Por razones actuales de capacidad (potencial) de producción, Venezuela no puede producir los 3.3 MMBD que el gobierno indica. Este volumen lo podríamos asociar a "disponibilidad de crudo" que comprende el volumen producido mas las compras que se realicen para satisfacer compromisos contraídos. Bajo este esquema, el informe del I-S-09 (el ultimo) de PDVSA refleja un monto de 8431 MM$ por compra de crudo y productos. Este mismo renglón para el año 2008 alcanzo los 39500 MM$. Si tomamos esta ultima cifra y la dividimos entre el precio promedio del WTI para el 2008 de 99.9 $/B, tenemos que se compro un promedio de 1.1 MMBD, lo cual concuerda con los 3.3 MMBD reportados por el gobierno al sumársele la cota de producción fijada por OPEP.
Si la cifra de producción de Venezuela, es superior a 2.1 MMBD, se estaría violando la cuota. En el caso de que fuera 3.3 MMBD la producción, estaría 57 % por encima de lo permitido, situación que seria protestada inmediatamente por la OPEP, acción que no ha ocurrido. En la tabla "OPEC crude oil production" se puede observar que para abril 2010, la producción reportada es de 2.34 MMBD, 11 % superior a la cuota.
La grafica muestra la producción de petróleo en Venezuela en el periodo 1980 – 2010. De 1985 a 1997, la producción se incrementa de 1757 MBD a 3518, es decir, un incremento de 1761 MBD en 12 años.
Un segundo periodo de 1997 a 2010, donde se ha experimentado una caída de producción del orden de los 1238 MBD, situándose en el 1er. Trimestre de 2010 en 2280 MBD.
En el año 2005, el gobierno establece el "Plan Siembra Petrolera", el cual presenta la visión al 2012 de todas las fases de la industria petrolera venezolana.
En la grafica se observa que para el 2012, se estaría produciendo 5.2 MMBD. Podemos inferir que esa meta esta muy distante de alcanzarse. Sin embargo, el gobierno ha corrido el plan y ha establecido para el 2015 y 2021 una producción del orden de los 4.1 y 6.9 MMBD, respectivamente. Es de señalar que mas del 70 % de esta producción será de crudos pesados y extrapesados, los cuales son de baja relación gas – petróleo por lo que la producción de gas asociado se vera mermada.
La producción de gas
La producción de gas esta íntimamente asociada a la producción de petróleo, con la excepción del gas producido en Anaco (centro gasífero venezolano) que por razones económicas esta catalogado como gas no asociado.
PDVSA en su Plan estratégico 2006- 2012, estableció una producción de gas natural para el año 2012 de apenas 11.500 MMPCD, un incremento de solo 5.200 MMPCD, con respecto a la cifra de 2005, para tratar de cubrir el déficit existente en el mercado interno, los proyectos de inyección de gas a los yacimientos, los nuevos proyectos petroquímicos y nuevos requerimientos de PDVSA. Dicho plan fue revisado en el 2008, estableciéndose que la producción de gas alcanzaría la cifra de 12600 MMPCD en el año 2013. Estamos a 3 años para alcanzar dicha meta y la producción actual esta en el orden de los 7000 MMPCD. Lo mas critico es que no se ven acciones contundentes por parte de PDVSA para lograr el objetivo de incrementar la producción de gas. Mientras tanto el déficit a nivel nacional se sitúa en 2000 MMPCD.
El más adelantado de los proyectos de desarrollo de gas libre es el Gran Mariscal Sucre (antiguo Cristóbal Colon), y cuyo descubrimiento lo realizo Lagoven en el año 1979. Por razones básicamente económicas (precios), que aun continúan, no se ha logrado su desarrollo. La última empresa internacional que mostró interés fue Petrobras, la cual declino por considerar el proyecto no rentable a los precios del gas en el mercado interno (1.2 $/MMBTU).
En los últimos dos años, PDVSA ha hecho múltiples intentos de buscar socios para el proyecto pero no lo ha logrado. Finalmente PDVSA anunció que ejecutaría el proyecto con sus recursos propios, cuando se cercioró que no había socios disponibles.
La incorporación de volúmenes de gas costa afuera al sistema venezolano se desplaza en el tiempo, lo cual se ha recrudecido por el hundimiento de la plataforma semisumergibles Aban Pearl ocurrida el 13-05-10, 7 días después que PDVSA tomo el control total para operarla. El reemplazo de esta plataforma en el mejor de los casos tarda 6 meses. Cabe señalar que tal incorporación esta sujeta a la construcción de 150 Km. de tuberías de recolección y transmisión desde la plataforma marina a tierra firme. La construcción de este gasoducto aun no se ha iniciado.
Lo preocupante es que el desarrollo del proyecto integral "Delta Caribe Oriental", en el cual se contempla la exportación de y suministro al mercado interno para satisfacer los requerimientos presentes y futuros, esta retardado de acuerdo a su cronograma de construcción.
La empresa Gas Comunal fue la respuesta del gobierno a uno de los sectores de servicios privados con más tradición y eficiencia en el país como era el que se encargaba del transporte, distribución y comercialización del GLP. El 88 % de los hogares venezolanos (5.3 MM) consumen para cocinar 38 MBD de este producto. Una vez estatizado este sector, se comenzaron a presentar dificultades para obtener el suministro del GLP sobre todo la bombona denominada "Autogas" de 10 Kg. que es la utilizada por el sector de la población de menores recursos. Aunado a la gerencia deficiente de Gas Comunal, esta la baja en la producción de GLP como consecuencia de una menor producción de gas. Estos factores originan una espera por la bombona de hasta 15 días, lo que ha obligado a migrar hacia cocinas eléctricas de 2 hornillas.
Por otra parte, la presencia de la "Crisis Eléctrica" hace más perentorio el aumento de la disponibilidad de volúmenes de gas para alimentar las nuevas plantas de generación eléctrica con base térmica. Así mismo, el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) requiere ingentes volúmenes de gas. Estos aspectos serán abordados posteriormente.
La refinación de petróleo
Para hacer útil el petróleo, hay que refinarlo. Tomando como base el Plan Siembra Petrolera, la capacidad de refinación de PDVSA proyectada para el 2012 es de 4.1 MMBD. De estos 1.8 MMBD (44 % en el país) y 2.3 MMBD (56 % a nivel internacional). Las nuevas refinerías contempladas para Venezuela: Cabruta (400 MBD), Sta. Inés (50 MBD) y Caripito (50 MBD), a 2 años del 2012 no se han iniciado las construcciones. En el caso de las internacionales se han desechado o diferidos proyectos (Pernambuco, en Brasil) o se han incorporado nuevas compras de participación como la de Sto. Domingo en Republica Dominicana. En otras palabras, el Plan ha sido dejado a un lado. PDVSA ha asistido al gobierno en la aplicación de la utilización del petróleo como arma política (PetroCaribe, PetroAmerica, PetroSur y PetroAndina.) en lugar de un enfoque económico – comercial. Muchas de las refinerías en las cuales se ha comprado participación no pueden refinar crudo venezolano. Para hacerlo se necesita realizar inversiones significativas para su adaptación.
Por otra parte, PDVSA enfrenta serios problemas en su propio aparato refinador. Tanto el Complejo Refinador Paraguaná, (CRP), la refinería El Palito, la refinería de Puerto La Cruz y el Complejo de Mejoradores de Jose presentan problemas críticos en diversas unidades. La corrosión, la falta de mantenimiento, la falta de repuestos y el desorden laboral han originado eventos y accidentes con la consecuente importación de gasolinas y productos, ya bien sea para satisfacer los requerimientos del mercado interno o para honrar los compromisos internacionales.
Uno de los últimos anuncios es la inversión de 1.500 MM$ en la refinería Isla en Curazao, destinado incrementar la productividad y mejorar la calidad de los derivados que produce la refinería de 320 MBD. La inversión se realizará entre el 2011 y 2015. Cabe señalar que el contrato de arrendamiento que permite a PDVSA administrar la refinería vence en 2019.
Información no oficial indican que las refinerías ubicadas en Venezuela operan, en conjunto, a un 40 % de su capacidad debido a los distintos accidentes que han ocurrido en ellas ya bien por mala praxis o por falta de mantenimiento. Esto conlleva a un volumen de refinación de 700 MBD. De acuerdo al informe anual 2008 de OPEP, el rendimiento promedio de las refinerías venezolanas por cada barril de insumo es: 27 % de gasolinas; 7 % de kerosen; 28 % destilados (diesel); 25 % residual (fuel oil) y 13 % otros más pesados. En el mismo informe se indica que el consumo de productos refinados alcanzo los 639 MBD, y cuya distribución es la siguiente: 45 % de gasolinas; 1 % de kerosen; 23 % de destilados; 5 % de residuales y 26 % otros mas pesados.
De lo anterior podemos inferir que para satisfacer los requerimientos internos de gasolina, las refinerías deben ser alimentadas con un volumen mínimo de 1.1 MMBD. De no ser así, hay que recurrir a la importación. Con respecto a los destilados (diesel), la situación se torna crítica como consecuencia de la instalación de nuevas plantas térmicas de electricidad a las cuales habrá que suministrarles diesel por la existencia de un déficit de gas.
La exportación de petróleo y productos
Para que un bien sea exportado tiene que ser producido en el país que lo exporta. Ya hemos mencionado que la producción de petróleo esta en el orden de los 2.1 a 2.3 MMBD, es decir, lo máximo que puede exportar Venezuela es un volumen cercano al indicado. Ahora bien cualquier país puede comercializar a nivel internacional volúmenes superiores a su producción, ya que puede comprar a otros productores.
Cuando el gobierno dice que esta produciendo 3.3 MMBD, lo que esta indicando es que tiene una disponibilidad de crudo y productos (producción + compra) de esa magnitud para comercializar. Cabe señalar que los beneficios que pueden obtenerse por la compra son el diferencial entre lo pagado y el precio al cual se revende o si va a refinación el margen por realizar la operación y la venta del producto. En otras palabras se deja de percibir el diferencial entre el costo de producción y el valor de mercado, que es el fuerte en el negocio petrolero.
Es importante indicar que según especialistas económicos, hoy en día, de cada 100 dólares que entran al país, 95 provienen del petróleo, y de estos PDVSA ingresa al Banco Central de Venezuela (BCV) 45 dólares, el resto va a otras instituciones como el FONDEM. En otras palabras, de cada 100 dólares que ingresan al país, solo 43 van al BCV. Un país altamente dependiente de la producción de petróleo.
La grafica muestra la distribución de los 2.1 MMBD producidos.
Al mercado interno se dirige el 33.2 % (700 MBD). Este volumen es comercializado a precios subsidiados que no cubren el costo de producción. La gasolina y el diesel, se venden a 6.1 y 2.8 dólares el barril, respectivamente. Estos precios a nivel internacional son de 120 y 100 dólares el barril. Para cubrir el costo el precio debería ser de 21.4 $ el barril. Esta situación hace que cada día se profundice la crisis de la gasolina en el país.
A van a CUPET 4.8 % (100 MBD) y 9.6 % (200 MBD) a Petrocaribe. Estos volúmenes se comercializan bajo contratos especiales, donde el 2 % de la factura se paga al recibir el producto y el resto es pagadero hasta "a 20 años" a intereses bajo, prácticamente un regalo. Con respecto al volumen que va a CUPET, este es cancelado con bienes y servicios (triangulaciones comerciales, médicos, entrenadores, etc.) donde el balance siempre es positivo para Cuba. En otras palabras, 300 MBD donde el sonido de la "caja registradora" es débil. Es de señalar que se desconoce públicamente el monto de esta deuda, y que esta en papeles de difícil transacción como son los concernientes a los emitidos por el gobierno cubano que tienen poca o ninguna validez en los mercados financieros internacionales.
350 MBD (16.7 %) van a la refinería Isla y 750 (35.7 %) MBD van a las refinerías de CITGO. Estos volúmenes son los comercializados a precios internacionales. Son los ingresos sólidos de PDVSA.
Cuando el gobierno amenaza con suspender el suministro de petróleo a Estados Unidos, nada más lejos de la verdad debido a que la exportación de petróleo a ese país esta dirigida básicamente a satisfacer los requerimientos del complejo refinador de CITGO propiedad de PDVSA. Es de enfatizar que una suspensión a quien afecta en mayor grado es a Venezuela, ya que ese volumen de crudo pesado requiere de refinerías especiales para su procesamiento debido a las características particulares que este posee.
La grafica muestra la evolución de la exportación de petróleo y productos desde Venezuela a Estados Unidos, en el periodo 1993 -2010.
El promedio de exportación del primer cuatrimestre de 2010 es de 993 MBD de exportación, equivalente al 9 % del total importado por Estados Unidos, y el menor volumen en el periodo de la grafica. Si a este volumen se le resta el correspondiente a CITGO, tendríamos un volumen de productos exportados de 223 MBD.
Con respecto a la exportación el gobierno ha indicado que su estrategia es diversificar clientes y mercados, y que a eso se debe la baja de los volúmenes dirigidos a Estados Unidos. Sin embargo, dentro de esos nuevos clientes se encuentra China y la exportación en el 2008 se sitúo en 120 MBD. Ahora bien este envío a China no es muy beneficioso ya que la distancia es de 9558 millas náuticas con un tiempo de viajes de 31 días (no incluye tiempo de puerto) y el flete corre por cuenta de Venezuela. También hay que señalar que el fletamento debe hacerse en tanqueros que puedan pasar por el Canal de Panamá. De no ser así, el viaje hay que hacerlo rodeando vía Estrecho de Magallanes con 15345 millas náuticas y un tiempo de 50 días. La razón básica del suministro de petróleo a China esta asociado con el pago del préstamo realizado por este país a Venezuela (Venta de petróleo a futuro). Algo similar ocurre con lo anunciado de exportar crudo a Bielorusia (no tiene costas marítimas). El cargamento tiene que llegar a puertos de Lituania y de allí transporte terrestre hasta Bielorusia. El viaje tiene una duración de 30 días.
La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)
La Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo (SVIP) en su publicación Guanoco 3-10 fijo posición con respecto al volumen de reservas de petróleo de los años 2008 y 2009. Se establece en la misma que: la razón obedece a la necesidad del MPPEP de fortalecer la posición de la Venezuela petrolera en los Foros Energéticos y Financieros Internacionales ("reforzar el posicionamiento estratégico y político…") y para incentivar la participación de empresas internacionales en las licitaciones de proyectos de desarrollo de La Faja. Igualmente se opina que la existencia de esos ingentes recursos es muy bien conocida en el mundo petrolero y financiero internacional, por lo que las supuestas vulnerabilidades que se desean superar con la publicación de esa información de reservas se deben a otras causas. Creemos que se deben a la falta de confianza internacional la cual es debida, entre otras cosas a: percepción de inseguridad jurídica en el país, percepción de la animadversión oficial a la actividad económica privada, percepción del desconocimiento oficial de los derechos derivados de la propiedad privada y a las condiciones fiscales y económicas sumamente duras. En suma, al alto riesgo país, que para las inversiones, se le atribuye a Venezuela en el exterior.
Concluye la publicación diciendo que es en la explotación de las áreas tradicionales, donde es necesario dedicar esfuerzos de la magnitud de los empleados en el Proyecto Magna Reserva cuyo objetivo de "Cuantificación y Certificación de los recursos de La Faja", como ya se ha dicho, es esencialmente redundante e innecesario. Obsérvese que en esa base de reservas solo el 10 % es de crudos mediano y livianos que son los mas fácil de explotar y comercializar. Los presupuestos de producción siguen siendo frágiles y no hay ninguna meta para recuperar la plataforma de los crudos convencionales, ni campañas exploratorias para buscar nuevos campos petroleros. El objetivo es mantener producción hasta el nivel de que cubra la declinación natural de los pozos.
Lo anterior nos lleva a concluir que en la FPO hay suficiente petróleo no convencional, lo importante es su explotación, y la continuidad de Venezuela como país productor de petróleo reside en este reservorio. La explotación de la FPO tiene cuatro grandes factores claves para el éxito: Tecnología, Financiamiento, Impacto Ambiental y Demanda Futura de Petróleo.
El gobierno se ha dedicado a una propaganda, sin precedente, dirigida a publicitar a Venezuela como el primer país a nivel mundial en reservas de petróleo. Las cifras dadas por PDVSA indican una producción en la FPO de 1.12 MMBD para el año 2013 y de 2.7 MMBD para el año 2021. La cifra para el 2013 luce cuesta arriba, ya que implica un aumento de 615 MBD en los próximos 30 meses, y hasta ahora no existe en construcción ninguna nueva infraestructura que permita producir y mejorar dicho volumen, por lo que una vez mas no se cumple lo planificado.
Pocas, por no decir ninguna, de las empresas que han obtenido asignaciones en la FPO poseen tecnología propia para llevar a cabo la explotación y el mejoramiento del petróleo faja. Tal conocimiento esta en manos de las empresas tradicionales de procesos, quienes junto a las grandes empresas privadas de petróleo (BP, Chevron-Texaco, Shell y Exxon- Mobile) han dedicado recursos para desarrollar la tecnología.
En lo ateniente a la inversión, PDVSA ha indicado que en la FPO se hará una inversión de 120 millardos de dólares hasta el año 2017. Aquí hay que destacar que PDVSA participa con el 60 % en cada una de las empresas mixtas creadas para la explotación de la faja, lo cual indica que debe hacerse de 72 millardos de dólares. La gran pregunta: ¿De donde va a salir ese dinero?. Esta situación financiera dificulta un desarrollo tal como lo tienen planificado… o es otra ilusión del gobierno?
El impacto ambiental es otra variable a considerar en el desarrollo de la FPO, ya que no solamente se circunscribe al daño desde el punto de vista de locacion de los pozos e instalación de la infraestructura, sino a la disposición de los sólidos (coque y azufre) producidos al mejorar el crudo faja. Por cada barril mejorado se producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre, es decir, que una producción de 1.12 MMBD arrojarían diariamente 28000 TM de coque y 3640 TM de azufre. Esto implica la implementación de una gestión eficaz en el manejo de estos residuos. Igualmente no hay que dejar a un lado las necesidades de agua y su disposición una vez que es utilizada.
Dentro de la planificación a mediano y largo plazo del desarrollo de la FPO es vital conocer las proyecciones mundiales de demanda energética. En tal sentido, la proyección de consumo energético al año 2035 de la EIA, establece una participación de los crudos no convencionales de 6.3 MMBD (5.6 % del total de energía demanda). De estos, 1.3 MMBD provienen de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) en Venezuela; 4.5 MMBD de Canadá y 0.5 MMBD de Estados Unidos. Cabe destacar que el incremento en las producciones de este tipo de crudo, esta limitado por las restricciones de acceso impuesta por Venezuela a su industria petrolera y a las preocupaciones ambientales cada vez mas fuertes en Canadá. Una mayor producción en la FPO (3.4 MMBD) estaría presente en un escenario de precios bajos del petróleo, ya que compensaría la caída de la producción en Canadá como consecuencia de una reducción de la rentabilidad en la explotación de sus arenas bituminosas. Lo anterior impone una limitación al desarrollo de crudo faja de volúmenes superiores a 1.2 MMBD en los próximos 25 años.
Por otra parte, la explotación y mejoramiento del crudo faja FPO demanda altas cantidades de energía, lo cual convierte al gas natural en insumo clave. Se estima que para una producción de 2.7 MMBD de la FPO se consumirían 5000 MMPCD (1850 pies cúbicos por barril producido y mejorado). Este escenario compromete aun mas la aceleración de la explotación de gas costa afuera.
Las futuras políticas públicas en materia de petróleo deben concatenar todos estos aspectos de la FPO, de tal manera que su explotación sea armónica y sirva de apalancamiento para diversificar y desarrollar otros sectores productivos del país, y así independizar la economía de la influencia del petróleo. Mas aun cuando se vislumbra una sustitución paulatina de los combustibles fósiles (Descarbonizacion del Sistema Energético) en la primera mitad del siglo XXI.
La crisis eléctrica
Luce inverosímil que Venezuela con tanto potencial energético tenga una crisis eléctrica. La razón de la misma es que no se construyo la infraestructura necesaria para aprovechar ese potencial, sobre todo la asociada a la generación eléctrica con base térmica. Esta generación esta íntimamente relacionada con los combustibles fósiles, de allí que lo que ocurra en la industria de los hidrocarburos repercute en la planificación del sector eléctrico.
En cualquier sistema eléctrico, la generación térmica es el complemento de la generación hidroeléctrica. La carga base la toma la hidroelectricidad y las cargas pico la termoelectricidad.
En tal sentido, para superar (en los próximos 3 años) la crisis es necesario instalar 8000 MW térmicos nuevos para el 2012 (el gobierno tiene planificado solo 4400 MW). Por razones de la emergencia dichas unidades son de "quema directa del combustible", las cuales tienen la particularidad de consumir gas o diesel y son de baja eficiencia térmica. En el mediano y largo plazo, las nuevas plantas térmicas deben ser de al menos 1000 MW, integradas por unidades de 150 MW o mas, con el fin de aprovechar las economías de escalas, eliminar la quema directa del combustible, mejorar la eficiencia térmica y diversificar el combustible utilizando Carbón, Orimulsión, Biomasa y Fuel Oil.
La energía demanda en el 2012 por los nuevos 4400 MW, para producir electricidad, es de 100 MBDPE (miles de barriles diarios de petróleo equivalente) para un total de 327 MBDPE del parque de generación térmico.
Como consecuencia del actual déficit de gas, en el primer trimestre del 2010, aumento en 22 MBD el consumo de combustibles líquidos al compararlos con igual periodo del año 2009, para un total de 120 MBD. Como ya se indico, la fecha mas temprana para nuevos suministros de gas es el año 2014, lo que implica que la nueva generación termoeléctrica tendrá que ser realizada con combustibles líquidos.
La grafica muestra una proyección del consumo de diesel y fuel oil en el mercado interno. En el diesel eléctrico el consumo pasa de 47 MBD en el 2008 a 110 MBD en el 2012, un incremento neto de 63 MBD. El total de diesel disponible para exportación se reduce a 51 MBD en el 2012, con tendencia a convertirse en importador. De hecho, ya el gobierno libero el monopolio y la importación de diesel pueda ser realizada por terceros. Con respecto al fuel oil, el aumento del consumo es de 43 MBD, para un total de 96 MBD en el 2012, quedando un volumen significante disponible para exportación (Gaceta Oficial 39400 del 09-04-10).
El entrampamiento energético del gobierno: No tiene suficiente disponibilidad de electricidad, instala nueva generación térmica para superar déficit, no hay gas para alimentarla, aumenta el consumo de diesel y fuel, disminuye los volúmenes de exportación de los combustibles líquidos, disminuye ingresos de divisas y se desfasan por falta de disponibilidad de dinero los proyectos en el sector eléctrico y petroleros conexos con la crisis… Sigue la crisis.
Una solución es permitir la participación del sector privado, en ambos sectores, pero sin la participación del gobierno, así sea mediante la figura de empresas mixtas. Cabe destacar que en el proyecto de ley del sector eléctrico que maneja actualmente la Asamblea Nacional, el estado se reserva la generación, transmisión, distribución y atención al usuario. En la ley anterior solo había reserva en la fase de generación.
El recurso humano
El mayor bien que tiene cualquier organización es su Recurso Humano. Las organizaciones son, lo que son sus directivos, empleados y trabajadores en general. Pues bien, desde que el gobierno "boto" (entre comillas por que esos trabajadores están en litigio con el Estado Venezolano) a 23000 personas que laboraban en PDVSA, comenzó la caída de esta empresa que era orgullo nacional e internacional, estando entre las primeras 5 empresas petrolera a nivel mundial. La caída se inicia debido a que en esa fuerza laboral residía el acervo tecnológico, gerencial y operativo de PDVSA.
PDVSA, tenía una nómina de 39.354 empleados el 30 de noviembre de 2002. De este total, 1.230 (3%) pertenecían a la nómina ejecutiva, 18.245 (47%) a su nómina mayor, 12.670 (32%) a su nómina menor y 7.209 (18%) a su nómina diaria. A raíz del paro cívico de diciembre de 2002 fueron despedidos 18.756 empleados: 67% de la nómina ejecutiva (incluyendo 100 jubilaciones obligadas), 67% de la nómina mayor, 29% de la nómina menor y 27% de la nómina diaria. De esos despedidos 56% eran profesionales universitarios, 32% técnicos y 12% tenía nivel básico de educación. Otro dato relevante es que 71% de los despedidos estaban asociados directamente al área operacional y 29% trabajaban en áreas de apoyo. Al despedirse ese personal, se perdió 21 millones de horas-hombre de adiestramiento, en el cual se habían invertido 2.2 millardos de dólares. Estas estadísticas aparecen en el libro de Eddie Ramírez S. Ni un paso atrás (El Universal, Fundación Andrés Mata, Caracas, 2004).
Este personal no ha podido ser ni será reemplazado. La gran mayoría de ellos laboran a nivel internacional en diferentes países y diferentes empresas con resultados exitosos en el desempeño de sus actividades profesionales.
En PDVSA, hoy en día un buen gerente es aquel que no habiendo cumplido con sus metas laborales, es fiel al proceso y logra objetivos políticos… la producción de petróleo no es prioritaria. Por otro lado, se colocan en cargos supervisorios y gerenciales a militantes del partido de gobierno sin ninguna educación y experiencia técnica. El primer error es que el presidente de PDVSA es también el Ministro de Energía y Petróleo, es decir, "se paga y se da el vuelto"…no hay oficina gubernamental que ejerza control a PDVSA.
La nomina de PDVSA ha aumentado considerablemente, llegando a ubicarse en 100 mil personas. La gran mayoría labora en áreas ajenas a la razón de ser de la empresa como es la explotación, producción y comercialización de petróleo y gas.
A partir de noviembre de 2006, se inicia la nueva PDVSA al incorporarse abiertamente la política dentro de su estructura organizativa. Esta politización ha tenido como norte eliminar los beneficios adquiridos por los trabajadores. Es tal la falta de incentivos al personal y los bajos salarios, que las renuncias se están produciendo "a paso de vencedores". Finanzas, Comercio Internacional, Exploración y Producción son las áreas más críticas. Esta deserción por renuncias o por jubilación esta dejando a PDVSA sin una generación de relevo que garantice la continuidad de la empresa. Mas aun la empresa no contrata a nuevos profesionales egresados de las llamadas por el gobierno "universidades escuálidas". De igual manera se restringe la asistencia a eventos y cursos de actualización que tenga cualquier asomo de disidencia.
El texto a continuación es la Misión de la Organización de Recursos Humanos de PDVSA. Fuente: Informe Anual 2008 de PDVSA:
"La Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es una organización habilitadora cuyos objetivos, procesos y actividades no se vinculan directamente con la extracción, procesamiento y comercialización del petróleo, el gas y sus derivados, no obstante se constituye en pilar fundamental que garantiza el talento humano necesario y suficiente para alcanzar los objetivos del Plan Siembra Petrolera, en línea con el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, a través de los procesos de planificación estratégica, captación, educación y desarrollo, compensación y beneficios, relaciones laborales, salud integral y calidad de vida. La función de Recursos Humanos en PDVSA cumple una misión estratégica en tanto capta, forma y desarrolla a los trabajadores y las trabajadoras en función de las competencias clave requeridas por los procesos de la industria, a tenor de la nueva filosofía de la empresa, que se traduce en altos valores éticos de solidaridad y responsabilidad social, lo que le permitirá integrarse y comprometerse con actitudes cónsonas que contribuyan con el bienestar de las comunidades y con el resto de la sociedad venezolana".
Esa misión… lo dice todo.
La accidentalidad en PDVSA
Se entiende por accidente a un suceso imprevisto, motivado por errores de operación, fallas de equipos u otros contratiempos, que provoca una alteración con daño, a personas o bienes.
La grafica nos muestra la relación estadística de que por cada accidente incapacitante o mortal se producen 600 incidentes. El mecanismo que produce un incidente es igual al mismo que produce un accidente. Los dos son igualmente importantes, e incluso, el incidente lo es más porque es un aviso de lo que pudo pasar.
Si bien el incidente no produce lesiones ni daños, sí ocasiona pérdidas de tiempo.
Una de las actuaciones claves por el personal a todo nivel en la PDVSA anterior al paro cívico de 2002 era el cumplimiento de las normas de seguridad. Todos los días en las áreas operacionales, antes de iniciar las labores, los supervisores estaban obligados a dar una charla de 5 minutos sobre la seguridad en el trabajo que iban a realizar. En la actual PDVSA las normas y procedimientos no son acatadas al pie de la letra, y el hábito de la charla indicada se ha ido perdiendo.
Las causas humanas de los accidentes se definen como cualquier acción (cosas que se hacen) o falta de acción (cosas que no se hacen) que pueden llevar a un accidente. Es la actuación personal indebida, que se desvía de los procedimientos de trabajo aceptados como correctos, ya sean escritos o entregados en forma de instrucción verbal por la supervisión. Estas causas humanas se incrementan cuando el personal no es el adecuado para realizar la operación o no esta capacitado para el cargo. Esta situación, es la que prevalece en la PDVSA de hoy, tal como lo describimos en el segmento de recursos humanos.
Las causas ambientales de los accidentes se definen como cualquier condición del ambiente de trabajo que puede contribuir a un accidente. Estas condiciones del ambiente de trabajo esta conformado por el espacio físico, herramientas, estructuras, equipos y materiales en general, que no cumplen con los requisitos mínimos para garantizar la protección de las personas y los recursos del trabajo. El mantenimiento inadecuado, el no reemplazo de equipos viejos, la falta de repuestos y piezas, originan condiciones para provocar accidentes. Sobre todo la falta de mantenimiento prevalece en la PDVSA de hoy.
Motivado a la falta de información, política de este gobierno, es difícil llevar estadísticas de estudios externos sobre los accidentes ocurridos en PDVSA en los últimos 8 años. En los últimos días se ha conocido (sin mayores detalles): Explosión línea de gas en Muscar (Monagas), Fuga de H2S en Jose y Derrame de petróleo en el Lago de Maracaibo. Este último ha sido negado por PDVSA y el Ministerio del Ambiente.
Sin embargo, los periodistas Marianna Párraga y Brian Ellsworth de Reuters han hecho un esfuerzo, recopilando la información que se indica a continuación:
El hundimiento el 13-05-10 de la plataforma de gas costa afuera Aban Pearl, operada por PDVSA en el Mar Caribe, es el más reciente capítulo de una saga de accidentes y fallas que tienen en jaque la industria energética venezolana desde 2002. La plataforma, construida por la firma india Aban Offshore Limited y que perforaba pozos de prueba para el proyecto de gas Mariscal Sucre, operaba a 155 metros de profundidad a menos de 8 kilómetros de las costas del noreste venezolano, cerca de Trinidad y Tobago.
Un trabajador resultó sepultado y muerto cuando operaba un equipo de transporte de coque en el terminal de sólidos de Jose
2008-2009
Al menos dos gabarras que operaban en el Lago de Maracaibo, la zona de más antigua explotación petrolera en Venezuela, se hundieron mientras realizaban trabajos de mantenimiento en pozos. No se produjeron víctimas.
Un trabajador resultó sepultado y muerto cuando operaba un equipo de transporte de coque en el terminal de sólidos de Jose, en el oriental estado Anzoátegui.
2007
Un trabajador de la empresa mixta Petroboscán, conformada por PDVSA y Chevron, falleció de una lesión en la cabeza al operar un equipo de perforación en el estado Zulia.
Un total de 12 fallas operaciones fueron contabilizadas ese año en cinco de las refinerías de PDVSA, incluyendo el derrame de 140.000 litros de gasolina en las instalaciones de la refinería Isla, operada por la estatal en Curazao, y que provocó la evacuación de negocios y escuelas.
2006
Tres fallecidos y cinco lesionados fue el saldo de los cinco accidentes registrados en 2006 en el Complejo Refinador Paraguaná (CRP), uno de los mayores del continente, con capacidad para procesar 955 MBD.
2005
Cinco trabajadores fallecieron y 20 resultaron heridos en noviembre de 2005 por una explosión en el CRP, uno de los accidentes más grandes de los últimos años.
Tras seis incidentes en un año, el gerente del CRP admitió que la frecuencia de incendios, explosiones, fugas y escapes de hidrocarburos casi se había duplicado con respecto a 2004 en el complejo refinador, aumentando además su severidad.
Cinco trabajadores fallecieron y 20 resultaron heridos en noviembre de 2005 por una explosión en el CRP
Un informe reveló en 2005 que PDVSA tendría que destinar unos 500 millones de dólares para sanear sus pasivos ambientales, como fosas, desechos peligrosos e instalaciones abandonadas.
2004
Al menos dos trabajadores fallecieron por quemaduras graves tras un incendio de grandes proporciones en el terminal de embarque La Salina, en el occidental estado Zulia, ocurrido al mezclarse agua con crudo mientras se realizaban soldaduras.
2003
Una explosión en una de las subestaciones eléctricas de la refinería de Amuay, la más grande de Venezuela con 640 MW de capacidad, dejó dos trabajadores heridos.
Ese mismo año, dos gabarras de perforación se incendiaron y hundieron en el Lago de Maracaibo.
Ante todo esto es necesario recalcar que por cada dólar que se gasta asociado a la lesión física de una persona o la reparación o reemplazo de una infraestructura, existe un gasto entre 5 y 50 dólares por daños a la propiedad (costos sin asegurar) y de 1 a 3 dólares por gastos menores o misceláneos.
Tópicos de Atención Prioritaria
Cada día mas, Venezuela depende de los ingresos petroleros
El plan "Siembra Petrolera" tiene un desfase de 3 años
No hay incorporación significativa de nuevas reservas de crudos M/L/C
La producción de petróleo continua en franca caída, especialmente la de crudos livianos y medianos
El déficit de gas es del orden de 2000 MMPCD, con aumento previsible por entrada nueva generación termoeléctrica
Necesidad de intensificar esfuerzo en producción de gas libre
Imperioso el ajuste de precios de los combustibles en el mercado interno
Solo el 52 % de la exportación de crudo y productos es cancelada a precios de mercado
Aumento importante en el consumo de hidrocarburos líquidos en el sector eléctrico, lo que limita la exportación de estos
La diversificación de exportación a nuevos mercados petroleros debe considerar la posición geográfica de Venezuela
Las refinerías nacionales deben ser sometidas a programas de recuperación y adecuación de su capacidad
El desarrollo de la FPO debe ser en forma armónica con el ambiente
Las proyecciones de demanda de petróleo al 2035, solo le dan a la FPO una participación de 1.3 MMBD
No existe capacidad en las finanzas del país para el nivel de inversiones requeridos en el sector petrolero en los próximos 7 años
Alto endeudamiento
Necesidad de suministro de información confiable, veraz y a tiempo
PDVSA perdió su carácter de empresa comercial
Optimizar el recurso humano de PDVSA
Irrespeto a las convenciones colectivas
En conclusión, PDVSA padece insuficiencia financiera, endeudamiento, aumento de costos, baja inversión, escaso mantenimiento, sobrecarga de funciones sociales que no le corresponden, exceso de personal, entre otros aspectos desfavorables.
Resolviendo la crisis
La solución a la crisis de los hidrocarburos en Venezuela, pasa por un cambio en la forma de gestión imperante.
La futura PDVSA o la(s) empresa(s) que maneje(n) la explotación integral de los hidrocarburos debe funcionar dentro de una política petrolera orientada por el interés nacional que contemple como objetivo general la ubicación de los hidrocarburos en el sitio justo que le corresponde en la economía nacional y superar la dependencia ahora casi absoluta de ésta con respecto a aquellos.
Autor:
Nelson Hernández
Junio 2010
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