El Modelo Prepago para el Servicio Electrico Venezolano

VENEZUELA. Macro Acciones para una Matriz Energetica Sostenible

El Gas para la Recuperacion y Crecimiento de la Economia Venezolana

El Gas Para La Restitucion y Crecimiento de La Economia Venezolana by energia21 on Scribd

Economia Crudo Merey 16, Via Mezcla (FPO)

Podrá PDVSA aportarle algo al fisco venezolano en el 2018?

¿Podrá PDVSA aportarle algo al fisco venezolano en el 2018? by energia21 on Scribd

Venezuela. Un Estado Fallido (Alexander Guerrero)

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Venezuela. Potencial de Petroleo (parte 2, final)

Venezuela y su Potencial de Produccion de Petroleo

Que calidad de Servicios Quieren los Venezolanos (Electrico, Acueductos, Telecomunicaciones)

ELECTRICIDAD  

Que servicio electrico queremos los venezolanos from Nelson Hernandez

PREGUNTAS RELATIVAS AL SERVICIO ELÉCTRICO QUE DESEAMOS

Sobre la visión de largo plazo

¿Qué características debe tener el servicio eléctrico que Usted desearía para Venezuela en el largo plazo?

¿Se debe considerar al servicio eléctrico como un servicio público, estratégico y de seguridad nacional o como un bien/insumo necesario en una sociedad moderna y desarrollada?

¿Quién debe ser responsable del desarrollo armonioso del servicio eléctrico?

¿Debe ser el servicio eléctrico un monopolio del estado o debe ser abierto a la iniciativa y participación privada?

¿Pueden participar entes privados en cualquiera de las actividades del servicio eléctrico? o considera que alguna de esas actividades son reserva exclusiva del Estado?

¿Se debe promover la existencia de empresas regionales con capitales locales?

¿Consideraría válida la figura de administración de activos del estado por entes privados?

¿Las empresas de servicio eléctrico deben ser penalizadas por un mal servicio y los usuarios resarcidos por los perjuicios derivados de ese mal servicio?

¿Las empresas de servicio eléctrico tienen derecho a suspender el servicio a morosos y a tener una rentabilidad en concordancia con el riesgo del capital invertido?

¿Las tarifas del servicio eléctrico deberían solamente considerar, la remuneración del capital, la rentabilidad razonable, los costos eficientes,  el costo de oportunidad de la fuente de energía primaria y no reflejar ningún tipo de subsidios?

¿Los subsidios que el estado considere necesarios y aplicables deberían ser directos y considerados dentro del presupuesto nacional?

¿Los desarrollos de las energías limpias deberían estar subsidiados por el estado? o ¿Debería tener el estado políticas e incentivos fiscales para el desarrollo de estas energías limpias?

Sobre la transición

¿Cuáles son los temas prioritarios que se deben resolver para comenzar a recuperar el Sistema Eléctrico Nacional?

¿Usted considera que se debe eliminar de inmediato el Ministerio de Electricidad o el mismo debería permanecer hasta tanto se resuelvan los aspectos prioritarios de la crisis/emergencia eléctrica?

¿Usted considera necesaria una nueva ley eléctrica para abordar la solución de los problemas prioritarios del sector o considera conveniente y prudente no introducir nuevas complicaciones legales al inicio de la transición?

¿Cómo considera Usted se debería abordar el déficit financiero y la insostenible situación económica del SEN?

¿Debería la sociedad venezolana pagar y financiar pérdidas ocasionadas por empresas públicas deficitarias e insostenibles económicamente y con enormes excedentes burocráticos?

¿Permite la actual Ley del trabajo tener empresas de servicio eficientes competitivas y productivas o considera usted que para lograr esos objetivos es conveniente una relación laboral que se fundamente en contratos individuales de trabajo?

¿Está Usted en disposición de integrar equipos de trabajo para la recuperación del SEN?

ACUEDUCTOS y ALCANTARILLADOS

 

Que servicio de acueductos y alcantarillados queremos los venezolanos from Nelson Hernandez

TELECOMUNICACIONES

Que servicio de telecomunicaciones queremos los venezolanos from Nelson Hernandez

Factores y Tendencias en el Mercado Energetico

Juan Luis Martínez Bilbao

Marzo 2017


En los últimos 20 años se han venido registrando importantes cambios en el mercado energético, que en su conjunto han afectado a todas las fuentes de energía. El petróleo ha sido por varias décadas la primera fuente de energía primaria en el mundo; hasta la década de 1960 - 1970 la demanda global de energía se abastecía en casi un 50% a partir del petróleo. A pesar de haber mantenido su crecimiento en cuanto a volumen, la aceleración de la demanda energética, aunada a factores de carácter económico, estratégico y tecnológico, ha hecho que su participación haya ido disminuyendo en favor de otras fuentes de energía como las renovables y el gas natural.

A pesar de estos cambios, el petróleo aun predomina, a nivel mundial, como fuente primaria de energía; desde 2003 hasta 2016 la producción ha pasado de 78 a 97 millones de barriles diarios. Sin embargo, es necesario indicar que dentro del contexto petrolero, también se han registrado cambios significativos. Siendo el principal de ellos el impactante desarrollo de la explotación mediante tecnología de “fracturamiento” o fracking, necesaria para extraer petróleo y gas natural de formaciones rocosas a base de lutitas o esquisto (shale oil y shale gas), y que no fue hasta hace unos 10 años que ha podido ser aplicada con excelentes resultados comerciales, especialmente en Estados Unidos. Por otra parte, existen importantes reservas de petróleo y gas de lutitas, y se han descubierto nuevos yacimientos de gas y petróleo convencional en varias regiones, lo cual confirma que el predominio de los países tradicionalmente productores de petróleo, como los integrantes de la OPEP, así como Rusia, Méjico, Canadá, etc. enfrentan una fuerte competencia como exportadores de crudo.

Estos cambios en el negocio petrolero se unen ahora a un conjunto de tendencias que se pueden agrupar en dos grandes bloques. El primero viene dado por la creciente preocupación y la demostración de los efectos de la emisión de gases de efecto invernadero, a los que se atribuye un importante peso sobre el calentamiento global. Este factor está generando mundialmente una serie de compromisos, que aun cuando en el corto plazo puedan encontrar escollos de carácter político, como los pronunciamientos del actual gobierno de Estados Unidos, cada vez gana más adeptos en pro de la reducción de las emisiones del uso de combustibles fósiles, estimándose que a mediano plazo dichos compromisos generen fuertes estímulos al desarrollo y uso de fuentes energéticas alternativas, así como al desplazamiento en primer término del carbón para generación eléctrica, y paulatinamente una reducción más acelerada de la participación del petróleo en la matriz energética global. El segundo factor, cuyo peso es igualmente significativo, es el factor político – estratégico que denominamos “seguridad energética”. Este factor es de extrema importancia para todos los países desarrollados y para otros países superpoblados y con elevadas tasas de crecimiento económico como China e India, que buscan una menor dependencia del uso de petróleo importado y tienen como objetivo asegurar el abastecimiento energético interno necesario para su crecimiento y manejo de contingencias.

Las proyecciones de varias entidades especializadas indican el aumento progresivo de la eficiencia, tanto en la generación como en el uso de la energía, así como el desplazamiento paulatino del carbón y del petróleo en la matriz energética global. Por otra parte, la nueva estructura en la oferta de petróleo hace prever que a nivel de precios, excepto por razones puntuales o coyunturales, no se registrarán cambios significativos en el mediano plazo, y la competencia por conservar mercados va a predominar sobre los controles de precios que tradicionalmente se llevaban a cabo mediante acuerdos entre productores para restringir los niveles de oferta.
En este contexto tenemos a Venezuela, ahora en precarias condiciones económicas y con una industria petrolera muy afectada por el deterioro de sus operaciones, su infraestructura y sus mercados.

Venezuela enfrenta un conjunto de retos que en el corto plazo exigen una recuperación acelerada de las operaciones de su industria petrolera, así como instrumentar cambios profundos en su marco jurídico y fiscal que le permitan en el mediano plazo, no solo levantar su producción y rescatar mercados, sino además lograr diversificar su economía para hacer sostenible el crecimiento y el bienestar a largo plazo. Tal como lo plantea el Ing. Nelson Hernández: “"...lo que sí es cierto es que el petróleo no va a ser nunca más la base solida para un desarrollo prolongado de Venezuela; hay que buscar otras opciones, otras alternativas de generar riqueza, pero generar riqueza desde el punto de vista del trabajo, no desde el punto de vista del rentismo..."

Factores y tendencia en el mercado energetico (juan l martinez) from Nelson Hernandez

Tiene Venezuela Futuro como pais petrolero?

Alcasa: Arruinada por la "revolución"

DAMIÁN PRAT C

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Los anuncios de la "V Línea" de 2002 y de "laminar 120 mil toneladas en 2017" quedaron fríos. Solo se producen 18 mil de aluminio primario mientras la paralización es casi total

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Alcasa, la planta pionera del aluminio en Venezuela, en todo 2016 produjo unas míseras 18 mil toneladas de aluminio cuando en sus tiempos normales, antes de la destrucción roja, producía 200 mil toneladas/año, superando incluso su capacidad instalada de 195 mil tons/año.

Para producir aluminio, Alcasa tenía 580 celdas en cuatro líneas. Hoy apenas cuenta con 50 celdas activas entre las líneas III y IV que entre ambas tienen 386. Es decir, tiene 50 funcionando y 336 dañadas.

Las celdas es donde se hace la "reducción electrolítica" que transforma ­electricidad mediante­ la alúmina en aluminio. Alcasa cuenta con dos laminadores, uno "en caliente" llamado el Clesim Cosin para el trabajo grueso y otro para el producto final, en frío, denominado el Davey McKee con capacidad teórica para hasta más de 100 mil toneladas /año del producto en diferentes tipos de lámina delgada enrollada en bobinas de 600 kilos.

Alcasa producía unas 30 mil tons/año de laminados, cuyo valor en el mercado en sensiblemente mejor que el del aluminio primario. La Alcasa conducida por la "robolución" produjo entre 2015 y 2016 ­sumando ambos años­ 9 mil 450 tons. de Laminados. Y en los dos primeros meses de este 2017, sumó... ¡15 toneladas! El precio del aluminio fluctúa ­parecido al del petróleo­ usando como marcador el LME de Londres. En los últimos 14 años ha estado entre 1.800 y 2.600 dólares la tonelada.

La cifra de $ 2 mil quizás sea un promedio correcto.

En algún momento de "picos" llegó a 3 mil y 3 mil 200 dólares la tonelada, pero no es lo más común.

En los años 90 llegó a bajar a 1.400 dólares la tonelada, lo cual supuso una severa crisis en la industria mundial de ese metal.

Aquel período también golpeó a la industria del aluminio en Venezuela y sin embargo, las dos estatales, Venalum y Alcasa, nunca bajaron su producción sumada de unas 630 mil tons/año.

La industria nacional transformadora ­unas 60 empresas medianas y/o grandes en su mayoría de inversión privada­ nunca sufrió por falta de suministros y los mercados compradores del aluminio venezolano en el exterior tuvieron suplidor confiable. Los dólares de esas exportaciones ingresaban a la economía venezolana.

En éstos "tiempos de revolución" la producción de ambas ha caído dramáticamente. En 2015 y 2016, el aluminio sumado de Alcasa y Venalum no llega a 140 mil tons/año.

MENOS PATRIA
La Alcasa de hoy apenas produce aluminio y ­por ende­ apenas lamina el metal. De sus 596 celdas de otrora y de las 380 con las que en teoría cuenta hoy, tras desmantelar en 2010 las Líneas I y II, en 2016 cerró con apenas 50 activas.

La Alcasa de hoy ya no e s un suplidor para la industria nacional transformadora.

Como tampoco lo es Venalum. De las 60 empresas transformadoras establecidas en diversas regiones del país, más de la mitad han cerrado y las demás están reducidas a no mucho más de "modo sobrevivencia".

Toda esa cadena productiva generadora de varias decenas de miles de empleos productivos ha quedado hecha polvo.

Para inicios del siglo XXI había mucho que mejorar en la industria integrada del aluminio. Más valor agregado, más transformación y más y mejores productos de exportación para traer divisas mientras se creaban buenos empleos y nos hacíamos más independientes.

El "legado" fue justo al contrario: retrocedimos y muy feo. De país autosuficiente y exportador pasamos a ser dependientes, marginalmente productores de aluminio primario, con apenas rasguños de exportación y casi nula transformación nacional en productos finales de aluminio de alto valor agregado.

CUENTOS Y COBAS
A finales de febrero, el repitiente presidente de Alcasa anuncia que "en 2017 Alcasa producirá 120 mil toneladas de laminados".

"¿Cómo podremos laminar 120 mil toneladas si apenas estamos produciendo 18 mil de aluminio primario"?, nos comentó, en forma de pregunta, un grupo de trabajadores alcasianos de Fundición y Laminación.

Es fácil comprender que solo se puede laminar el aluminio que se ha producido previamente.

"Cerramos 2016 con apenas 50 celdas activas y al culminar febrero seguimos igual", explican aunque el presidente de la empresa alardea que "hemos incorporado 5 nuevas celdas". De ser cierto, sería un aumento de... ¡1%!, en capacidad de producción.

Además, en septiembre de 2014, hace 30 meses, Alcasa tenía 68 celdas activas -lo que ya era un desastre-, el 17% de las celdas de sus Líneas III y IV. Hoy está peor: su tope de producción sería 12%.

Un reportaje nuestro en TalCual de finales de 2014 muestra un recuento: "En 2010, Alcasa cayó a poco más de 90 mil tons/año de aluminio líquido. En 2011 el declive se "profundizó" y se produjeron solamente 70 mil, para caer a 56 mil en 2012 y a 43 mil en 2013".

Como vemos, los "tiempos de revolución" han sido de ruina y caída libre hasta llegar a las 18 mil de 2016...y lo que sigue. Ciertamente, el primer bimestre 2017 de Alcasa es continuación del desastre de 2016. Apenas van, en dos meses, poco más de dos mil toneladas de aluminio primario que era lo que Alcasa lograba en cuatro días antes de la "profundización de la revolución".

COBAS NUEVAS
Los "anuncios" grandilocuentes pero falaces no son nuevos. En 2011 Chávez aprobó un convenio con la transnacional de China Chalieco para usar (en realidad endeudar más a Venezuela) 403 millones de dólares del Fondo Chino para "reconstruir 100 celdas y hacer una planta extrusora", es decir, una planta que transformara -según el anuncio complementario del ministro Ricardo Menéndez y del que en pocos meses sería el nuevo presidente de Alcasa, Ángel Marcano-, 40 mil toneladas de aluminio en similar cantidad de perfi les de aluminio para la industria de la construcción.

"Vamos a alcanzar la gloria", dijo Marcano.

"Ahora seremos una potencia. En 2014 lograremos incorporar 30 celdas por mes. Con la extrusora, Alcasa ganará mucho dinero". Pero las celdas jamás se reconstruyeron. Solo 4 de las 100 entraron en servicio aunque se gastó un dineral en cascos de celdas compradas a empresas de China, mientras se importaba aluminio desde la "transnacional del imperio" Alcoa.

La extrusora ­subcontratada por los chinos a transnacionales de Francia e Italia­ fue "inaugurada" cinco veces entre 2013 y 2014 para eventos electorales, hasta que entró en servicio pero jamás alcanzó más del 5% de su capacidad. 590 toneladas en 2016 y cero en lo que va de 2017.

A mediados de 2016 Marcano anunció que cerrarían 2017 con 108 celdas activas y el laminador activo con 10 mil toneladas.

Solo se laminaron 4 mil toneladas y con 50 celdas se produjeron 18 mil tons. de aluminio.

Ya no mencionan a la extrusora sino al "nuevo laminador chino" al que bautizaron "Hugo Chávez" y prometen que con él sí se "alcanzará la gloría".

Atrás, muy atrás en el olvido, quedó la "piedra fundacional" del proyecto V Línea de 2002 con el que Alcasa se modernizaría elevando su capacidad a 450 mil tons/año de aluminio y transformándose en una planta de alta productividad y rentabilidad.

La valla sobre el "peladero" con el rostro de Chávez (que hizo el anuncio y la promesa junto al entonces presidente de CVG, general Rangel Gómez) estuvo allí hasta 2010 cuando el óxido la hizo caer. Jamás se construyó la V Línea.

Sepultado en el olvido también quedó el plan "control obrero y cogestión" de 2006. Y el Plan Guayana Socialista 2009-2019.

Aunque muchos creen que el que sí se ejecutó fue el "Plan de los Destructores de Guayana" el de arruinar lo que se había avanzado en soberanía nacional productiva.

A Venezuela, la dejo el autobus PETROLERO

Futuro inmediato de la industria petrolera venezolana

La Seguridad Alimentaria, Un Problema Individual Con Implicaciones Globales

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Evaluacion Economica Perforacion - Rehabilitacion Pozos de Petroleo (Economic Evaluation Drilling Oil Wells)

Nelson Hernandez

El inicio y la continuidad de la producción de petroleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos petroleros. A tal efecto, es clave conocer la factibilidad económica de estas actividades, ya que de esto dependerá que exista Industria de los hidrocarburos (petroleo + gas).

La gráfica a continuación muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos.

El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más importantes a los que se enfrenta la industria petrolera debido a la diversidad de problemas que  se presentan en los pozos dependiendo de sus características, las propiedades de los fluidos que son producidos y las propiedades de la formación productora. Un mal manejo gerencial de esta problemática, conlleva directamente a una pérdida del potencial de producción, afectando la economía del negocio.

El termino reparación o rehabilitación se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación de un pozo es un proceso que se lleva a cabo después de la perforación y su  terminación, que en conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la formación productora con la superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo.

Los problemas de productividad que se pueden presentar se clasifican en: imputables al pozo per se; imputables al yacimiento e inherentes a fenómenos fisicoquímicos. Por otra parte, las reparaciones se pueden agrupar en:

Reparaciones menores: Se enfocan en aspectos mecánicos del pozo sin tener una interacción con el yacimiento al realizar la operación. Dentro de estas: cambio de bombas, empacaduras, cabezal, válvulas, tuberías dañadas, motores, balancines, cabillas, etc. Generalmente, el uso de una guaya (wireline) adosada a un motor es suficiente para realizar el trabajo.

Reparaciones mayores: Se realizan en  la vecindad interna del pozo teniendo interacción con el yacimiento. Estas operaciones tienen mayores riesgos por lo que es recomendable analizar de forma correcta el comportamiento de cualquier agente externo que se requiera que interactué con los fluidos del yacimiento. Dentro de estas, se mencionan: Cambio de la tubería de producción, poner a producir una nueva zona del yacimiento, acidificación, fracturamiento, taponamiento  y abandono de una zona productora.

La parte económica de la rehabilitación de pozos, puede ser determinada en el modelo (... que puede bajar a su computadora) que puede acceder en el siguiente link:

LINK 1

Dicho modelo permite que usted pueda crear su escenario de análisis: Si es un pozo de petroleo o gas; si es horizontal o vertical; si produce un volumen determinado; cual regalia o impuestos debe pagar, etc, etc.

Al final el modelo le indica cual debe ser el precio de venta de ese hidrocarburo obtenido del pozo  para tener un TIR del negocio. 

Mas información en: 

LINK 2

¿OPEP: ¿Volvemos a los precios políticos del petroleo?

¿OPEP: ¿Volvemos a los precios políticos del petroleo?

¿Cual sería la prima de riesgo a pagar encima del precio?

Una y otra interrogante frente a la otra, Venezuela ni gana ni pierde, su juego suma cero.

Alexander Guerrero E

En los últimos dias a 164os los precios del petroleo cayeron con Fuerza, para luego alcanzar un punto de equilibrio entre 40 y 50 dólares por barril, el mercado petrolera estaba reaccionando ante un fuerte shock de oferta generado por dos eventos, uno político corriendo con Venezuela con na agenda de “diversificar” sus mercados y un discurso político donde se proponía abandonar el mercado americano por el chino, aunque económicamente no tenía sentido, después de todo el petroleo es un fungible commodities, la seguridad energética no depende tanto de quién provea el petroleo, sino de la seguridad con que el mercado este ofertado y que los precios no sean políticamente manipulados como ocurría con la contracción de los volúmenes de producción de la OPEP, mecanismo político que nunca fue realmente efectivo, excepto en periodos de perturbaciones políticas.

De la venta de CITGO a la corrupción chino-venezolana. Por esa via el gobierno se propuso a vender los activos petroleros en USA y al cabo de pocos años la oferta petrolera venezolana a USA cayo de 1.7 millones b/d a exportaciones entre 350 y 750 mil B/D a la fecha, abriendo un importante espacio para que aparecieran otros proveedores, en este caso, el petroleo de lutitas. La pérdida de mercado americano no fue compensada por demanda china, esta fue realmente una decisión sin contenido económico, pero estimulada por la corrupción que luego aparecería en todos los acuerdos petroleros -y otros- con los chinos, empresas chinas, creando se una mafia binacional petrolera, donde no sabías cual de los dos grupos era más depredador, el chino o el venezolano.  

Este es el segundo factor dado la caída en el costo marginal de producir petróleo de lutitas, fenómeno que produjo un boom en cinco años de 5 millones de BD. La reacción de los grandes productores de petroleo en la OPEP fue hacer lo contrario que hacían siempre, en lugar de reducir la producción la aumentaron con lo cual dejaban al mercado que el precio en caída sacara de producción a los productores del lutitas (fracking). Estos mostraron una flexibilidad en costos dado el modelo de negocio dirigida reducir costos y así ocurrió los precios continuaron cayendo, pero los lutitas continuaron produciendo hasta que el mercado retiro apenas el 10% de la producción -cerca de 600 mil BD- ofertada en los USA.

La estrategia saudita era de doble filo, uno no perder su mercado reduciendo precios y aumentando producción y otra en un cierto equilibrio empujar los lulitas a bajar la producción y eventualmente a cerrar. Sin embargo, esa estrategia si bien mantenía el mercado saudita satisfecho, los precios bajos afectaban sus cuentas fiscales, finalmente dieron muestras de cansancio y volvieron al esquema de recortar producción, lo cual en cualquier caso enfrente los mismos demonios dejados ahora en reverso porque el aumento de los precios podría incrementar los lutitas, y volver la historia aun precio de equilibrio de 45-50 dólares barril, siendo esto no suficiente fiscalmente hablando.

Arabia Saudita, Irán, Irak EAU atrapados en la asimetría que da un país petrolero donde la renta es toda fiscal y una capacidad de producción elevada, lo que al parecer la dirigencia saudita conoce bien, y por ello se ha lanzado en un esquema de apertura de la propiedad de su mayor empresa petrolera para conseguir los fondos en el mercado al mismo tiempo que no tendría que desviar fondos al presupuesto y restarlos de la estrategia de control de mercado que AS ahora buscaría como el mayor proveedor del mundo. Así llega el preacuerdo de mantener la producción de la OPEP en un techo entre 32.5 y 33 millones de barriles diarios, unos 700 mil barriles menos de los que estaría actualmente produciendo el club OPEP. Sin embargo, el mayor recorte se produciría en AS, Irak y EAU. De cualquier manera, el acuerdo nos devuelve a una vieja historia, al viejo modelo de sostener precios políticos ajustando la oferta de petroleo dentro de la OPEP a sus necesidades fiscales, absorbiendo renta petrolera a altos precios, el circulo letal que ha destruido e impedido de progresar a países petroleros, entre ellos Venezuela.

El acuerdo en la OPEP, en teoría, podría llevar el precio de equilibrio al ritmo de dos restricciones básicas. La primera, el precio que se corresponde con el mayor ingreso fiscal, - o que lo levante en alguna manera- bajo el supuesto que este -precio del petroleo por acuerdo establezca un límite la producción y compensa la caída del ingreso petrolero -renta por una menor producción. De esta manera, los grandes productores allí, del Medio Oriente, AS, Irak, EAU, se disponen a “redistribuir” renta petrolera a aquellos países que, por razones propias de sus esquemas de captura de renta y funcionamiento de sus regímenes económicas -de fuerte control de precios y mercados- recuperen algo de ingreso fiscal, y devuelva el liderazgo a AS en caso que las condiciones en el mercado petroleo cambian a favor.

Este es un obvio cambio en la narrativa petrolera de Arabia Saudita, el cual después de todo no tendría que ser contrario, sino complementario en el corto plazo que le permita volver con la tesis de dejar que los mercados decidan sobre precios. El impacto marginal por limites a sus volúmenes de producción, en sus ingresos será mayor que en la caída del ingreso marginal por cada barril de petroleo en los países cuya producción se acerca al límite acordado.

Este es el equilibrio del diablo, porque cada barril de petroleo en exceso en el mercado, que puede ser retirado por la OPEP al mismo tiempo podría ser tomado por países productores no miembros de la OPEP -Rusia por ej.-  empresas y países donde los incentivos para producir los canta el mercado en función del ingreso -no confundir con renta- generado maximizando beneficios.
Debe quedar claro esta relación de beneficio reposa sobre la estructura de propiedad privada y no por el crecimiento de renta petrolera de naturaleza fiscal via precios visto que la propiedad sobre el recurso/commodities no priva sobre sus economías ya que el poder de mercado emerge por via política en manos de Ya organización constituida por sus benefactores fiscales.
Esta asimetría pende del cumplimiento del acuerdo por cada gobierno lo cual es posible desactivando sin romper el acuerdo bajo la conocida "clausula cheating" que está presente de facto bajo las condiciones especiales que brida la propiedad estatal y de un recurso que es maximizado fiscalmente lo cual en el mediano plazo lo pude enviar al mismísimo demonio.

Expresado, en otros términos, las condiciones iniciales estarían dadas, no solo por el cumplimiento dentro de la OPEP, sino que en la contraparte no estatal en el mercado no OPEP no incentive sus economías tomando ventaja del mercado contraído por la manipulación política de los volúmenes de producción, sino reduciendo el costo marginal en cierto punto.
Los atenuantes del acuerdo sin embargo están fuera de la OPEP y se expresan en las dificultades económicas y financieras de las grandes corporaciones petroleras duramente golpeadas por la caída fe los precios. 

El balance sin embargo, es más complejo porque esas grandes empresas no están en el mercado por otros incentivos que maximizar ganancias, por lo que reducir producción, solo sería una alternativa si ese barril no producido implica una relación de pérdidas/ganancias positiva en condiciones de retirar petroleo del mercado y crecer ganancia bajo la misma simetrías de intereses dentro de la OPEP, en este caso bajo el incentivo de la "renta monopólica" o cartelizados en las grandes empresas, fenómeno que funciona sin embargo automáticamente con la contracción de la producción OPEP.  El nivel de oferta de petroleo en el mercado y la cantidad de oferentes, así como la diversidad de costos han flexibilizado aún más la fungibilidad del commodity con lo cual la cartelización es imposible en el mercado mundial dominado por la oferta privada.

El análisis relatado arriba no es nuevo, sin embargo, el mercado petrolero hoy es distinto en su estructura ya que la oferta de petroleo en estructuras de negocios más rentables porque sus costos operativos son estructuralmente menores, marginalmente hablando, sentirán el impacto del incentivo de tomar ganancia por cada barril puesto en un mercado donde los precios más altos llegaron de la mano por contracción de su producción OPEP. Este es el punto de equilibrio, el cual depende asimétricamente de dos incentivos, ingreso fiscal y las economías por maximización de beneficio en un mercado no homogéneo en términos institucionales y políticos. Apostar por una punta u otra no es sencillo, dependerá del ingreso marginal por cada barril adicional llevado al mercado por el nuevo precio inducido por la OPEP, que beneficie a” productores independientes" particularmente el petroleo de fuentes no convencionales, lutitas por ejemplo y otros, quien como en bodega de vino mantienen petroleo a producir con costos menores que el precio que pudiera generarse como noticia en el mercado; es el caso de los sale oís.

La reacción de los lutitas. La empresa petrolera independiente, las que operan en los lulitas, ya se montaron en el tren de la OPEP y se cubren el riesgo de precios bajos con presión al alza, en una apuesta que ya se extiende para todo el año 2017, así lo reportan Morga Stanley, Paribas, a principios de semana. Así el deseo de cubrirse – mirando hacia flujos de caja futuros el futuro en vista a los “nuevos” precios impactara un rápido crecimiento en la producción de petróleo en USA y de esta manera compensaría el nivel de oferta OPEP que se quedara en los pozos cuando se materialice el recorte.

Los petróleos de lutitas, tomaran es nuevos ingresos para financiar nuevos taladros según apunta, Morgan Stanley, el incremento de la producción en el 2017 sería mayor a la observada en los últimos dos años. De hecho, el alza en los futuros la semana pasada en 4 dólares y que al parecer tomo de sorpresa al mercado, monta al acuerdo OPEP sobre algunas dudas, dado que la reacción de los petróleos de lulita en compensar la producción será leída por los consumidores como positivo porque arrastra a un nuevo punto de equilibrio los precios, los cuales no tendrían entonces que ir arriba de 50, una especie de equilibrio el diablo,

Arabia Saudita en autos de estas reacciones de los petroleo de lutitas apunta que el precio de equilibrio crecería hacia 50 dólares, con lo cual se apuesta que el mercado simplemente no podrá detener el crecimiento de la producción americana cuya reacción es inmediata respecto a la de los países de la OPEP que entre la decisión y la realización del recorte se llevaran semanas, y largas discusiones en materia fiscal con las empresas petroleras cuya reacción es más lenta, en una dirección y también en bajada.

Los tiempos cuentan mucho porque en el mediano plazo podría romper el acuerdo OPEP para aprovechar el alza y producir más, lo cual rompería el equilibrio amasado por sauditas y la razón por la cual ahora les llego el tiempo para cambiar de política, según los viejos criterios OPEP. Arabia Saudita y Venezuela en los dos extremos, serían los más perjudicados. Mientras tanto las empresas de los lulitas ya llenaron de demanda por dinero a los mayores bancos que en USA participan de ese negocio. ¡

¡La cobertura de esos riesgos no espera un minuto!  La capacidad y velocidad competitivo de los lutitas es impresionante, el mercado se mueve más lento, lo cual es un componente importante del modelo de negocio de esta producción donde el inversionista invierte para ganar, tomando ventaja sobre lo que ocurre con las empresas petroleras de los países de la OPEP donde la apuesta es fiscal, es la asimetría que siempre hemos acotado y que limita sobremanera la función de reacción de losswing producers de la OPEP.\, el juego perverso entre regalías e impuestos y la corrupción.

Ese juego financiero no lo podrá utilizar Venezuela cuyas restricciones industriales en la industria viene en ambos sentidos, limites para crecer y limites para recortas, pero aun peor porque el trayecto que PDVSA recorre es un horizonte de menor producción. El síndrome Pertamina de nuevo, saco a Indonesia del mercado de exportadores hace unos años.

¿Y Venezuela que tiene que dar o recibir en el acuerdo? Desafortunadamente nada, excepto unos dólares por encima de los actuales precios en un entorno industrial donde la producción cae constantemente. La política petrolera de colocar la industria petrolera venezolana en las condiciones de enclave, como lo diseñaron los ideólogos de la revolución, no permite ganar si el precio sube porque no hay capacidad para expandir la producción, en todo caso la producción seguirá bajando y los costos continuaran subiendo, lo cual seguirá agravando la situación financiera y económica de PDVSA exhibida en la mecánica del canje de bonos, donde sus niveles de iliquidez alcanzan el extremo, en una operación de canje de un activo en operación por una deuda cuyos fondos obtenido entonces, nadie sabe dónde fueron a parar.

El grado de descapitalización de PDVSA no solo abarca la producción de petroleo a su cargo, sino que afectado seriamente las economías de las empresas mixtas y los intereses de sus socios, que producen algo más de 1 millón de barriles por día; además del default sobre empresas de servicio sin las cuales el petroleo no fluye. Venezuela perdió por ello su rol de productor marginal dentro de la OPEP, su producción ha caída en una tercera parte en diez años. 

Economia Rehabilitacion Pozos Petroleros (Economic Rehabilitation Oil Wells)

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Venezuela. Costo de La Crisis Electrica

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Venezuela. PIB No Petrolero y El Consumo de Energia a Futuro

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