VENEZUELA. Sin Taladros, NO HAY POTENCIAL

 Por: Nelson Hernández

• Venezuela para alcanzar un potencial sostenible de 1.0 MBD, necesita tener 17 taladros activos. En la actualidad solo tiene 2.

El inicio y la continuidad de la producción de petróleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos de hidrocarburos (petroleros y gasíferos).

En la industria de los hidrocarburos la producción está asociada a un potencial. Entendiéndose por este la capacidad de producir un volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o sube. En la generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga “constante o sostenible” en un tiempo establecido. En otras palabras, es el colchón que se utiliza para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores.

                                                 

Por razones físicas del yacimiento (caída de presión, restricciones de flujo, etc.) o por razones mecánicas del pozo (falta de electricidad, daño de bombas, ausencia de las instalaciones de superficie y de las del interior del pozo, etc.) o por indisponibilidad de equipos de infraestructura conexos con el pozo,  el potencial se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce como Caída de Potencial.

 

La gráfica anterior muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos. La parte superior del grafico muestra  las actividades que incrementan sustancialmente el potencial (perforación y RA/RC). Estas tienen una característica común, y es que se necesita taladro para realizarlas.

  (https://plumacandente.blogspot.com/2016/10/evaluacion-economica-perforacion.html)

Desde el año 2012, Venezuela ha experimentado una caída en la producción de petróleo, hasta llegar a niveles de 0.73 MBD en el año 2023. Es decir, una caída de 2.3 MBD.

 

Como ya se ha mencionado, el mantenimiento o aumento del potencial está muy ligado a la disponibilidad de taladros. La grafica a continuación muestra esa relación: Numero de taladros activos[1] y producción de petróleo para Venezuela.

 

Es de aclarar que aun cuando no hay taladros activos desde Dic2020 a Feb2023, el nivel de producción mostrado estaría asociado a las actividades de trabajos menores y RA/RC sin taladro, los cuales, generalmente, mantienen potencial. De allí que la producción en los últimos 24 meses se ha mantenido dentro de un rango de 0.65 y 0.73 MBD, es decir, una meseta promedio de 0.7 MBD.

Por otra parte, una regresion estadistica, nos indica que existe una fuerte correlacion entre ambas varibles (R^2 = 0.985), y que la misma viene expresada por:

Produccion (MBD) = 0.4746 +  0.0312 * #Taladros

Utilizando la ecuación indicada, podemos determinar que para mantener un potencial sostenido anual de 1.0 MBD, es necesario tener 17 taladros activos durante dicho periodo, y 50 taladros para 2.0 MBD.

Finalmente, Si no hay taladros activos, el potencial de producción de petróleo tiende a cero, y eso es lo que ha ocurrido en Venezuela.

ANEXO (tomado de Baker Hughes)

Taladros Hidrocarburíficos Activos

• Las cifras de taladros  de hidrocarburos de Baker Hughes International es un censo mensual de los que se encuentran activos, explorando para/o desarrollando volúmenes de petróleo y/o gas fuera de Norte América (USA + Canadá)
• Baker Hughes define como un taladro activo aquel que esté realizando operaciones de perforación en un determinado pozo.
• Para que un taladro este activo se deben cumplir las siguientes condiciones:
• El taladro debe estar perforando (girando hacia la derecha)
• La actividad debe haberse realizado durante la mayor parte de la semana (4 días de 7)
• El taladro debe estar trabajando en un pozo que sea un consumidor importante de de productos y servicios petroleros
• El taladro que realice otras operaciones de pozos (cementación, registros de pruebas, etc.) o cualquier otra actividad de recuperación no relacionada con la perforación, o de otro tipo, no se contabiliza como activo durante esa parte de la operación.
• De manera similar, los equipos que están en tránsito de un pozo a otro, o los equipos que están apilados, no se contabilizan como taladros activos.
• Baker Hughes contabiliza los taladros activos en cada país, ya sea que estén usando o no servicios Baker Hughes.
• La contabilidad de las plataformas activas se publica mensualmente y representa el promedio de la contabilidad semanal, realizada por personal de Baker Hughes.

 

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[1] Bakers Hughes,  desde Dic2020 a Feb2023 (37 meses) no reporto taladros activos en Venezuela. Actualmente, Nov2023 reporta 2 taladros activos.

Venezuela: Encuesta sobre las energias renovables

Venezuela. Los Principales Campos de Hidrocarburos

 Por: Nelson Hernández

• 16 campos  poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.

Venezuela, es nombrada como el país con mayores reservas  de petróleo a nivel mundial y el octavo en reservas de gas. Ahora bien, donde están ubicadas esas reservas?. …Y la respuesta la da este documento.

Para efecto del análisis se tomaran las reservas de hidrocarburos al año 2017, por ser este año el último en cifras oficiales publicadas. Por la caída de producción de petróleo y gas, ocurridas a partir del 2010, se pueden extrapolar al día de hoy sin tener mayor diferencia con la realidad volumétrica de las reservas al año 2023.

Excluyendo los crudos extrapesados que se encuentran en mayor proporción en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en Venezuela existen 239 campos contentivos de petróleo y gas asociado: 171 en el oriente y 68 en el occidente. Estos campos tienen reservas del orden de los 40.3 GB de petróleo (giga barriles) y 128 TPC de gas (tera pies cúbicos).

Una jerarquización de esos campos por los volúmenes de reservas de petróleo y de gas asociado, da como resultado que los primeros 16 campos son los mostrados en las graficas a continuación.

En el primero de los gráficos, su jerarquización está en función de las reservas de petróleo (eje de las abscisas, en forma acumulada). Y el segundo grafico jerarquiza las reservas de gas (eje de las X en forma acumulada, de mayor a menor).

A continuación algunos comentarios del análisis. A saber:

• De los 16 campos jerarquizados, 10 se ubican en la región oriental del país y 6 en la occidental.
• Estos campos poseen el 60.5 %  (24.4 GB) del total país en reservas de petróleo y el 58.8 % (75.3 TPC) en lo atinente a las reservas totales de gas asociado.
• El campo con mayores reservas de petróleo está ubicado en el occidente del país, correspondiéndole ese honor al campo Tía Juana con 4.95 GB. Le siguen, todos del occidente, y en este orden: Bachaquero (3.01 GB), Lagunillas (2.73), Urdaneta Oeste (2.20) y Boscán  (1.93). Estos totalizan 14.82 GB, equivalentes al 36.8 % del total nacional.
• En el oriente del país, el campo con mayores reservas de petróleo es Sta. Bárbara con 1.86 GB. Le siguen: Furrial (1.75), Melones (1.70) y Mulata (1.47).
• Cuando se jerarquiza por reservas de gas, el campo con las mayores reservas es Sta. Bárbara, ubicado en el oriente del país, con 21 TPC. Le siguen: Tía Juana (13.3), Pirital (7.5), Mulata (5.56) y Sta. Rosa (4.65). Estos 5 campos totalizan 52 TPC, equivalentes al 40.6 del total nacional.

 

Por otra parte, una jerarquización cruzada y ponderada arroja que el campo líder es Tía Juana, tal como lo refleja la grafica a continuación.

 

Otra manera de ver la clasificación de estos 16 campos venezolanos de hidrocarburos  se muestra en la grafica anterior. Ahora agrupados en cuadrantes en función de los volúmenes de reservas de petróleo y gas. Tía Juana es el único campo ubicado en el cuadrante I (+ petróleo, + gas). En el cuadrante II, está el campo Sta. Bárbara (- petróleo, + gas). En el cuadrante III (- petróleo, - gas), se ubican: Pirital, Mulata, Sta. Rosa, S. Joaquin, El Roble, Quiriquire, Furrial, Melones, Mata, Bloque VI Ceuta, Boscan y Urd. Oeste. En el IV cuadrante (+ petróleo, -  gas) están: Bachaquero y Lagunillas. Esta grafica puede ser vista en forma dinámica en: https://public.flourish.studio/visualisation/15421615/

Por otra parte, una jerarquización de los primeros 50 campos de hidrocarburos (21 % del total de campos) puede verse en forma dinámica en este link: https://public.flourish.studio/visualisation/15393306/. De esta clasificación, se desprende lo siguiente:

• Por simple coincidencia de jerarquización, 25 campos están ubicados en el Occidente del país y 25 en el oriente.
• Poseen 33.5 GB (83.1 % del total) de reservas de petróleo y 98 TPC (76.5 % del total) de reservas de gas.
• En el oriente del país se ubican 63.23 TPC de reservas de petróleo y 13 GB de petróleo
• En el occidente, se ubican 34.77 TPC de reservas de gas y 20.52 GB de petróleo

Finalmente, 189 campos (el resto para completar los 239) poseen 6.8 GB de reservas de petróleo y 30 TPC de reservas de gas asociado. Es de acotar, que en un escenario de apertura petrolera estos campos pudieran ser los primeros en ser ofertados al sector privado.

La Escasez de Gasolina y Diesel, el Drama Cotidiano del Venezolano

 Por: Nelson Hernández

• Para el 2022, estuvo operativo el 14 % de la capacidad del parque refinador del país, y para el presente año la tendencia es de un porcentaje similar. Esto obliga a la población a emplear tiempo y dinero para la consecución de combustibles claves para el normal desenvolvimiento de sus actividades.

El petróleo no se puede consumir si no es sometido a un proceso de refinación, el cual mediante procesos físicos y químicos se obtienen  sus derivados, gasolina y diesel, en las instalaciones denominadas refinerías.

Para el 2022, la capacidad mundial de refinación se situó en 102 MBD (millones de barriles diarios) y Venezuela ocupa el puesto 15, con una capacidad de 1.3 MBD, (1.27 % del total mundial)

Sin embargo, con esa capacidad instalada de refinación y con ingentes reservas de petróleo, Venezuela no puede satisfacer la demanda del mercado interno de gasolina y diesel. Esta insatisfacción está asociada a dos razones principales: un bajo suministro en volumen y calidad de crudo   para alimentarlas ( caída de la producción ) y la operatividad deteriorada del parque refinador. Es decir, cuando hay suministro de crudo,… las refinerías no están operativas y viceversa.

Esta situación de crisis estructural de los derivados de hidrocarburos ha repercutido negativamente en los hábitos de la población al tener que dedicar tiempo y dinero en la búsqueda de los combustibles líquidos (gasolina, diesel y GLP) primordiales para efectuar sus actividades cotidianas.

La gráfica anterior muestra la capacidad de refinación y la operatividad del parque refinador venezolano en los últimos 43 años. El area de color amarillo corresponde a la capacidad de refinacion utilizada.

Históricamente, el volumen máximo que se ha refinado en Venezuela, ocurrió en el año 1991 con 1126 kBD (93.8 %) del total de la capacidad que se situó en 1200   kBD. La producción máxima de gasolina ocurrió en el año 1992 con 337 kBD (millas de barriles diarios) y la de diesel en 1991 con 295 kBD.

En el año 2000 se procesaron 1080 kBD, equivalente al 84,7 % del total de la capacidad instalada que se situó en 1274 kBD. Para el año 2007, la capacidad de refinación se situó en 1303 kBD, y se ha mantenido hasta el presente.

A partir del año 2000, la utilización de la capacidad de refinación comienza a caer y no ha parado hasta el día de hoy, producto de la falta de mantenimiento en el parque refinador. El porcentaje de utilización de la capacidad para el 2022 se situó en el 14 %.

Esta situación se agravo como consecuencia del accidente en la refinería de Amuay ocurrido el 24 de agosto de 2012, y hasta la fecha no se ha regresado a la operatividad que tenía esta refinería antes del accidente. En el año 2013, se intensifica la debacle de la operatividad del parque refinador venezolano hasta el año 2020 cuando se utiliza el 9.5 % de la capacidad de refinación (124 kBD). A partir de ese año, se inicia un repunte de la utilización, situándose en el 14 % en el 2022.

El balance de gasolina indica que a partir del año 2010, Venezuela inicia la importación de gasolina como consecuencia del deterioro del parque refinador quien no produce los requerimientos del mercado interno. La máxima demanda histórica de gasolina fue en el año 2009 con 300 kBD. Esta demanda ha venido decreciendo producto de la crisis económica - financiera por la que atraviesa el país, y la demanda actual se estima en 80 kBD. Ya no hay importación debido a que Venezuela perdió el crédito internacional, y se le hace difícil el trueque de crudo por gasolina, motivado a la baja producción de petróleo ya las limitaciones de intercambio por efecto de las sanciones. La situación del diésel es muy similar a la de la gasolina.

En resumen, la infraestructura de refinación en Venezuela está deteriorada. Con una capacidad nominal de 1.3 MBD de procesamiento, y solo esta operativa un 14 % de dicha capacidad. Lógicamente, habría que recuperar esa capacidad, al menos para suplir las necesidades del mercado interno y acabar con el calvario de la población venezolana en busca de combustibles claves e imprescindibles para el normal funcionamiento de las actividades cotidianas a nivel personal, empresarial y comercial.

En tal sentido, a la brevedad, es necesario someter a todas las refinerías a un programa de “revamping” (renovación, modernización) de toda su infraestructura o en el menor caso a un mantenimiento mayor.

Costo Estimado de la Crisis Electrica en Venezuela.

Cuotas OPEP en un Mercado Abierto y Competitivo

 Por: Nelson Hernández

• Una apertura al sector privado de la industria de los hidrocarburos venezolana conlleva a un escenario de no cuotas de producción, lo cual implicaría la salida de Venezuela de la OPEP.

La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) fue creada en 1960,   y reconocida por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) en 1962. Hoy, la OPEP está conformada por los siguientes 13 países: Angola, Argelia, Arabia Saudita , República del Congo, Emiratos Árabes Unidos, Gabón, Guinea Ecuatorial, Irán, Irak , Kuwait, Libia, Nigeria y Venezuela . (…en negrilla los miembros fundadores).

Estos países colaboran para regular la producción y los precios del petróleo a nivel mundial. Una de las herramientas que utilizan para lograr este objetivo son las cuotas de producción. Las cuotas de producción de la OPEP son asignaciones individuales de producción que se le otorgan a cada país miembro. Estas cuotas se establecen en función de varios factores, como las reservas de petróleo de cada país, su capacidad de producción, su consumo interno y su participación en el mercado internacional.

La gráfica a continuación muestra la producción de petróleo de los fundadores de OPEP en los últimos 57 años.

De todos los países fundadores, Venezuela es el único país que no pudo superar su producción de 1965 de 3,5 MBD (exceptuando el máximo histórico de 3,7 MBD en 1970). Lo contrario ocurrió con los demás países fundadores que aumentaron su producción con respecto al nivel de 1965, año en el cual Venezuela era el máximo productor. Dentro de ellos destaca Arabia Saudita, quien ha aumentado su producción con respecto al año base en 5.5 veces, situándose en el 2022 con 12.1 MBD.

Regresando al punto central de este documento, el objetivo principal de las cuotas de producción es mantener la estabilidad en el mercado petrolero y evitar fluctuaciones excesivas en los precios del petróleo. Si un país miembro de la OPEP produce más petróleo de lo asignado en su cuota, se considera una violación de las reglas y puede haber consecuencias, como multas o sanciones. (… hasta ahora se desconoce la aplicación oficial de estas multas o sanciones).

Por otra parte, las cuotas de producción de la OPEP también pueden ajustarse en respuesta a cambios en la demanda mundial de petróleo. Si la demanda es alta, la OPEP puede aumentar las cuotas de producción para garantizar un suministro adecuado. Por el contrario, si la demanda es baja, pueden reducir las cuotas para evitar un exceso de oferta y una caída en los precios. Este vaivén de bajar y subir producción es lo que se ha denominado “Paradoja OPEP”. Es un círculo de nunca acabar. Cuando bajan la producción, los países OPEP se benefician con mayores ingresos, pero se perjudica la economía del resto de los países por el aumento de la factura de petróleo, lo cual hace que la demanda baje, lo que conlleva a un aumento de producción por parte de OPEP, para bajar precio e incentivar la demanda…. y así continúa el ciclo. Es de señalar que en la medida que se avance en la transición energética, esta paradoja irá desapareciendo, ya que el mundo tendrá menos dependencia de los combustibles fósiles. Actualmente, existe una sobreoferta de petróleo a nivel mundial. La OPEP+ tiene alrededor de 4 MBD cerrados.

La primera aparición oficial de las cuotas OPEP, ocurrió en abril de 1982. La gráfica a anterior muestra la cuota máxima de producción OPEP para el período abril-82 a Nov-22.

En ese período la OPEP ha asignado   75 niveles (cuotas) de producción. Iniciando con 15.7 MBD para abril de 1982 y 25.4 MBD para noviembre 2022. (Nota: El eje de las abscisas corresponde a las secuencia de cuota, y no a la variable tiempo). En la misma gráfica, se muestra la participación de Venezuela en cada nivel. Desde enero de 2019, OPEP, no refleja cuotas para Venezuela. La última asignación fue de 6.84% del total a producir por OPEP, equivalente a 1.7 MBD.

Es importante destacar que las cuotas de producción de la OPEP han sido objeto de debate y críticas a lo largo de los años. Algunos países miembros pueden sentirse limitados por las cuotas y desear producir más petróleo para aumentar sus ingresos. Además, otros países productores de petróleo que no son miembros de la OPEP pueden no estar sujetos a estas cuotas y producir petróleo sin restricciones. Otro aspecto a destacar es que la producción de petróleo en países OPEP está en manos de sus respectivas empresas estatales, lo cual hace más viable el cumplimiento de las cuotas que si dicha producción estuviera en manos de empresas privadas.

A continuación algunos impactos en el inversionista, producto de las cuotas OPEP

• La asignación de cuotas de producción de la OPEP afecta las inversiones y asociaciones en el sector privado. Los países miembros de la OPEP suelen tener grandes reservas de petróleo, lo que los convierte en destinos atractivos para la inversión en exploración y producción. Las cuotas de producción pueden influir en las decisiones de inversión de las empresas privadas, ya que limitan la cantidad de petróleo que se puede extraer. Además, las empresas pueden establecer asociaciones con los países miembros de la OPEP para acceder a sus reservas de petróleo y participar en la producción.
• Es importante tener en cuenta que el cumplimiento de las cuotas de producción de la OPEP puede ser un desafío. Algunos países miembros pueden violar las cuotas asignadas y producir más de petróleo lo permitido. Esto puede afectar la estabilidad del mercado y generar tensiones entre los países miembros y el sector privado que cumple con las cuotas asignadas.
• Las cuotas de producción limitan la capacidad de las empresas para maximizar su producción y generar mayores ingresos. Algunos inversionistas pueden preferir evitar la volatilidad y la incertidumbre asociadas con las cuotas de la OPEP y optar por invertir en otros sectores o en compañías que no estén sujetas a estas restricciones. Cada inversionista evaluará los riesgos y beneficios potenciales antes de tomar decisiones de inversión.

En resumen, la asignación de cuotas de producción por parte de la OPEP tiene efectos no deseados por el inversionista privado, ya que altera su planificación de producción, creando incertidumbre para la recuperación de la inversión en el tiempo estipulado. 

La gráfica a continuación muestra un ejercicio hipotético de asignación de cuotas de producción de petróleo para los 10 primeros países con las mayores reservas de este hidrocarburo, aplicando la metodología de OPEP.

 

De acuerdo a los valores de reservas, producción y consumo de petróleo para el 2022, se determina la producción asignada y los volúmenes de exportación. Para el caso de Venezuela, la producción equitativa debería ser de 4737 kBD, es decir, 4000 kBD más a lo que hoy se produce . Es de destacar que por las condiciones actuales de deterioro de la industria de los hidrocarburos venezolana, luce cuesta arriba ese nivel de 4.7 MBD. A esto habría que agregarle los contratiempos asociados a la pérdida de mercados, y la “lucha” que tendría que librar con el resto de los países que deberían  ceder volúmenes de su producción para darle cabida al aumento de Venezuela y mantener una oferta de equilibrio – demanda. Lo contrario, podría originarse una “guerra de precios”, lo cual no beneficia a nadie.

Para este ejercicio, los países que deberían aumentar su producción son: Venezuela (4006 kBD), Irán (908), Canadá (123), USA (1245) y Libia (134). Los que deberían disminuir: A. Saudita (1403 kBD), Irak (461), Rusia (3674), Kuwait (301), E. Árabes (576).

 

Como corolario, tenemos que el mecanismo de asignación de producción de crudo de la OPEP dejo de tener la importancia de años anteriores. Muy pocos países pueden ajustarse al nivel de producción asignado, unos por razones técnicas de producción (Venezuela, Irán), otros por compromisos de ingresos de divisas (Angola, Nigeria) y otros por cumplir con los volúmenes de suministro que espera el mundo para equilibrar la oferta y la demanda de petróleo (Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes).

En el caso Venezuela, una apertura al sector privado de la industria de los hidrocarburos conlleva a un escenario de no cuotas de producción, lo cual implicaría la salida de Venezuela de la OPEP.

 

Es, hoy, el Petróleo Venezolano Competitivo?

Por: Nelson Hernández

La competitividad se define como la capacidad de poder suministrar un bien (producto o servicio) de una cierta calidad a un precio menor que el competidor. Conseguir ese precio está asociado a un conjunto de parámetros o factores que tienen características disimiles pero que la sumatoria de esas características individuales dan origen a la competitividad integral del bien o servicio.

Por ejemplo, si una empresa suministra un bien al mismo precio que la competencia, pero genera una mayor satisfacción en los consumidores, eso indica que la empresa tiene mayor competitividad. En tal sentido, la organización (incluyendo una región o país) con mayor competitividad irá ganando cuotas de mercado a expensas de empresas menos competitivas, si no existen deficiencias de mercado que lo impidan.

En lo atinente al petróleo, hoy el comodity más importante en los mercados financieros y económicos, su precio está asociado a diversos factores como los costos de producción, los impuestos (government take[1]), la oferta y la demanda, los conflictos geopolíticos, los desastres naturales y las políticas gubernamentales.

En tal sentido, la competitividad en petróleo se refiere a la capacidad de una empresa o país para desarrollar ventajas competitivas en la producción, comercialización y exportación de petróleo y sus derivados. Esto implica tener una infraestructura adecuada, recursos y tecnología avanzada, y un marco regulatorio favorable, entre otros factores. A mayor  competitividad mayor posición destacada en el mercado global del petróleo y por ende mejores resultados económicos.

El costo de producción y los impuestos del petróleo son factores importantes que se consideran en la competitividad del sector petrolero. Una empresa o país que tenga costos de producción más bajos y una carga tributaria más favorable tiene una ventaja competitiva sobre sus competidores. Sin embargo, también es importante tener en cuenta otros factores, como la calidad del petróleo producido, la infraestructura disponible, la tecnología utilizada y la regulación del mercado, entre otros. En resumen, la competitividad en el sector petrolero depende de una combinación de factores que influyen en la capacidad de una empresa o país para producir y comercializar petróleo de manera eficiente y rentable.

Para efecto de determinar la competitividad actual del petróleo venezolano, se ha tomado lo siguiente:

• Ocho (8) países representativos del universo petrolero, que contienen 1287 GB de reservas, equivalente al 74 % del total mundial
• Los tres (3) primeros productores mundiales de petróleo
• Cinco (5) países pertenecientes a la OPEP
• Los dos (2) países con mayores reservas de petróleo
• Dos (2) países que explotan petróleos extrapesados

La data a graficar para determinar la competitividad es: en el eje de las ordenadas el costo de producción y los impuestos, ambos expresados en $/B y en el eje de las abscisas las reservas acumuladas de esos 8 países, todo dentro de un grafico tipo Meko. Los resultados se muestran en las graficas a continuación.

 

El grafico de la competitividad en el costo de producción, indica que Venezuela no es competitiva con respecto a 5 países que poseen un volumen de reservas de 780 GB (45 % del total mundial). Más aun, 4 países presentan precios por debajo de la mitad del costo de producción de Venezuela. En este sentido, disminuir el costo de producción de Venezuela, se hace cuesta arriba. Pero alcanzando un costo de 4 $/B, sigue siendo no competitivo con 4 países que poseen 709 GB, equivalente al 41 % del total mundial. Es de aclarar que ese costo de Venezuela, obedece principalmente a características intrínsecas: La productividad de los pozos, en promedio de 200 BD; la madurez de los yacimientos (excluyen los extrapesados), donde el 90 %  tienen más de 60 años bajo explotación.

El grafico a continuación, se refiere a la competitividad en cuanto a los impuestos  que deben pagar los explotadores de petróleo al gobierno (government take). Exceptuando a Nigeria, el impuesto en Venezuela es el mayor dentro de los países bajo estudio. En otras palabras, Venezuela no es competitiva en cuanto a los impuestos aplicados a la industria petrolera. 983 GB (57 % del total mundial), son más competitivos que las reservas venezolanas de petróleo. En este caso, Venezuela si puede hacerse más competitiva, con el solo hecho de modificar hacia la baja los impuestos y la regalía. Lógicamente, el Estado recibiría menos ingresos, en un principio, pero permitiría mayores inversiones para producir más petróleo que compensarían la baja de ingresos con una mayor producción.

 

 

La grafica anterior muestra la combinación del costo de producción y los impuestos. De los países en estudio, solo Nigeria (29 $/B) es superior  a Venezuela que se sitúa en 27.6 $/B. En Venezuela el government take está compuesto principalmente por: Regalías del 33 %, Impuesto sobre la renta de 50 %, contribuciones especiales, participación en precios altos del petróleo, otros. Una reducción del 50 % del total de impuestos, pondría a Venezuela en un nivel de 18 $/B, muy similar al nivel de Rusia, y por debajo de USA, Nigeria y Canadá.

Como corolario podemos indicar que la vía expedita para obtener una mayor competitividad de la industria de los hidrocarburos venezolana es modificar hacia la baja los impuestos (government take). Esta acción les proporciona mayor  interés a los inversionistas al rendirles mayores beneficios sobre lo invertido.

El cambio de paradigma es:

Permitirle a los inversionista un mayor beneficio, implica mayores inversiones, y por ende mayores beneficios al Estado. Lo contrario, es frenar las inversiones que es lo que ha sucedido en Venezuela en los últimos 20 años.

 

  

ANEXO: Graficas complementarias

 

 

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[1] Government take: Es la participación del gobierno en el flujo de recursos asociado a un proyecto específico, normalmente expresado en términos porcentuales. En otras palabras, corresponde al precio que los inversionistas están dispuestos a ofrecer para obtener acceso exclusivo a los contratos de áreas de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Dicho ‘precio’ es determinado por las fuerzas del mercado a través de: i) la oferta de concesiones y áreas de contrato por los gobiernos y ii) la demanda por concesiones y áreas de contrato por parte de las empresas.