentado su deterioro y su importancia a nivel mundial. Según cifras oficiales (informe OPEP, diciembre 2016), la producción de petróleo crudo ha descendido de 2,65 millones de barriles diarios en el 2015 hasta 2,27 en noviembre del 2016, lo que sería atribuirse a la severa crisis económica que persiste en el país. El deterioro no se debe, ciertamente, a la falta de reservas in situ, se debe a la falta de inversiones en una industria de campos viejos y en declinación; a yacimientos complejos (la Faja) que requieren gastos iniciales de capital elevados y a la falta de inversiones en exploración, así como gastos en el mantenimiento de los pozos de ciertos yacimientos. El caso más conocido puede corresponder al campo de El Furrial en Monagas, el último gran descubrimiento realizado por la ex-Lagoven en 1985. Su nivel de producción llegó hasta 450 mil barriles diarios en 1998, para luego descender a menos de 200 mil barriles en el 2015 luego de comprobarse una recuperación secundaria deficiente. Por otra parte, un tercio de nuestra capacidad de refinación estaría inactiva, según la Agencia Internacional de Energía. Más recientemente, PDVSA se ha esforzado para detener esta tendencia. Ha firmado acuerdos para establecer compañías mixtas con ONCE (India) y D.P. Delta Finance (grupo Oswaldo Cisneros) que operan en la faja petrolífera. La primera proyecta una inversión de 1.440 millones de dólares; la segunda anticipa un aumento en la producción de 40 mil barriles diarios a 110 mil barriles. Otro acuerdo más significativo con Rosneft, por 20 millardos de dólares, llegaría a producir hasta 170 mil barriles diarios. Una compañía mixta con el grupo Shell contemplaría un desembolso de 400 millones de dólares para producir 344 millones de barriles entre 2017 y 2035 (El Universal, 8/12/2016).

No se cree, sin embargo, que estos esfuerzos pueden cambiar el rumbo de la industria petrolera venezolana. Si acaso, podrían detener por un tiempo el deterioro. ¿Cómo se comparan estas iniciativas con lo que está haciendo Irán, por ejemplo, o lo que se propone realizar México, que recibió, en diciembre pasado, hasta 40 millardos de dólares para el desarrollo de yacimientos en las aguas profundas del golfo? Venezuela necesitaría una inversión masiva para hacerlo. El golfo de Venezuela nunca ha sido explorado y el delta del Orinoco podría hasta ser más prometedor que el golfo, según dijo un presidente de la Shell de Venezuela al que escribe, hace unos 50 años.

*El autor fue gobernador de Venezuela ante la OPEP entre 1984 y 1989.