Examen posmórtem y resurrección de Pdvsa (I, II, III, IV, V y VI)

31.08.2016 23:34

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (I)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

Pocos mencionan que en 1.914, año en el que arranca la industria petrolera nacional a través del descubrimiento de la empresa anglo-holandesa Shell del primer gran campo productor de petróleo “El Zumaque” en el Estado Zulia, fue el magnate armenio Calouste Sarkis Gulbenkian conocido como “Mr. Five Percent”, el fundador de la industria del petróleo de Venezuela. Gulbenkian quien fuera ingeniero, empresario y uno de los pioneros en el desarrollo petrolífero del Oriente Medio, obtuvo una concesión por parte de la dictadura gomecista. Más tarde Gómez otorga a las empresas internacionales condiciones favorables, como por ejemplo la importación de bienes conexos a la industria, sin aranceles. Gómez sostuvo una relación sólida con Henry Deterding (Presidente de la Shell). Todo ello ocurría en medio de la falta de experiencia y la enorme necesidad que tenía el país de relacionarse con grandes empresas para hacer operar la industria.

Se ha llegado a afirmar que Gómez contribuyó decisivamente al incremento del patrimonio global de Shell y de Esso (hoy en día Exxon). Se ha afirmado que esto le sirvió a Gómez para obtener los ingresos fiscales necesarios y sanear las finanzas públicas. En 1.930 (año en que se conmemora el centenario de la muerte del Libertador) se logró el pago casi total de la deuda externa venezolana. No menos importante, fue el inicio de la llamada “política de carreteras”, con la que se contribuyó a la integración nacional y a la ruptura del aislamiento de las regiones del país.

Así las cosas, Venezuela se convertiría en 1.929 en el segundo productor de petróleo del mundo. Fue con el descubrimiento en 1.922 del campo “Los Barrosos II” en el Edo. Zulia, una vez que durante nueve días estuvo bombeando petróleo descontroladamente, lo que genera la mayor atención de las empresas transnacionales para operar en el país. Inicialmente arribaría la empresa estadounidense Esso para las actividades de operación, a través de su filial Creole y luego las empresas Mobil, Chevron, Texaco y Amoco, entre otras.

En 1.943 el gobierno de Medina Angarita reformaría la Ley de Hidrocarburos, ya antes reformada cuatro veces por Gómez y también dos veces en el gobierno de López Contreras. Durante el gobierno de Medina se intenta darle un marco legal homogéneo a  las actividades operativas de las empresas internacionales, las cuales hasta entonces ejercían enorme influencia en las decisiones gubernamentales, logrando así promover las reformas de la Ley de Hidrocarburos de acuerdo a su conveniencia. Muchos historiadores coinciden en que esta acción de Medina le costó el golpe de estado efectuado contra su gobierno y el cual dio paso a la Revolución del 45. Posteriormente, durante el Trienio Adeco se acentuaron los controles estatales a las empresas petroleras transnacionales. Esto comienza a cambiar nuevamente a partir de 1.948 cuando el gobierno de Delgado Chalbaud decide liberalizar la economía.

La actuación en 1.956 del líder egipcio Gamal Abdel Nasser para bloquear el Canal de Suez, el posterior bloqueo de la vía del Golfo Pérsico y los problemas de Europa en medio de su  reconstrucción por la escasez de suministros del petróleo, hace que Venezuela aumente las concesiones a un mayor número de empresas internacionales. Se consolidaba así el llamado “Puente Petrolero” con el que Venezuela y los EE.UU. lograban abastecer a buena parte de Europa. En 1.958 con la nueva llegada al poder de Acción Democrática se profundizó la intervención del Estado en la economía y se rompe con las estrategias de seguir dando concesiones. Esta decisión fue una combinación de posturas nacionalistas con la necesidad de reaccionar ante la situación de los bajos precios del petróleo.

Más allá de los intereses que hayan tenido las empresas transnacionales, es con la nacionalización de la industria petrolera en 1.976 cuando se logra descubrir la influencia histórica de estas empresas en la construcción de la capacidad operativa y tecnológica endógena existente. Y es así como se crea, entre otras fusiones con pequeñas empresas, Lagoven (antes Creole), Maraven (antes Shell), Boscanven (antes Chevron) y Llanoven (antes Mobil). Hasta ese entonces nadie podría negar que ese proceso logró sentar las bases para la evolución de la industria petrolera en manos de PDVSA. Para finales de la década de los noventa sólo llegaron a existir tres grandes filiales: Lagoven, Maraven y Corpoven.

Más tarde - tal y como hoy continúa ocurriendo - se daba en el mercado energético internacional una ola de fusiones entre grandes empresas. Exxon se fusionaría con Mobil, BP con Amoco, Conoco con Phillips, Texaco con Chevron, YPF (Argentina) con Repsol (España) entre otras. PDVSA reacciona del mismo modo fusionando Lagoven, Maraven y Corpoven y las transforma en PDVSA Petróleo y Gas. Lagoven pasaría a ser PDVSA Servicios, Corpoven sería PDVSA Exploración y Producción y Maraven se constituiría en PDVSA Manufactura y Mercadeo. La estrategia le sirvió a PDVSA, con su entonces Presidente Luis Giusti, para enfrentar los precios bajos del petróleo. Asimismo para engranar de forma más eficiente las actividades operativas, plantear grandes planes de desarrollo de la empresa, aumentar la capacidad de producción y fortalecer los conocimientos científicos y tecnológicos de sus trabajadores.

Este contexto histórico – aún con los errores que se hayan cometidos - marca el antes y el después del manejo de la industria petrolera en Venezuela. Antes de 1.999 y en medio de la tan criticada apertura petrolera, la industria energética nacional y PDVSA lograron como pocos en el mundo, aprovechar buena parte del capital y la tecnología foránea para su fortalecimiento.

El anterior artículo “El país que una vez llegamos a ser” (El Nacional, 24/05/16) ha servido como introducción a esta serie de artículos que publicaremos en lo sucesivo. Aprovechamos para corregir la “errata” hecha en ese artículo respecto a las reservas actuales de petróleo. Las mismas se calculan en más de 300 millardos de barriles.

 

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (II)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

El proceso de nacionalización, tal y como se analizó en el artículo anterior (Examen post mórtem y resurrección de Pdvsa I. El Nacional. 21/06/2016), fue viable gracias a todo el proceso de transferencia tecnológica y de conocimiento que se fue desarrollando como producto de la participación y la inversión de las empresas transnacionales. Este proceso fue la condición natural para que se llevara a cabo la fusión de distintos segmentos operativos en la industria controlados por Pdvsa. Fue por esa razón, tal y como lo señalara en su momento Humberto Calderón Berti, que la nacionalización afortunadamente no llegó a ser un proceso traumático. Las capacidades científicas y tecnológicas hasta la década de los setenta fueron el cimiento para que la industria, en medio del proceso de nacionalización, enfrentara las tendencias negativas que confrontaba el mercado de petróleo. Esto aunado a la reducción drástica de las inversiones por parte de las empresas privadas y la desmotivación que existía en estas empresas para invertir, dado que las concesiones otorgadas anteriormente vencían en pocos años.

La capacidad e infraestructura tecnológica instalada de la industria junto con el potencial de reservas probadas es lo que hace que Pdvsa se constituya en una de las empresas más importante en el mercado petrolero internacional. Para la década de los setenta las reservas probadas eran de apenas 13 millardos de barriles (bbl) de crudos ligeros medianos y pesados. Luego estas reservas aumentarían a unos 73 millardos (bbl). Posteriormente se suman las reservas de la faja petrolífera del Orinoco, las cuales hoy alcanzan la cifra de más de 300 millardos (bbl). Al iniciarse el gobierno de Chávez la capacidad de producción de Pdvsa aumenta de 2,2 millones de barriles diarios (MMBD) a más de 3 MMBD. Los planes de Pdvsa apuntaban a una producción de 6 MMBD para el año 2006. La capacidad de exploración de pozos petroleros heredadas por gobiernos anteriores fue uno de los indicadores que mostraba el potencial y progreso de Pdvsa. En los primeros 25 años de existencia de Pdvsa se pasó de 300 pozos exploratorios a más de 1.200.

Otro de los sectores dentro de la industria que fue beneficiado por los procesos de transferencia tecnológica desarrollados con las empresas transnacionales fue el sector de refinación. El incremento de la capacidad refinadora del país fue una de las aspiraciones en el desarrollo de la industria desde el gobierno de Medina Angarita. Este incremento se logró exigiendo a las empresas transnacionales mayores cuotas de refinación. El gobierno de Chávez hereda también de ese ciclo histórico el más importante centro de refinación nacional (Centro de Refinación de Paraguaná) con una producción de derivados de petróleo de casi 1 millón de barriles diarios (1 MMBD). Este centro de refinación fue el resultado de la fusión de las refinerías de Bajo Grande, Amuay y Cardón. Todas ellas originalmente pertenecieron a las empresas Richmond, Exxon y Shell. Y es la  transferencia tecnológica lograda mediante esta fusión lo que hace que la capacidad de refinación total del país sea de 6 MMBD; de los cuales 3 MMBD se producían en el país y otros 3 MMBD en el exterior.

Sustentado en el tipo de petróleo pesado que producía Venezuela, la capacidad de inversión de Pdvsa en el extranjero y su nivel tecnológico en el proceso de refinación es que Pdvsa logra adquirir participación en refinerías de Estados Unidos a través de (Citgo) en los complejos Lake Charles, Corpus Christi y Lemont. Otras refinerías fueron igualmente construidas en ese país como la refinería Lyondell en Texas y otras refinerías asfalteras (Paulsboro y Savannah). Estas inversiones permitieron la producción de gasolina reformulada, la cual cumplía con todos los requisitos y certificaciones ambientales del mercado en ese país. También Pdvsa adquirió refinerías en Alemania a través de la Veba Oel en Gelsenkirchen, Schwedt, Neustadt y Karlsruhe. Dichas refinerías fueron posteriormente vendidas en el gobierno de Chávez por un valor de 600 millones de dólares. Pdvsa adquirió también activos para la refinación en Bélgica, Suecia e Inglaterra.

En su informe operacional de 2013 Pdvsa indicaba que poseía propiedades, plantas y equipos en el extranjero por el orden de los 6.607 millones de dólares. Ello sin sumar los más de 129.831 millones de dólares correspondientes al valor de la infraestructura nacional.

En el gobierno de Chávez y bajo el argumento de que estas inversiones generaban pérdidas, Pdvsa comienza un proceso de venta de esos activos y paralelamente desarrolla alrededor de 30 nuevos planes para la construcción de refinerías en el exterior, entre las cuales destacan las de China (800 MBD), Brasil (230 MBD) y Ecuador (300 MBD). La construcción de estas refinerías están concebidas dentro del “Plan Siembra Venezuela 2010-2030” de Pdvsa. Si en algo coinciden los expertos en el campo petrolero es que la Pdvsa de hoy no posee capacidades suficientes de inversión, generación de tecnologías avanzadas para la refinación de petróleo extrapesado y tampoco los conocimientos científicos y tecnológicos suficientes para adaptarse al nuevo sistema de certificaciones ambientales. En la Pdvsa de hoy todas estas capacidades están siendo mayormente facilitadas por China y, peor aún, en ausencia de un plan estructurado de transferencia tecnológica por parte de Pdvsa.

Aun cuando la estrategia de Pdvsa relacionada con la transferencia tecnológica antes del gobierno de Chávez fue “tímida”, dio, sin dudas, resultados evidentes en el aumento de su capacidad productiva y de inversión extranjera. Con este potencial y no con otro, fue que Chávez comenzó su política petrolera.

 

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (III)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

Antes del Gobierno de Chávez, Pdvsa llegó a ser una de las pocas empresas del mundo capaz de ofrecer al mercado internacional una oferta que variaba entre petróleos ligeros, medianos y pesados, carbón, gas natural y bitumen. Esta capacidad se evidenció más, cuando el Intevep logra la patente de orimulsión y luego Pdvsa-Bitor desarrolla su producción y comercialización. Con la Orimulsión se expande la competencia de Pdvsa en el mercado de generación eléctrica mundial, se amplía su cartera de negocios y se aumenta exponencialmente su capacidad científica y tecnológica. Según Rafael Quiroz en el libro: “Orimulsión Nuevo Negocio para Venezuela” la inversión de un módulo de Orimulsión era sólo de 380 millones de dólares, mientras que una refinería de conversión profunda para petróleo pesado tenía un costo equivalente a 12 millardos de dólares. El producto ofreció una serie de ventajas en las plantas eléctricas convencionales (turbinas de vapor), motores diesel para la generación de electricidad, plantas de cemento, entre otras.

Cuando en el 2004, el entonces presidente de Pdvsa Rafael Ramírez declara con respecto a la orimulsión que: "Es un pésimo negocio y debemos acabar con ese tipo de proyectos", basándose en argumentaciones económicas y ambientales - hasta hoy muy dudosas -, subestimó que se trataba de una de las actividades más importantes reconocidas nacional e internacionalmente en toda la historia de Pdvsa, y que significó uno de los procesos más exitosos de transferencia tecnológica hecha por ninguna otra empresa del Estado y de singular significación en América Latina.

Tal y como se ha venido señalando con anterioridad, la articulación de Pdvsa con las empresas transnacionales, ha sido uno de los aspectos más importantes que ha determinado la posibilidad de la nacionalización de la industria y de todos sus logros posteriores para mantener y aumentar su producción y expandir su cartera de negocio (El Nacional, 21.06.16/ El Nacional, 05.07.16). Con la orimulsión se utilizan las capacidades tecnológicas de las empresas Creole y Amoco, empresas éstas que luego conformarían Lagoven. La orimulsión fue el resultado de todas las capacidades tecnológicas acumuladas desde 1930, tiempo en que se comienza a masificar la formación de profesionales en geología y petróleo en articulación con otras empresas como Shell, Chevron y Mobil. Y no podía ser diferente, cuando desde 1980 Intevep comienza a desarrollar el proyecto de orimulsión particularmente con la colaboración de British Petroleum.

El grupo de emulsiones de Intevep (fundamental en los inicios de la orimulsión) fue producto de las relaciones con la BP. Allí un prominente investigador venezolano, Ignacio Layrisse, adquiere importantes conocimientos en los campos de recuperación de minerales, deshidratación y recuperación mejorada. Tal y como lo señaló en su oportunidad Hebe Vessuri, con el grupo de emulsiones y la BP se logran en 1984 importantes hallazgos científicos en el campo de la orimulsión. Se hicieron innumerables pruebas en los campos de combustión e ingeniería en las instalaciones de la empresa Mitsubishi en Japón y en un laboratorio de ingeniería de combustión en Estados Unidos. Otras pruebas fueron realizadas por otras empresas japonesas de menor tamaño para estudiar la tecnología de mezclado articulada con la orimulsión. Son esas las empresas las que se adelantan en señalar que el proceso de orimulsión era un éxito como desarrollo tecnológico.

De la misma forma, la orimulsión abrió a Pdvsa la posibilidad de aumentar sus capacidades tecnológicas, desarrollando asociaciones con la empresa canadiense Dalhousie en el control de emisiones de azufre y con la empresa Asnaes de Dinamarca en lo concerniente a la combustión eficiente y limpia de orimulsión. Estas capacidades fueron aún más fortalecidas mediante las actividades de comercialización del producto mediante Pdvsa-Bitor con China, Filipinas, Italia y Canadá y también a través de otros proyectos con empresas como: Electric Power Corporation (Corea del Sur), Conoco Power (Brasil) North Ireland Generation (Irlanda del Norte), Lithuania State Power System (Lituania), Arawak Cement Company Ltd. (Barbados).

La capacidad de comercialización de la orimulsión por parte de Pdvsa-Bitor fue también una de las ventajas más significativas de Pdvsa para poder relacionarse y articular los conocimientos tecnológicos y en el campo de distribución y comercialización del producto. Pdvsa-Bitor tuvo presencia en Norteamérica (Bitor America Corporation), Europa (Bitor Europe Limited y Bitor Italia S.R.L) y Asia MC Bitor limited).

Con la orimulsión se lleva a cabo en Venezuela uno de los procesos más representativos en cuanto a transferencia tecnológica de tipo endógeno se refiere. En 1977, el IVIC a través de su Centro de Petróleo y Petroquímica traslada decenas de personas al Intevep, con lo cual se conforman una base importante para el emprendimiento de proyectos de investigación de alto contenido tecnológico y en consecuencia se complementan las bases científicas para el inicio de la orimulsión. La Universidad de los Andes desarrolló un proyecto junto a la BP para la formulación y emulsiones de aceite en agua y en su transportación. Finalmente, Corpoven también participa a través del conjunto de capacidades tecnológicas acumuladas por las empresas que la fundaron (Mobil, Chevron, Texaco, CVP, Sinclair, entre otras).

La orimulsión fue un "logro nacional” y fue el resultado del imperativo que impone en el mundo energético en desarrollar modernas capacidades de “dominio de conocimiento”.

En medio de una Pdvsa disminuida hoy la orimulsión no pasa de ser sólo un relato.

 

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (IV)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

Las nuevas técnicas de perforación desarrolladas principalmente en Estados Unidos a través del fracking, en las grandes reservas de gas natural, movilizó al mundo político y científico. Las formas rentables de extraer el gas natural para fortalecer el mercado energético es hoy en muchos países, una política de Estado. Otros, como Venezuela, muy al contrario, después de haber invertido enormes esfuerzos (iniciados particularmente por Lagoven) en el desarrollo de infraestructura tecnológica para la explotación del gas, redujo posteriormente su capacidad de producción. Los precios bajos y los altos costos de producción, han sido algunas de las razones expuestas por el gobierno, que afectaron negativamente los proyectos de licuefacción (transformación en líquido por medio de enfriamiento) y exportación del gas natural.

Tal y como ya ha sido reseñado en artículos anteriores (El Nacional: 21-06-16/05-07-16/19-07-16) las decisiones del Pdvsa sobre el negocio energético han subestimado el desarrollo científico y tecnológico endógeno generado a partir del relacionamiento y fusión con las empresas internacionales. Esto ha traído como consecuencia la descolocación y desarticulación de las capacidades de innovación anteriormente acumuladas en la empresa, las cuales hoy se ven mucho más agravadas por el éxodo del personal calificado para manejar y operar la industria. En un artículo publicado: "Good bye, el tsunami llegó" (El Nacional, 25-11-/2014) se hizo referencia sobre cómo el sistema científico de Estados Unidos actuó para el descubrimiento del fracking, incluyendo la minimización de las emisiones de CO2, aseveración que ha sido sostenida por Jan-Justus Andreas, en sus investigaciones recientes en la Universidad de Nueva York.

Históricamente, el fracking, fue una iniciativa por parte de las empresas: ExxonMovil, Devon Energy, XTO Energy y también por la inclusión de los emprendimientos individuales como lo fue el de George Mitchell (perforador independiente) de Barnett Shale. La optimización de las tecnologías asociadas al fracking junto al tipo de tratamiento de los elementos relacionados con la explotación (principalmente el agua) han generado una revolución en cuanto a la disponibilidad de gas natural. Un hecho significativo que ha sido referencia mundial sobre el potencial científico-tecnológico que poseen las empresas transnacionales.

Peter Odell, experto en hidrocarburos en su libro: "Why Carbon Fuels Will Dominate The 21st Century's Global Energy Economy" ha sostenido que el gas natural será el combustible del siglo 21, debido a razones económicas y ambientales. Pero además, en medio de las más de 1,6 millardos de personas que no tienen acceso a la electricidad, y las más de dos millardos que carecen de suministros modernos de energía, la producción de gas cobra una mayor preponderancia.

El diagnóstico de la industria del gas en Venezuela nos refiere a los años treinta. El gas natural venezolano no era aprovechado en el proceso de producción petrolera. A partir de entonces, la empresa Creole (hoy Exxon) dio en el Estado Falcón el lento inicio hacia una política de conservación del gas, que se basaba en la reinyección en los pozos petroleros. Esto se profundizó en el llamado "Trienio Adeco". No obstante, hasta los años setenta fueron muchos los pozos de petróleo que se habían abandonado por el solo hecho de haber encontrado gas natural.

Para la década de los ochenta Pdvsa inauguró el Complejo Criogénico de Oriente, con una capacidad de procesamiento de unos 800.000 pies cúbicos de gas, equivalentes a 160.000 barriles de petróleo. Pdvsa desarrolló a mediados de los noventa el programa de inyección de gas del campo petrolero "El Furrial". Éste llegó a convertirse en uno de los mayores productores de crudos livianos en el país. Y para finales de esa misma década, Venezuela ya poseía las sextas reservas gasíferas del mundo. En el año 2000, en la Plataforma Deltana del Orinoco se registraron resultados exitosos en la producción de gas natural y condensados por parte de las empresas Chevron y Statoil.

En el 2005, Malcolm Brinded, Director Ejecutivo de Exploración y Producción de Shell, había informado que la producción de gas licuado presentaba costos de producción muy ventajosos en Venezuela. Afirmación ésta, que en su momento, también fue apoyada por el Presidente de Shell en Venezuela Joaquín Moreno, cuando se refería al  potencial de la plataforma continental venezolana, tanto para gas natural como para hidrocarburos líquidos. Estos fueron referentes importantes para el inicio de los planes de desarrollo en las reservas que se ubican en los Estados: Anzoátegui, Monagas y parte del Guárico. Todas estas circunstancias fueron ocurriendo en medio de la construcción de infraestructura de enormes proporciones para la producción de gas. Tal y como lo fue el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) ubicado en Guiria, el cual estaba destinado a recibir la producción gasífera del Proyecto Mariscal Sucre, la Plataforma Deltana y del Bloque Blanquilla-Tortuga para su posterior exportación.

Desde el inicio de estos proyectos hasta los proyectos más recientes de perforación en aguas someras al Golfo de Venezuela, con la que se esperaba producir más de 150 millones de pies cúbicos de gas, han sido las empresas transnacionales desde la Shell hasta las más recientes asociaciones con Eni de Italia y Repsol de España, las que han contado con la capacidad tecnológica para el desarrollo de estos proyectos nacionales y las que han generado - quieran o no - las condiciones potenciales para que Pdvsa pueda “aprovechar” los conocimientos tecnológicos. Pero esto ya no ocurre.

No obstante, el éxito tecnológico de la extracción del gas ha demostrado la importancia de la acumulación de capacidades científicas y tecnológicas de Pdvsa hasta la primera década de este siglo, como producto de las asociaciones estratégicas entre el sector público y las empresas transnacionales. Y esto es una referencia inobjetable y vale para todo el segmento político nacional, sobre todo, a la hora de vanagloriarse defendiendo la soberanía nacional.

 

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (V)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

Desde una perspectiva histórica la capacidad tecnológica y de producción de la industria petrolera nacional, ha sido sólo posible por la participación de las empresas internacionales. El mercado, ha determinado la intensidad de dicha participación y ha fijado de forma importante la actuación del Estado sobre el manejo de la producción de petróleo.

Entre 1908-1945 la política petrolera se desarrollaba en dos escenarios: el otorgamiento de toda clase de facilidades a las empresas internacionales y las restricciones estatales. Con la Ley de Hidrocarburos (1943) se unificó el sistema legal para todas las empresas transnacionales en un contexto donde el esfuerzo bélico de los Estados Unidos y Gran Bretaña, requería que las empresas petroleras de esos países (Shell, Exxon, Gulf, Mobil, entre otras) elevasen su producción en Venezuela. Entre 1945-1948 se estableció el "fifty-fifty" para la repartición de las ganancias entre las empresas transnacionales y el Estado, lo cual permitió el desarrollo de la infraestructura pública y el inicio de la industrialización (etapa incipiente). Los gobiernos surgidos del golpe de Estado de 1948 redujeron los controles a las empresas petroleras internacionales.

El escenario internacional caracterizado por la reconstrucción de Europa, la Guerra Fría y la necesidad de suministro de petróleo por parte de los Estados Unidos dieron singular importancia a la producción de petróleo venezolana. Adicionalmente la guerra de Corea, la nacionalización de la industria petrolera en Irán y la nacionalización del Canal de Suez, motivó al gobierno de Marcos Pérez Jiménez a otorgar nuevas concesiones a las empresas transnacionales. Posteriormente y siendo Presidente Interino Edgard Sanabria, se incrementó la renta petrolera en favor del Estado en una relación 65% a 35%. Con la Administración de Betancourt (1959-1964) se llegaría a un consenso con los demás partidos políticos de no otorgar nuevas concesiones a empresas privadas. Sin embargo, el Presidente Raúl Leoni (1964-1969) y dado el incremento de la demanda internacional, permite nuevamente la participación de empresas petroleras mediante contratos de servicio. Entre 1969-1974 - tiempo en el que se consolidaba el sistema democrático venezolano - la producción de petróleo alcanzó los 3,7 MMBD. Este volumen de producción permitió que se fijaran los valores fiscales de exportación con el fin de impedir que las empresas petroleras vendieran petróleo a descuento a sus propias refinerías. En este tiempo se logra la nacionalización del gas natural.

En 1973 con la reducción de la producción petrolera en el Medio Oriente como producto de una medida rataliativa contra los países que apoyaron a Israel en la Guerra del Yom Kippur, se generó un alza de los precios del barril de petróleo de 2 a 12 dólares. Ello fue lo que ayudó a la ola de nacionalizaciones de la industria petrolera en los países pertenecientes a la OPEP. En consecuencia, Pérez en su primer gobierno, establecería el monopolio estatal de Pdvsa e indemnizaría a las empresas expropiadas. El aumento de los precios continuaría con la Guerra Irán-Irak (1980-1988), provocando un alza en el precio del barril de hasta cuarenta dólares. Es en ese tiempo, cuando el gobierno venezolano inicia la política de producción de crudos pesados en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y adquiere refinerías para este tipo de crudos en otros países. La internacionalización de Pdvsa continuaría con el gobierno de Lusinchi, aún cuando en 1985 existiera una baja importante en los precios del petróleo. Con el segundo gobierno de Pérez se inicia otro proceso de apertura de la industria petrolera al sector privado. El proyecto gasífero Cristóbal Colón al norte de la Península de Paria, permite la participación de empresas como Shell, Exxon y Mitsubishi. Entre 1994-1999 se continúa impulsando la participación privada en Pdvsa. La producción de petróleo aún con precios muy bajos superaría nuevamente la barrera de los 3 MMBD (básicamente en campos maduros y en la FPO).

La política sobre el manejo de la industria petrolera nacional desde el gobierno de Hugo Chávez hasta el presente ha estado signada bajo los mismos principios de los gobiernos anteriores: control, restricción y flexibilización a las empresas privadas y la cooperación con los países de la OPEP para reducir excedentes de producción y recuperar los precios del mercado. Fueron los precios altos del petróleo y no otra cosa, los que le permitieron al gobierno de Chávez aumentar las inversiones en la FPO. También impuso de forma apresurada una participación minoritaria a las empresas ExxonMobil, BP-Amoco, Total, Statoil y ConocoPhillips en los proyectos de Pdvsa hasta un máximo de 49%.

Durante los años transcurridos desde 1999 el manejo de la industria petrolera desestimó que el factor tecnológico signara la forma y las condiciones del mercado petrolero. Ya en 1973 ante los altos precios del petróleo, era evidente el empuje y la alta inversión en investigación científica y tecnológica que los países estaban realizando en Canadá, el Mar del Norte, Alaska y Venezuela. El desarrollo de las Arenas Bituminosas de Canadá y el fracking han sido las más altas expresiones de este fenómeno.

El actual escenario que determina los precios del petróleo ha hecho evidente un punto de coincidencia entre los factores políticos gobierno-oposición, y es que la participación del sector privado en el “modo tradicional” (inversión-producción) salvaría y garantizaría la producción de petróleo en el presente y futuro. Se olvida que con la nacionalización de la industria se debió haber formalizado un sistema científico y tecnológico lo suficientemente cohesionado para fortalecer los mecanismos de transferencia tecnológica, los cuales se generaban únicamente a partir de la participación de las empresas internacionales. Eso faltó.

Hoy no existe – digan lo que digan y como lo digan – una base científica y tecnológica nacional medianamente capaz de prescindir de la capacidad tecnológica de las empresas internacionales. Aún con la participación de más de 20 empresas internacionales en la FPO, el gobierno no impidió el dramático rezago tecnológico de la industria. Ante ello, no se visualiza por ninguna parte una propuesta política, que más allá de la retórica de la soberanía tecnológica, cree los imperativos necesarios para resucitar la industria petrolera nacional.

Son la ciencia y la investigación concebidos en un sistema de producción publico-privado los motores para reorientar el negocio petrolero, Son ellas también los motores para enfrentar el cambio tecnológico y la vulnerabilidad del mercado. Son ambas los componentes determinantes para reorientar el tipo de participación en “modo moderno” utilizando el capital y la tecnología internacional.

Por ahora, no hay otro modo.

 

Examen post-mortem y resurrección de Pdvsa (VI)

Por Rafael Palacios /Humberto Cedeño

No es saludable en tiempos de repensar al país incluir el tema de Pdvsa únicamente en la diatriba del discurso político: privatización o más estatización. Pdvsa es una empresa, y el Estado y los actores políticos están obligados a pensar su situación actual con visión empresarial y de negocio. 

El contexto internacional sobre el manejo del negocio petrolero y la dinámica del cambio tecnológico exigen del capital y la tecnología internacional. Ya se manejan datos que predicen que en los próximos años por cada cinco taladros se requerirán solo dos. La empresa requiere al interno una transformación profunda en todo su sistema organizativo. La estructura con la que actualmente opera la empresa está saturada de burocracia y de segmentos operativos que no son directamente de su competencia y que debieran ser transferidos a las otras estructuras organizativas e institucionales del Estado. Estos son los casos de las filiales y operaciones no petroleras. La estructura burocrática de Pdvsa no permite la flexibilidad institucional necesaria para que la empresa sea capaz de adaptarse de forma rápida y eficiente al cambio tecnológico.

La transformación organizativa de Pdvsa es la condición que permitiría pensar en una estrategia de reducción de costos eficiente. En tiempos difíciles como el del año 1985, con bajos precios del petróleo (menos de 10 dólares el barril) y de baja producción, Pdvsa logró mantenerse como una de las empresas de mayor competitividad a nivel mundial, junto a General Motors o Ford Motors, entre otras. También en 1999, la empresa se enfrentaba a bajos ingresos, con unos precios por debajo de los 10 dólares el barril. No queda duda de que la fusión operativa de las tres filiales: Maraven, Lagoven y Corpoven fue una de las medidas acertadas de ese tiempo para disminuir los costos y gastos de producción. Otra de las acciones que deberán tomarse es la concerniente a la reducción de las ventas subsidiadas de combustibles en el mercado interno (gasolina, diesel y gas natural). Por otra parte, la revisión y el ajuste de precios de la exportación de petróleo dentro de Petrocaribe y el Alba, no deberán esperar. Las condiciones actuales del mercado y los precios internacionales del petróleo harán inviables estos proyectos.

Pdvsa debe fortalecer la estrategia de transferencia tecnológica y transformarla en un imperativo para sostenerse en el negocio petrolero. La propuesta de alcanzar una producción de 8 MMBD en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y la necesidad de ampliar su capacidad de refinación, están sujetas a la capacidad tecnológica endógena –y no a la vinculación transitoria– que Pdvsa pueda generar, a partir de la participación del capital internacional, pero sobre todo a partir del conjunto de empresas que poseen las tecnologías más avanzadas. No son precisamente la mayoría de las empresas que actualmente participan en la FPO las que poseen estas tecnologías. También es hora de que Pdvsa incluya en sus indicadores económicos la “balanza de pago tecnológica” con la que se posibilita el registro, análisis y control de las transacciones comerciales relacionadas con la transferencia de conocimientos y tecnologías.

Otro de los cambios que Pdvsa deberá emprender en el corto plazo es el de operar en el ámbito de un sistema sectorial de innovación (SSI). Esta ha sido una de las razones más importantes y actualmente una de las más estudiadas de acuerdo con la experiencia canadiense en las Arenas Bituminosas. El SSI permitió grandes avances tecnológicos y asimismo la posibilidad real de aumentar la producción petrolera de Canadá (crudos ligeros, medianos, pesados y bituminosos) en más de 4 MMBD en 2015. El desarrollo de las arenas bituminosas fue el resultado tanto de la organización como la creación de un sistema tecnológico en lo estratégico, programático y operativo, que fue desplegado con la participación del sector público y privado. Solo en la provincia de Alberta más de 100 compañías participan en la actividad de las arenas bituminosas habiendo invertido millones de dólares, ubicándolo así en uno de los mayores proyectos industriales a nivel mundial. Con el SSI, Canadá también logró efectos positivos en la creación de tecnologías de punta. Un ejemplo de ello fue la inversión hecha por la empresa Syncrude Canada Ldt., la cual dedicó cerca de 20% de sus inversiones para la introducción de nuevas tecnologías de mayor rendimiento ambiental. La inversión contó con la participación de la Universidad de Alberta, el Consejo de Investigaciones de Alberta (Alberta’s Research Council o ARC) y el Consejo Nacional de Investigaciones de Canadá (National Research Council of Canada o NRC).

Un SSI reorientaría también las estrategias de Pdvsa para la producción gasífera y poder superar los niveles de exportación de los países con menores reservas como son Argentina, Argelia, Trinidad y Tobago. Un SSI permitiría resucitar a Pdvsa y superar la visión de décadas anteriores de “sembrar el petróleo”. A través de Pdvsa se debe iniciar la tarea de este tiempo y de la economía moderna como es la de crear nuevos patrones de crecimiento. Es necesario crear un sistema de producción y exportación tecnológica en el campo de las energías renovables, cuyos fondos se sostendrían en el largo plazo mediante la creación de un “impuesto fósil” a Pdvsa. Un impuesto que se justifica por los gases contaminantes que genera la industria petrolera nacional al medio ambiente.

El examen posmórtem de Pdvsa ha reflejado que la clase política venezolana no siempre acertó en las decisiones sobre el manejo de la industria. Arturo Uslar Pietri afirmó que entre 1973-1983 Venezuela invirtió ineficientemente un monto semejante a varios planes Marshall. Recordemos que con un plan Marschal se reconstruyó Europa durante el período de posguerra. Con el actual gobierno y en palabras del ex presidente del gobierno español Felipe González, el Estado venezolano ha “despilfarrado solo en exportaciones de petróleo 800.000 millones de dólares”. Cifra esta que es superior a la referida por Uslar. De esto se deduce que el destino de la industria petrolera nacional no puede seguir estando en pocas manos. Es necesario avanzar hacia una reforma constitucional para someter a referéndum las decisiones del Estado que comprometan el destino de la industria. No basta con la Asamblea Nacional.