Francisco Monaldi: “Guyana tiene el diluyente que Venezuela necesita para el crudo extrapesado”

Por Andrés Rojas Jiménez y Alexander Uzcátegui

“Los refinadores de la Costa del Golfo en Estados Unidos  dicen que los rusos tomaron indirectamente buena parte del mercado que dejó Venezuela”, comenta el economista Francisco Monaldi, director del Programa de Energía para América Latina del Instituto Baker de la Universidad de Rice en Houston.
El experto en esta entrevista para Petroguía se refiere a lo que pudiera ocurrir tras la decisión de Estados Unidos de suspender la compra de petróleo a Rusia debido al conflicto bélico en Ucrania, menciona el rol que podrían tomar otros países productores en América Latina como Colombia y Guyana, y las perspectivas para la empresa Chevron en Venezuela.

-¿Hasta qué punto es cierto que Rusia aprovecho el mercado petrolero que dejó Venezuela debido a las sanciones?

-Cuando el sector petrolero de Venezuela es sancionado por el gobierno de Estados Unidos a principios de 2019, los rusos exportaban alrededor de 200.000 barriles diarios y luego que Venezuela desapareció del mercado estadounidense ellos fueron subiendo hasta llegar a los 700.000 barriles por día. Eso es una coincidencia importante.
Sin embargo, no fue exactamente el mismo mercado. Alrededor de la mitad de lo que enviaban los rusos iba a la Costa del Golfo de México de Estados Unidos, que era el mercado que recibía al crudo venezolano, pero otra parte iba a la costa este.  Además el crudo ruso no es exactamente competidor del venezolano, que es el tipo Merey 16 con una densidad inferior a 20° API, es decir, es un crudo pesado. El crudo ruso llamado Ural tiene  30° API por lo que es liviano. Aún con esa situación,  los refinadores de la Costa del Golfo dicen que los rusos tomaron indirectamente buena parte del mercado que dejó Venezuela.

-¿Qué peso tiene el petróleo ruso en la demanda de Estados Unidos?

-Es apenas el 3% de todo el petróleo que se consume en Estados Unidos y 10% del total de las exportaciones rusas. Antes del inicio del conflicto con Ucrania el pasado 24 de febrero, Rusia producía 11 millones de barriles diarios y exportaba 7 millones de barriles, de los cuales 10% iban a Estados Unidos.
El principal cliente de Rusia es Europa Occidental y el segundo es China. Estados Unidos es el cuarto. Por eso creo que a veces se exagera sobre lo que tiene que hacer Estados Unidos para cubrir el faltante del petróleo ruso. En realidad lo más importante para la administración de Joe Biden es lo que pasa en el mercado internacional. Por tanto, ante el hecho de que los rusos no exportarán más hacia Estados Unidos, surgen otros competidores que pasan a cubrir el mercado.  Nunca es barril por barril porque los crudos son diferentes, pero el mercado se rebalancea y se ajusta con el tiempo.
Ahora las refinerías de la Costa del Golfo tienen la dificultad de que están optimizadas o fueron diseñadas para procesar crudos pesados de Venezuela y México, porque se asumió que iban a ser los grandes proveedores en los años 80 y 90, pero la producción en ambos países cayó. Por tanto, en la actualidad países como Colombia, Ecuador y Brasil pueden cubrir la demanda de la Costa del Golfo.

-¿Qué ha ocurrido que no ha habido mayores incrementos de producción y exportación hacia Estados Unidos por parte de México y Colombia? El presidente de Colombia, Iván Duque, en su reciente encuentro con Joe Biden dijo que podía aumentar los suministros de crudo colombiano y que había mayor capacidad que en Venezuela.

-El presidente Duque dijo una cifras sobreestimadas sobre cuánto puede producir Colombia. Por el contrario, la producción viene cayendo desde que bajaron los precios del petróleo en 2014. Alcanzaron un pico de un millón de barriles y luego disminuyeron a 730.000 barriles diarios en 2021.
No se espera que Colombia suba rápidamente la producción, aunque este año puedan aumentar entre 30.000 y 40.000 barriles diarios en el año. Lo que sí es cierto es que el crudo Castilla de Colombia puede sustituir al Merey 16 de Venezuela.
Si Colombia, Ecuador y Brasil redirigen parte de su exportación de Asia a la Costa del Golfo, pueden proveer ese mercado que perdió Rusia en Estados Unidos. Los únicos dos países latinoamericanos que tienen potencial de subir la producción este año son Brasil y Guyana, que ya lo tenía planificado con la incorporación de nuevos campos.
Por el contrario, si el crudo ruso se dirige a China -que era el mercado que atendían Colombia, Ecuador y México - muchos de estos países pueden redirigir exportaciones hacia Estados Unidos, pero no serán actores relevantes en aportar los barriles necesarios para el mercado global.

-¿Cabe esperar que lo ocurrido en México con López Obrador se repita en Colombia ante el eventual triunfo de Gustavo Petro?

-Hay varios tipos de dirigentes de izquierda en América Latina y su interacción con el tema petrolero. El caso de Manuel López Obrador es como un nacionalista tradicional de los recursos naturales de los años 70 mientras que Gustavo Petro es más una variante formada por temas de cambio climático, pero también con un toque de la antipatía que siempre tuvo la izquierda radical colombiana contra el petróleo. Por ejemplo, tenemos al ELN que siempre se ha enfocado en querer acabar con la producción petrolera. En uno u otro caso vemos como en Colombia siempre ha habido una variante de izquierda muy anti petróleo, que es distinto a lo que ha pasado en Venezuela, donde la izquierda más bien ha apoyado estatizar la actividad petrolera o maximizar la renta a las empresas internacionales o expulsarlas, pero no quería acabar con la actividad.
En México, López Obrador exhibe una obsesión por la autarquía, es decir, no quiere depender de las importaciones de petróleo de Estados Unidos.  En el caso de Petro la antipatía es mucho mayor porque quiere literalmente acabar con la producción petrolera. Sin embargo, en la campaña ha sido un poco más pragmático, diciendo que lo que va a hacer es no otorgar nuevas licencias. Eso sería muy malo para Colombia porque tiene muy pocas reservas (2.000 millones de barriles), mientras Venezuela cuenta con más de 300.000 millones.
Colombia tiene que hacer mucha exploración y tiene que poder desarrollar los proyectos de shale (petróleo y gas en lutitas) para evitar que la producción caiga. Petro puede depender de los acontecimientos siendo un poco más pragmático con el carbón y sobre todo el petróleo, que son los minerales que él detesta. Ambos generan más de la mitad de las exportaciones de Colombia y los precios de ambos están altísimos.
Petro va a llegar al poder con una situación similar a la de Hugo Chávez cuando subieron los precios del petróleo y su capacidad de implementar programas sociales va a venir completamente del petróleo.

-¿Qué futuro puede tener Colombia como suplidor de petróleo de Estados Unidos?

-Con lo que sabemos de la geología colombiana a largo plazo no van a poder ser un país relevante.  Suponiendo que la crisis de Ucrania se extienda y Estados Unidos busque suministros en el hemisferio occidental, Colombia no es el país.
La Corte Constitucional ha prohibido el uso del petróleo no convencional.  Hay unos proyectos piloto en el río Magdalena con las empresas Exxonmobil y Ecopetrol que si salen bien, la Corte puede autorizar unas reglas para desarrollar otros yacimientos con la técnica de fracking o fractura hidráulica.
Es muy improbable que con Petro en el poder nada de eso tenga mucho desarrollo y las empresas internacionales van a ser muy cautelosas.  Incluso con López Obrador que llegó con mucho menos agresividad que Petro , ha quedado claro que no hay futuro para la industria petrolera privada en México.
Si Petro no logra convocar una Asamblea Constituyente y toma control de la Corte Constitucional, tendrá solo un período de cuatro años y tiene un Congreso en el que tiene una pequeña porción de su partido, por lo que el ataque contra la industria petrolera sería medianamente contenido.

-Si el gobierno de Estados Unidos le quita o reduce las restricciones que tiene la empresa Chevron en Venezuela,  ¿es factible que aumente la producción entre 400.000 y 500.000 barriles a corto plazo como señalan algunos analistas o representantes gremiales del sector?

-En el corto plazo es muy improbable. En los dos proyectos principales que tiene Chevron en Venezuela con las empresas mixtas Petroboscán y Petropiar, hay capacidad instalada e infraestructura para subir la producción en los próximos seis meses en 100.000 barriles diarios.
A largo plazo con el proyecto Carabobo podría subir muchísimo la producción si se hacen todas las inversiones y si la empresa toma el control de otros proyectos.
Sin embargo hay que hacerse la pregunta: ¿Se van a dar las condiciones para que Chevron esté dispuesto a hacer eso después de todos los problemas que han tenido operando en Venezuela?
Por otro lado,  se tendría que cambiar la Ley Orgánica de Hidrocarburos y que a Chevron se le permita control operativo de la empresa mixta, todo el proceso de procura y que asuma el control de los barriles que son parte de sus acciones. Tendría que haber una credibilidad a largo plazo en la política para que ellos hagan esa inversión.
Los precios hoy en día son tan altos que cualquier inversión que se pueda hacer, como por ejemplo perforar un pozo y conectarlo a una red ya existente, se paga muy rápido.
Veo relativamente fácil que ocurran inversiones de ese tipo como usar la capacidad instalada del proyecto Petropiar porque el riesgo es bajo.

-¿Es viable alguna modificación de la licencia a Chevron antes de junio de este año que es cuando se vence?

-Hay muchas especulaciones a raíz de la visita de Juan González y James Story a Venezuela para reunirse con Nicolás Maduro.  Desde hace tiempo se venía hablando no sólo de Chevron, sino de otras empresas internacionales a las que PDVSA les debe mucho dinero.  De los 600.000 barriles que puede exportar Venezuela, un tercio pertenecen a los socios “B” en empresas mixtas, sobre todo los que trabajan en la faja petrolífera del Orinoco.
Ahí se está acumulando una deuda muy importante, sobre todo en el caso de Chevron, que no le han pagado. Otras empresas a las que le deben dinero son ENI y Repsol con el proyecto de gas natural Perla, que está costa afuera en el estado Falcón. 
Se había pensado dar una licencia especial de la OFAC (Oficina de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro) a estas empresas para que pudieran tomar cargamentos y cobrar la deuda. Más recientemente - debido a los acontecimientos recientes como la guerra en Ucrania- se ha planteado dar licencias más amplias, que no serían para tomar solo algunos cargamentos, sino volver a algo parecido a la licencia original, que sí les permitía invertir y al mismo tomar sus cargas.

-Está Guyana donde Exxonmobil tiene estimado producir más de 300.000 barriles diarios a finales de año ¿Cree que ese país pueda ser considerado un suplidor seguro de Estados Unidos y al mismo tiempo una amenaza para Venezuela en el mediano plazo?

-Guyana es la gran apuesta junto con Brasil para aumentar la producción en el subcontinente y por supuesto Estados Unidos tiene allí un interés estratégico.
Las empresas que operan en Guyana son Exxonmobil, la china CNOOC y la canadiense Hess. Lo que han descubierto en Guyana es espectacular, puede llegar a producir 1,3 millones de barriles diarios con los yacimientos ya descubiertos , convirtiéndose en un jugador importante en el mercado petrolero mundial. Además es un petróleo liviano con una alta productividad por pozo.  Con estos precios altos, Exxonmobil y Guyana van a ganar mucho dinero.

-¿Cómo queda esa producción tomando en cuenta la reclamación de Venezuela por el territorio Esequibo?

-Venezuela tiene diferencias con Guyana por la reclamación en el Esequibo pero todos los pozos que ha perforado Exxonmobil son cercanos a la frontera con Surinam, en el este del bloque Stabroek  y no en la zona que Venezuela puede disputar como aguas territoriales.
A Venezuela le convendría tener una buena relación a largo plazo con Guyana porque son el complemento perfecto para nuestro crudo extrapesado.  Necesitamos diluyentes que podrían venir del crudo guyanés.  No lo vaticino porque las diferencias políticas pueden prevalecer, pero a largo plazo sería de interés para ambos países.