Pdvsa busca apoyo de socios privados para Mariscal Sucre

Rosneft ya acordó participar en la explotación de gas y condensados

Pdvsa requiere más gas natural para la generación termoeléctrica, y así poder reducir el consumo de combustibles líquidos en el país 

 

ERNESTO J. TOVAR

La producción de gas natural en Venezuela sigue esperando por el despegue de los proyectos costa afuera Rafael Urdaneta, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana en Falcón, Sucre y Delta Amacuro, respectivamente, para aprovechar las importantes reservas de gas disponibles en todo el país (calculadas en 197 TCF o billones de pies cúbicos) y así poder alimentar el mercado interno de hidrocarburos y pensar en la exportación tanto de gas licuado como de líquidos del gas natural.

Petróleos de Venezuela, con urgencias para aumentar el suministro de gas al mercado interno que permita disminuir tanto el déficit de gas como el alto consumo de combustibles líquidos (gasolina y diesel, fundamentalmente), está abierta a la incorporación de socios privados (mediante el pago de un bono de entrada) al proyecto Mariscal Sucre, que le permitan afrontar las próximas inversiones al compartir parte del capital accionario del proyecto.

Mariscal Sucre está compuesto por los campos Patao, Mejillones, Río Caribe y Dragón, y cuenta con 14,3 TCF en reservas de gas. Se prevé que alcance un tope de producción de 1.250 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 27 mil barriles diarios de condensados del gas natural alrededor del año 2017.

Los primeros campos que se esperaba entraran en producción para el cierre de 2013 fueron Patao y Dragón. Pdvsa reiteró varias veces el año pasado que se alcanzaría un volumen de 300 mmpcd de producción de gas en una primera fase, utilizando el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez, que recorre áreas desde Anaco hasta Cumaná y la península de Paria.

Pdvsa ha conducido el desarrollo de Mariscal Sucre con varios escollos y contratiempos, al menos durante el último lustro. Varias empresas transnacionales del sector petrolero y gasífero han declinado participar en el proyecto por su poco atractivo en su primera fase, pues los campos Patao y Dragón tienen gas seco que se destinará al mercado interno por decisión de Pdvsa, con precios altamente subsidiados.

Pero los otros dos campos a incorporarse en la segunda fase, Río Caribe y Mejillones, tienen gas con líquidos (butano, propano, etano), que se cotizan a precios similares a los del petróleo y no están sujetos a cuotas dentro de la OPEP, por ejemplo; o que también pueden emplearse en la industria petroquímica.

Para esa segunda fase Pdvsa ya cuenta con la rusa Rosneft, con la cual se acordó que se sumen 600 millones de pies cúbicos de gas natural (adicionales a los 300 millones iniciales), pero además con la extracción de 20 mil barriles diarios de condensados, según cálculos de la estatal. Esta segunda fase debe estar operativa para el año 2017.

En 2012 se calculó que todo el proyecto tendría un costo de 3.200 millones de dólares. Ante el tamaño de los costos, que incluyen varias exploraciones y certificaciones de las reservas en Mariscal Sucre, Pdvsa ha realizado varios acercamientos con empresas transnacionales como la China National Offshore Oil Corporation (Cnooc), con la cual se firmó un memorando de entendimiento para que participara en Mariscal Sucre.

La estatal también ha buscado mecanismos como la explotación de condensados para financiarse, no solo en Mariscal Sucre, sino también en Rafael Urdaneta en Paraguaná.

En este proyecto gasífero en Falcón acompañan a Pdvsa las empresas ENI de Italia y Repsol de España, para la explotación del pozo Perla 3X, ubicado en el bloque Cardón IV.

En particular Pdvsa y ENI acordaron crear una empresa mixta que se encargue de explotar los condensados del gas natural presentes en las costas de Falcón, que pueden alcanzar hasta 37 mil barriles por día. Se calcula que Rafael Urdaneta cuenta con 182 millones de barriles de condensados en reservas.

En agosto de 2013 el ministro de Petróleo, Rafael Ramírez, dijo que esta empresa de condensados es una vía de financiamiento para apalancar la producción gasífera en el pozo Perla 3X, del cual se espera obtener 1.200 millones de pies cúbicos día de gas en producción a partir de diciembre de 2014, según Pdvsa.

A finales del año 2012 se calculó que el proyecto Rafael Urdaneta tendría un costo aproximado a los 4.996 millones de dólares.

Subsidio a la gasolina cuesta unos $2.600 millones al año

Costo de producción se aproxima a Bs 0,88 por litro, 10 veces el precio actual

Afirman que el Gobierno maneja diferentes escenarios de precios para la gasolina ARCHIVO

ERNESTO J. TOVAR

Venezuela ha vivido más de tres lustros desde el último aumento en las tarifas de la gasolina, lo que ha propiciado un desaguadero de recursos para las finanzas de Petróleos de Venezuela, que en una economía altamente inflacionaria debe afrontar la comercialización del combustible con costos de producción y refinación que superan 10 veces el valor de venta al público.

En este escenario la estatal petrolera asumiría al final de 2013 pérdidas alrededor de los 2.607 millones de dólares por el subsidio a la gasolina (el equivalente a 26 de las actuales subastas del Sicad, por ejemplo).

El combustible producido en las refinerías de Pdvsa, y vendido en el país, implica unas pérdidas anuales de 1.719 millones de dólares.

A esto deben sumarse los aproximadamente 888 millones de dólares que costaría cerrar el año con una importación de 21 mil barriles diarios de gasolina de Estados Unidos, el volumen promedio reportado entre enero y septiembre de 2013.

Con estos cálculos el costo de producción y refinación del litro de gasolina en el país es alrededor de 0,88 bolívares por litro, mientras que en las estaciones de gasolina el combustible se vende en Bs 0,097 el litro de 95 octanos y en Bs 0,070 el litro de 91 octanos, prácticamente 10% del costo.

Ajustes y rezagos

Durante los más de 17 años de congelamiento del precio de la gasolina la variación acumulada de la inflación es superior a 6.200%, lo que ilustra cuánto se ha distorsionado la relación entre los costos de la industria y el valor del producto que comercializa.

El lunes pasado, horas después de realizadas las elecciones municipales -las últimas previstas para los próximos dos años- el Vicepresidente ejecutivo Jorge Arreaza mencionó la necesidad de "dar grandes debates en Venezuela sobre lo fiscal, sobre el precio de la gasolina", y habló de "comenzar a cobrar la gasolina".

Fuentes cercanas a Pdvsa que solicitaron no ser identificadas aseguran que se está manejando un aumento del precio de la gasolina, que pasaría a valer entre Bs 1,5 a Bs 3 por litro (equivalente a ajustes entre 1.446% y 2.992% con relación a la gasolina de 95 octanos).

El posible ajuste, abordado con varias propuestas de precios tanto de Petróleos de Venezuela como del Ejecutivo nacional, implicaría medidas como la creación de un Fondo que recibiría los recursos provenientes del aumento, que se destinaría a la reinversión en la actividad productiva petrolera. Otra de las ideas surgidas en la discusión es que se considere mantener un tipo de precio "preferencial" para reducir el impacto en las tarifas y precios de transporte público y de carga pesada (incluyendo alimentos y medicinas).

Actualmente el rezago en los precios ha provocado que Pdvsa no solo coloque el producto con un precio por debajo de su costo, sino que llega al punto en que el margen de comercialización que paga a las bombas de gasolina por expender el combustible es muy superior al propio precio promedio de la gasolina. Esto ocurre desde 2011.

Tras el último aumento de márgenes, aprobado en agosto de este año, Pdvsa empezó a pagar a las bombas de gasolina Bs 0,28 por litro vendido, una tarifa cuatro veces mayor que el promedio de precio de la gasolina y el diesel, unos Bs 0,070 por litro. Para honrar el margen Pdvsa paga Bs 0,21 a las estaciones de servicio, además de no cobrar el combustible que entrega, cuyo valor de venta ya forma parte del pago a las propias estaciones.

Al respecto el ministro de Petróleo y presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, explicó que la prioridad es mantener activa la distribución de gasolina en el país. También reconoció que el anterior margen de comercialización causó un deterioro en las bombas de gasolina, que no contaban con capacidad financiera para operar.

Aumentó 7,3% el consumo de gasolina en el país durante 2013

Ramírez informa que se consumen 323 mil barriles diarios de gasolina

 

ERNESTO J. TOVAR  

 

El mercado interno de hidrocarburos, y en particular el de combustibles líquidos, apunta a cerrar el año 2013 con un importante crecimiento en la demanda -hasta un nivel considerado "alto" por Pdvsa- y que se traduce en problemas operativos y financieros, de acuerdo con las estadísticas suministradas por la estatal.

A la fecha la demanda de gasolina en el país se ubica en 323 mil barriles diarios, según lo informado por el ministro de Petróleo y Minería y presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez.

Este volumen en el consumo de gasolina significa un aumento de 7,3% respecto al cierre del año 2012, cuando la demanda del país de gasolina fue de 301 mil barriles diarios, según datos de la misma Pdvsa.

Asimismo, la demanda de diesel y gasóleos ha crecido 11,5% durante el año 2013, al pasar de 216 mil barriles en 2012 a unos 241 mil barriles por día a la fecha.

El consumo de otros productos derivados como Jet A1 (combustible para aviones) y el Gas Licuado de Petróleo (usado para las bombonas) se ubica en 19 mil barriles diarios y 12 mil barriles diarios, respectivamente.

Además, para cumplir con la distribución, Pdvsa asegura que su filial, la Empresa Nacional de Transporte, cuenta con "una flota de 2.333 gandolas".

Holgura

El presidente de Pdvsa aseguró ayer que la empresa estatal está en capacidad toda la demanda del mercado interno, negando además que existan problemas en la oferta de combustibles en el país.

Ramírez dijo que "haremos una superofensiva para que nadie dude que hay suficiente combustible para satisfacer la demanda".

Sin embargo el Gobierno nacional entiende que el tamaño del mercado interno está traduciéndose en problemas para la industria petrolera.

La semana pasada, desde el Complejo Criogénico de Jose, el propio Ramírez reconoció que "nuestra población, sin necesitarlo, lo único que hace es consumir gasolina de 95 octanos, entonces se ha incrementado el consumo de alto octanaje porque como el precio es indiferente tienen la percepción de que con gasolina de 95 octanos el carro funciona mejor. Eso es un error y nosotros hablaremos con las ensambladoras para atender la especificación de la gasolina de 91 octanos, porque eso nos ha disparado la adquisición de componentes para subir el octanaje de la gasolina".

El ministro dijo en esa ocasión que "el consumo interno está tocando 700 mil barriles por día, un consumo alto. Y está disparado no tanto por el consumo de gasolina sino por el diesel eléctrico, que llamamos. Y por eso estamos colocando en operación gasoductos y estamos recuperando gas en tierra firme para llevar a nuestro sector eléctrico".

Ese crecimiento del mercado interno en un entorno de altos subsidios a los combustibles, a niveles en los que ni siquiera se cubre el costo de producción, provoca desajustes financieros en Petróleos de Venezuela.

El caso del contrabando de combustible a Colombia es un reflejo de como la distorsión en los precios genera efectos negativos para el país.

En julio y agosto las autoridades de Caracas y Bogotá decidieron renegociar las condiciones de la exportación al país vecino.

Se decidió elevar de 1,86 a 4,9 bolívares el litro de gasolina que se entrega en Colombia, un aumento de 163%. Además se incrementó 200% en el precio de la gasolina vendida en las bombas del Servicio de Abastecimiento Fronterizo Especial de Combustible (Safec), donde el litro del combustible cuesta Bs 12.

Ramírez, al anunciar estos precios, dijo que "permite la sostenibilidad en el largo plazo de estos acuerdos (...) dar cobertura a los costos, y obtener ganancias razonables".

Recomiendan redimensionar metas en la Faja del Orinoco

Resaltan importancia de la producción temprana para financiar planes

 

ERNESTO J. TOVAR

El Plan Siembra Petrolera, que propone producir 6 millones de barriles de crudo para 2019, a través de una producción de 3 millones de barriles diarios solamente en la Faja del Orinoco, es considerado inviable por el ex gerente de Negocios Internacionales y de Negocios Sincor y Petrozuata, Luis Soler, pues actualmente no se cuentan con varias de las condiciones económicas y financieras que hubo durante los años 90, cuando se dio pie a los proyectos de los mejoradores de crudo de Jose.

Soler, quien participó en el Foro "Faja Petrolífera del Orinoco: Utopía o Realidad", organizado por el Instituto de Estudios Parlamentarios Fermín Toro, explicó que las metas actuales del Plan Siembra "resultan inviables" dados los obstáculos financieros, tecnológicos y comerciales.

A su juicio, una opción para cumplir con el desarrollo de los recursos de la Faja es "redimensionar a unos 800 mil barriles diarios" el aumento de producción para el año 2019. "Aún sería un megaproyecto mundial, que de terminarse a tiempo habría sido ejecutado de forma mas eficiente que la experiencia anterior", en alusión a los proyectos Ameriven, Sincor y Petrozuata de la Apertura petrolera en los año 90.

Soler resaltó como rasgo importante que la producción temprana limitada sirvió para apuntalar el flujo de caja de los proyectos y representó finalmente 13% de las inversiones planteadas.

"Petróleos de Venezuela debería concentrarse en los proyectos más adelantados y promisorios en cuanto a la solidez de sus socios, los que tienen más músculo financiero y tecnológico", mencionando que los negocios en los bloques Carabobo y Junín son los más cercano a esas condiciones pues "del bloque Ayacucho no se reportan avances", dijo Soler.

Sobre la viabilidad financiera, el exgerente de Pdvsa indica que "en principio la empresa tendría capacidad para abordar los proyectos, pero son decisiones más políticas que de otra cosa". Contar con mayor financiamiento de los socios, superior a la porción que les corresponde por las acciones que detentan, es una decisión de tipo política.

Pese a la lentitud de la ejecución, Luis Soler asegura que la Faja del Orinoco "sigue siendo competitiva frente a otros proyectos mundiales como los petróleos de esquistos, las arenas bituminosas de Canadá o el crudo Costa Afuera". Sin embargo advierte que "esta competitividad no debe descuidarse imponiendo cargas fiscales" y concluye que "la Faja requiere asegurar consensos y maximizar la participación nacional".

Por otra parte María Teresa Buroz, profesora de Ecología y Sociedad de la UCAB, advirtió que 60% de la población de los estados Monagas, Guárico y Anzoátegui -donde se asienta la Faja- no cuenta con estudios que les califiquen para trabajar en la industria petrolera, lo que crea un problema de generación de empleo.

Pdvsa afirma que gas de Oriente suplirá a Occidente

Sistema ICO llevará gas desde Oriente para cubrir las ventas a Colombia

ERNESTO J. TOVAR  

 

El gas que Venezuela importa de Colombia y las necesidades de gas en Occidente será suplidos con la producción obtenidas Costa Afuera en Oriente, en la Faja del Orinoco y en el norte de Monagas, aseguró el ministro de Petróleo y Minería y presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez.

La estatal petrolera aspira a que en julio de 2014 se haga la reversión del flujo de gas de unos 190 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) que se compran a Chevron y Ecopetrol en Colombia, a través del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte. Según Ramírez, Venezuela estará lista para "exportar a Colombia al menos los 150 mmpcd de gas que están fijados en el contrato".

Ese flujo de gas, que básicamente alimenta a Maracaibo, será reemplazado por la producción obtenida en Oriente. El ministro de Petróleo indicó que "se han hecho inversiones en el sistema central de gasoductos. Lo hemos ampliado y está listo. Probablemente el último por culminar sea el ICO (Interconexión Centrooriente-Occidente), donde la planta compresora de gas en Morón entrará en operación para tener capacidad de transportar en el ICO unos 500 mmpcd, desde los 120 o 150 mmpcd de ahora", desde Oriente hacia Occidente.

"Hemos venido teniendo el fenómeno de que el norte de Monagas se ha convertido en un gran productor de gas, más de 4 mil millones de mmpcd. También estamos encontrando una cantidad de gas muy importante en la Faja, y ahí tendremos también volúmenes para nuestro mercado interno", dijo Ramírez.

Afirmó que estas tres fuentes "darán suficiente gas para garantizar nuestro mercado interno y poder exportar a Colombia", al punto de que "está entrando en operación la planta de urea en Morón, la más grande de Sudamérica, con unas 700 mil toneladas de producción al año y que demanda unos 45 mmpcd".

La disponibilidad de gas en Occidente, según los planes de Pdvsa, permitiría que se reactive toda la producción petroquímica en El Tablazo.

Al respecto Ramírez reconoció que la producción petroquímica de esa planta "ha estado baja, no tanto porque no haya suficiente gas -que en Occidente ha habido un problema de gas- sino porque ellos necesitan un volumen base para poder activar sus máquinas de compresión y ese volumen no hemos podido obtenerlo. Pero creemos que cuando tengamos todo ese gas fluyendo hacia Occidente podremos tener arriba todas nuestras plantas petroquímicas", manifestó.

Pdvsa admite retrasos en la producción de la Faja

Problemas de infraestructura siguen afectando los nuevos negocios

ERNESTO J. TOVAR

Cuando ya transcurre el cuarto trimestre de 2013, la producción de los nuevos negocios de la Faja Petrolífera del Orinoco (las seis empresas mixtas creadas con socios privados nacionales e internacionales) confronta problemas que impedirán que se alcancen las metas volumétricas anunciadas por Petróleos de Venezuela durante el año 2012.

Al respecto el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, reconoció el pasado viernes que "los nuevos negocios han venido confrontando el problema de infraestructura y es un tema que estamos abordando en conjunto con los socios privados".

Los nuevos negocios son las empresas mixtas Petromacareo, Petrojunín, Petromiranda, Petrourica, Petrocarabobo y Petroindependencia, ubicados en los bloques Junín y Carabobo de la Faja del Orinoco, y que se están desarrollando con mayoría accionaria de Pdvsa, junto con socios como CNPC, ENI, Repsol, Rosneft o Gazprom.

A principios de 2012 se planteó que producirían entre 160 y 180 mil barriles por día de crudo como producción temprana. Pero en septiembre del año pasado esa meta se redujo a 100 mil barriles diarios, pero con la promesa de que para el año 2013 la producción llegaría incluso a 400 mil barriles por día.

La realidad hoy es que esos proyectos, más el bloque Junín 10 (conocido como Junín Sur y que hasta hace unas semanas fue llevado por Pdvsa en solitario), no producen más de 25 o 30 mil barriles por día.

El propio Ramírez dijo que en Petromiranda, donde trabajan las rusas Rosneft y Gazprom -y donde se espera la salida de Lukoil-, se están produciendo "8 mil barriles por día, que es modesto todavía pero estamos trabajando".

El también presidente de Pdvsa señaló que con los socios privados están teniendo discusiones "a los máximos niveles. Y estamos haciendo algunas modificaciones para que la producción temprana pueda venir sin que eso signifique problemas contractuales con ellos".

A ello agregó, aunque sin mucha precisión, que "queremos aumentar más rápido nuestra producción. Estamos buscando alternativas para que esa producción temprana llegue".

La labor, que luce cuesta arriba, ha llevado a que la estatal espere que "la producción temprana debería llegar en algún momento a 50 mil barriles, entre todos los proyectos, este año". Este sería un volumen sensiblemente inferior a las metas de las que se habló en 2011 y 2012.

Para tratar de levantar la producción de crudo en la Faja, Rafael Ramírez subrayó que Pdvsa cuenta con "un método de producción que es muy rápido, con las macollas. La conexión de pozos, la perforación es rápida, y tenemos ahí 200 taladros; una cantidad de equipos que hemos venido adquiriendo, invirtiendo unos 2.200 millones de dólares en China para adquisición de taladros".

Agregó que también se ha estado trabajando con las empresas de servicios "para que metan más herramientas, sobre todo direccionales" para perforación y producción.

"Mientras tanto" indica, hasta que no se logre la producción temprana "nos preparamos. Todos estos oleoductos, las monoboyas, los terminales, tiene que ver con crear las condiciones para que las empresas sepan y tengan la certeza de que esa producción podremos sacarla. Y que el proyecto de la Faja Petrolífera va en el cronograma establecido", aseguró Rafael Ramírez.

En septiembre de 2012 Petróleos de Venezuela esperaba que en 2013 se lograra una producción de 1,5 millones de barriles en la Faja del Orinoco, tras un aumento de casi 500 mil barriles respecto al año anterior. En total para este año se proyectó una producción cercana a los 3,5 millones de barriles por día.

En abril de este año esa meta fue replanteada en 3,32 millones de barriles. Actualmente la producción es de 3 millones de barriles por día.

Pdvsa recibe dos supertanqueros para exportaciones a Asia

Los buques reducirán el valor del flete a la petrolera

Pdvsa recibe buque para transportar 2 millones de barriles de petróleo (AVN)

ERNESTO J. TOVAR

Jose.- Pdvsa recibió ayer el buque Ayacucho, del tipo VLCC, que podrá transportar hasta 2 millones de barriles de crudo y derivados por embarque, y que será destinado a cubrir la ruta de despacho hacia el Lejano Oriente.

El ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, explicó que el Ayacucho es el primero de ocho buques del tipo VLCC que serán encargados por Pdvsa. El Ayacucho y otros tres serán construidos por la empresa CV Shipping, empresa mixta de Petrochina y PDV Marina; mientras que para los otros cuatro buques se están considerando varias opciones. Dijo que están construyendo tanqueros de Pdvsa en Brasil, China, Irán y Corea.

Los cuatro buques que construye CV Shipping son el Boyacá que llegará en noviembre, el Carabobo, que arribará en mayo de 2014; y el Junín poco después del Carabobo.

Cada buque tiene un costo de $105 millones y se están sopesando opciones de financiamiento a través de entidades de China y Japón. Aunado a esto, Ramírez dijo que los barcos se pagarán a través del propio flete, en unos 5 años.

Asimismo, aseguró que el negocio de despachos a China resulta beneficioso con los buques VLCC pues estos reducen el valor del flete. "Con tanqueros de 600 o 700 mi barriles el valor del flete es de unos $12 por barril, pero con los VLCC se reduce a menos de $3. Y eso lo recuperamos por el valor del diferencial del precio del pesado en Singapur", donde se valora mejor que en la cuenca del Atlántico.

Además del Ayacucho, también se recibió ayer el buque Río Arauca, de tipo Suezmax (1,2 millones de barriles de capacidad).

Actualmente la estatal tiene 81 buques, 54 bajo empresas mixtas, con unos 30 barcos propios. La meta es tener 56 buques propios en el año 2015.

Bienvenida Rosneft

Sobre la salida de Lukoil de Petromiranda en la Faja del Orinoco, Ramírez dijo que quería aclarar que "OPIC y Petro-Canadá nunca estuvieron en la Faja, ExxonMobil no puede estar en la Faja y tenemos con ellos un conflicto. Igual con ConocoPhillips. Se quiere crear una matriz de opinión de que las petroleras quieren abandonar el país".

Según Ramírez, la decisión tomada por Lukoil la tomó "en el marco del Consorcio Ruso, un problema entre rusos, y de hecho, Igor Sechin, presidente de Rosneft, indicó que ellos quieren tomar mayor participación y el Estado ruso ser los operadores con la mayoría dentro del Consorcio. Y nosotros creemos que es bueno porque tenemos un sólido interlocutor para las operaciones" con Sechin.

Se espera por el gas de Mariscal Sucre para bajar déficit interno

Tras años de retrasos, se prevé que aportará 300 mmpcd en 2013

El proyecto Mariscal Sucre en el estado Sucre, antes llamado Cristóbal Colón, ha tratado de desarrollarse desde 1993 ARCHIVO

ERNESTO J. TOVAR

Para Venezuela acumular casi 197 TCF (billones de pies cúbicos) en reservas de gas natural no se ha traducido en poder aprovechar este hidrocarburo, apreciado por ser poco contaminante y por ofrecer diversas aplicaciones en el campo de petroquímico, eléctrico e industrial.

Pdvsa anunció recientemente -de nuevo, tras varios intentos- que este año se obtendrán las primeras moléculas de gas del proyecto Mariscal Sucre en Oriente.

Compuesto por los campos Patao, Mejillones, Río Caribe y Dragón, Mariscal Sucre cuenta con 14,3 TCF en reservas de gas, y se espera que pueda alcanzar un máximo de producción de 1.250 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 27 mil barriles diarios de condensados del gas natural como tope de producción, alrededor del año 2017.

La primera producción de Mariscal Sucre se calcula que rondará los 70 millones de pies cúbicos, según informó Pdvsa. Se espera que al final de 2013 se aporten unos 300 millones de pies cúbicos por día al mercado interno, contando con el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez, cuyo tramo de Anaco a Cumaná ya fue inaugurado.

Si bien la producción de gas costa afuera de Mariscal Sucre no resolverá el déficit, ayudará a mejorar la oferta y significará un alivio para Pdvsa, cuya prioridad es "desplazar los volúmenes (de combustibles líquidos) que estamos utilizando en el sector eléctrico", en palabras del propio Rafael Ramírez, presidente de Pdvsa y ministro de Petróleo.

Actualmente el avance del mercado interno y la necesidad de generación termoeléctrica ha llevado a una altísima dependencia de los combustibles líquidos derivados del petróleo, al punto de que ha afectado las exportaciones de Petróleos de Venezuela y sus resultados financieros, pero que también ha generado fallas en suministro de gas como materia prima para áreas como refinación, petroquímica o industrias básicas en Guayana.

En el caso del sector eléctrico, éste absorbe no solo un alto volumen de combustibles líquidos -casi 300 mil barriles diarios, alrededor de 40% del mercado interno-, sino que también es el primer receptor del gas metano que Pdvsa inyecta al mercado interno.

Al cierre del año 2012, el volumen utilizado por la actividad eléctrica, como combustible de las plantas termoeléctricas para la generación de energía aumentó 18,6%, de 552 millones de pies cúbicos por día en 2011 a 655 millones de pies cúbicos por día en 2012.

Un intento tras otro

Mariscal Sucre, que en los años 80 y 90 se conoció como Proyecto Cristóbal Colón, aborda de esta manera su sexto intento de explotar sus reservas gasíferas. En 1993 hubo un intento de desarrollo donde participaron Pdvsa, Shell, Exxon, y Mitsubishi; después otro en el año 2000 (ya como Mariscal Sucre y en el primer Gobierno de Hugo Chávez) donde estuvieron Shell, Mitsubishi y Pdvsa, y otra más en 2006 con Petrobras.

Entre 2009 y 2012 se aglutinaron esfuerzos en el Gran Proyecto Delta Caribe, posteriormente se invitó a Petronas (que contó con amplias facilidades y condiciones flexibles), y finalmente, a principios de este año, se acordó con la rusa Rosneft su incorporación a la segunda etapa de explotación de Mariscal Sucre.

Rosneft, que se ha consolidado como un gran socio de Pdvsa y aliado político de Venezuela, deberá ayudar a sumar otros 600 mmpcd de gas a la producción y además obtener 20 mil barriles día de condensado.

El año pasado se calculaba que el proyecto Mariscal Sucre implicaría una inversión de unos 3.200 millones de dólares.

AIE prevé que Pdvsa solo incrementara su produccion hasta 400 mil b/d

ERNESTO J. TOVAR

La producción petrolera de Norteamérica sesgará el mercado

 

Los países OPEP enfrentan trabas como los términos para invertir

 

El mediano plazo en el mercado petrolero asoma un panorama donde la oferta crece considerablemente por fuera de los países de la OPEP, de acuerdo con las previsiones de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Un panel de expertos de la AIE participó en una videoconferencia sobre las perspectivas petroleras de mediano plazo, organizada por el Centro de Energía y Ambiente del IESA, donde se discutieron las posibles tendencias en oferta de crudo, capacidad de producción y flujos de embarques hasta el año 2018.

Para la Agencia, Estados Unidos e Irak serán los países que encabezarán el crecimiento de la oferta, ambos apoyados en un agresivo incremento de su producción; al tiempo que los altos precios del crudo desbloquean los suministros fuera de la OPEP, que a su vez tiene restricciones para el crecimiento de su capacidad de producción.

Se destaca que Venezuela tiene un "increíblemente lento ritmo de desarrollo de su producción", y que solo crecería unos 400 mil barriles diarios hasta 2018.

Se prevé que para el año 2018 la capacidad de producción global habrá crecido en una magnitud de 8,4 millones de barriles diarios, con un importante sesgo en el crecimiento hacia Estados Unidos, ayudado por las arenas petroleras en Norteamérica, y otros crudos no convencionales.

De hecho para el año 2014 se espera que el auge del petróleo de esquisto (shale oil) en América del Norte impulsaría la mayor alza en décadas de la oferta fuera de la OPEP, lo que ayudaría a satisfacer el fuerte apetito mundial por crudo y erosionaría la participación de mercado de los países del grupo exportador, indicó en la AIE en su reporte mensual, reseñado ayer por Reuters.

El mismo estudia explica que la necesidad de petróleo de la OPEP se reducirá 29,6 a 29,4 millones de barriles al día en el paso del 2013 al 2014, y en comparación con la actual producción de la OPEP de 30,61 millones de barriles por día.

Nuevas capacidades

El crecimiento de la capacidad de producción dentro de los países OPEP enfrentará algunos obstáculos, considera la AIE.

Se prevé que el cartel petrolero alcance una producción de 36,75 millones de barriles diarios, pero con recortes en su capacidad de crecimiento. Esto se atribuye a factores de riesgo sobre la seguridad en países en el Norte y Oeste de África, en medio de la Primavera Árabe, que implican "cambios en la ecuación de riesgos aceptables".

También son un factor perjudicial los términos poco atractivos para las inversiones, y las demoras en proyectos en Argelia, Libia y Nigeria.

En ese sentido, el crecimiento en la capacidad de producción OPEP vendrá de los países árabes. Irak, Arabia Saudí y Emiratos Árabes irán a la cabeza, compensando así la caída de la producción de Irán por las sanciones.

La capacidad disponible de la OPEP crecería hasta 6,98 millones de barriles por día en 2015 y retrocedería hasta 6,13 millones de barriles, apunta la AIE.

Las previsiones apuntan a que el alza de la capacidad de producción de Irak sería de 1,6 millones de barriles diarios, Arabia Saudí 400 mil barriles, Emiratos Árabes 800 mil barriles y Venezuela unos 400 mil barriles por día, por los problemas que afronta el desarrollo en Venezuela.

Creció 18,6% uso de gas para el sector eléctrico en 2012

ERNESTO J. TOVAR

La manufactura recibió 5,5% menos gas que en 2011 y llegó a 187 mmpcd

Disponibilidad nacional de gas creció 2,5% a 7.514 mmpcd ARCHIVO

La producción bruta de gas natural durante el año registró un avance de 2,8% en el volumen total, al crecer de 7.125 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2011 a 7.327 millones de pies cúbicos diarios en 2012, reportó Pdvsa en su informe de gestión anual.

El aumento estuvo soportado principalmente por el alza en la producción y aporte de gas natural de Pdvsa Petróleo (por gas asociado a la producción de crudo) y de las Empresas mixtas. Las dos instancias elevaron 2,9% y 14,5%, respectivamente su producción de gas, llevándola a 5.281 mmpcd y 826 mmpcd.

También resalta la caída en la producción de Pdvsa Gas, que retrocedió 6,7% a 874 mmpcd, incluyendo el Distrito Anaco, que bajó 8,3% a 793 mmpcd. Pdvsa no ofreció detalles sobre el comportamiento de la filial Gas.

A la producción local se suman los 187 mmpcd importados desde Colombia y suministrados por Chevron y la neogranadina Ecopetrol (8,7% menos que en 2011). Esto generó una disponibilidad de gas de 7.514 mmpcd en la Nación, 2,5% más que el año 2011.

Pero más de dos tercios del gas natural se reutiliza en la actividad petrolera (para inyección a yacimientos, uso como combustibles y otros destinos). Y durante 20112 unos 5.260 mmpcd de gas, o 70% del total disponible fueron empleados por Pdvsa.

El resto, 2.245 millones de pies cúbicos diarios, fueron destinados a la venta para satisfacer la demanda de los sectores doméstico, comercial e industrial; 6,1% más que en 2011.

La electricidad

Los datos de Pdvsa indican que al mercado interno (excluyendo la demanda de los sectores petrolero y petroquímico), se destinaron 1.358 mmpcd durante 2012, un alza de 9,2%.

Del desglose del mercado interno se percibe los amplios requerimientos del sector eléctrico, que sigue siendo el primer principal receptor del gas disponible en el país.

El volumen utilizado por la actividad eléctrica, como combustible de las plantas termoeléctricas para la generación de energía aumentó 18,6%, de 552 mmpcd a 655 mmpcd entre 2011 y 2012.

A esta actividad se destinó 48% del gas disponible en 2012, 4 puntos porcentuales más que la proporción reportada al cierre de 2011.

El sector siderúrgico también aumentó sus compras de gas en el mercado interno, alcanzando un volumen de 254 millones de pies cúbicos diarios, 8,5% más que los 234 millones de pies cúbicos al día de 2011. No obstante su espacio en el mercado del gas se redujo de 19% a 18% entre 2011 y 2012.

En cambio la actividad manufacturera tuvo una caída de 5,5% en el volumen de gas utilizado en 2012, al pasar de 198 mmpcd en 2011 a 187 mmpcd en 2012. En cuota del mercado, la manufactura cayó de 16% de las compras de gas en 2011 a 13,7% en 2012.

Según los datos del BCV la manufactura creció solo 1,8% durante 2012.

Por otra parte los distribuidores de gas recibieron 3,8% más volumen en 2012 respecto al año anterior, llegando a 109 mmpcd y representando 8% del mercado; mientras que el sector cementero aumentó 10,6% a 104 mmpcd sus compras de gas.

La producción de aluminio en 2012 recibió 24,4% menos volúmenes de gas que en 2011, cayendo de 45 a 31 mmpcd, y reduciendo su porción del mercado de 4 a 2,5%.

Menos líquidos del gas

La producción de Líquidos del Gas Natural (LGN, etano, propano y butano) retrocedió 10%, al pasar de 138 mil barriles diarios en 2011 a 124 mil barriles diarios en 2012.

Sin embargo la disponibilidad nacional alcanzó los 144 mil barriles diarios tras una importación de 14 mil barriles diarios, informó Pdvsa.

Sabotaje en Amuay dejaría una menor indemnización para la estatal

Ernesto Tovar

Póliza cubre sabotaje pero implica un deducible mayor

Refinería Amuay en Falcón

Siete meses y 16 días han transcurrido desde que la acumulación de una nube de gases en un patio de tanques de la refinería Amuay generara una explosión que causó la muerte a más de 40 personas, que dejó cientos de viviendas y comercios afectados estructuralmente, y que provocó daños en varias unidades y áreas operativas en la instalación de Pdvsa.

Y aunque ninguna autoridad ha emitido algún informe conclusivo sobre las causas del evento ocurrido el 25 de agosto de 2012, la noche del pasado lunes el Presidente encargado y candidato presidencial del PSUV, Nicolás Maduro, aseguró que la mortal explosión fue producto de "un sabotaje" perpetrado por la oposición al Gobierno del entonces presidente Hugo Chávez.

Maduro, recordando los efectos de las lluvias sobre Cumanacoa en agosto de 2012, dijo que "casi el mismo día (de las lluvias) explotó Amuay, un saboteo sin lugar a dudas. Yo no lo dudo".

Aseguró que "ellos (la oposición) lo hacen de tal forma que parezca un accidente. Y creían que con Amuay el pueblo se iba a voltear para votar por un burguesito rapaz. Más bien el pueblo se dio cuenta de lo que es capaz la burguesía cuando quiere el poder; así como le quita la electricidad y la luz todos los días para sabotear. Creen que ustedes se van a confundir y votarán en contra de la revolución".

Fuentes del sector asegurador señalan que en el caso de que haya habido algún sabotaje en la refinería Amuay, eso no invalida la cobertura ya que la póliza de la refinería cuenta con la cobertura de sabotaje.

Sin embargo, la industria petrolera estatal tendría un deducible mayor, lo que implica que Pdvsa asumiría parte de los costos, pues la indemnización sería parcial.

Hasta la fecha ninguna de las autoridades del sector petrolero ha mencionado algún sabotaje como causa de la explosión en Amuay, siniestro del cual todavía se están haciendo negociaciones con el pool de empresas aseguradoras.

El director de Refinación de Pdvsa, Jesús Luongo, informó a finales de febrero que las empresas de seguros "han venido y han hecho inspecciones", y aunque dijo que "tenemos nuestros estimados de cuánto creemos costará reparar todo" no detalló una cifra para no entorpecer el proceso.

Luongo agregó que "tenemos experiencia y hemos tardado hasta dos años en cobrar", y negó que "no nos quieran pagar. Nosotros pagamos, y pagamos bien cara, esa póliza de seguro".

No se cumplira produccion de la Faja Petrolifera del Orinoco

ERNESTO J. TOVAR 

 El ministro Ramírez reconoció "problemas de infraestructura" para alcanzar las metas de producción temprana en la Faja del Orinoco

Los nuevos proyectos de extracción de petróleo pesado y extrapesado en la Faja del Orinoco tendrán un resultado volumétrico mucho menor que el previsto a inicios de este año.

El ministro de Petróleo y Minería y presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, informó ayer que la producción temprana de los nuevos proyectos de la Faja "estará cerca de los 20 mil barriles diarios" como volumen de extracción al cierre del año 2012.

La cifra anunciada dista sensiblemente de la primera meta de producción prevista a inicios de 2012 -fijada entre 160 a 180 mil barriles diarios- y sugiere que solo se lograra aproximadamente 12% de las expectativas de volumen de crudo.

Ramírez explicó que los proyectos han enfrentado "fundamentalmente problemas de desarrollo de infraestructura", en referencia a la dificultad para trasladar el crudo hasta los mejoradores en el norte del estado Anzoátegui, y que por los momentos se está realizando en camiones vacuum, con una capacidad de casi 400 barriles de petróleo cada uno, pero enfrentando "las restricciones con los oleoductos".

El titular de Petróleo dijo que "nos hemos encontrado con que tenemos los barriles allí pero bueno, hay grandes proyectos de oleoductos que se están haciendo, 1.500 kilómetros de oleoductos de 42 y 36 pulgadas, que estarán listos para el primer trimestre de 2013".

Pese a una extracción menor a la esperada, destacó "todo el desarrollo de macollas, de perforación; y los 220 taladros en operación, que es un número extraordinario y nos garantizan que vamos a tener esa producción temprana para el año que viene".

Cierre de filas con Maduro

El ministro Ramírez, tras leer un manifiesto de apoyo de los trabajadores petroleros al presidente Hugo Chávez, expresó de parte de la industria estatal "nuestro decidido apoyo político a Nicolás Maduro, nuestro Vicepresidente, en vista de las tareas que le ha asignado el presidente Chávez. Y que cuente el campo bolivariano que aquí Pdvsa siempre será un factor de unidad y cohesión para nuestro pueblo". Para resaltar esto, Ramírez dijo que "los trabajadores de la industria petrolera están altamente politizados y son un bastión de la revolución bolivariana".

Por otra parte, la operación del Presidente en Cuba motivó que el ministro Ramírez decidiera no acudir a la reunión OPEP que tendrá lugar mañana en Viena. "Nos representará Bernard Mommer, nuestro Gobernador ante la OPEP, puesto que como todos entenderán yo prefiero estar al lado del Presidente. Estaremos al lado de él, atentos a todas las cosas", dijo Ramírez.

El funcionario indicó que "no se espera que haya alguna decisión en ningún sentido con las cuotas de producción", fijada en 30 millones de barriles.

Por otra parte el presidente de Pdvsa afirmó que ya se pagaron todas las indemnizaciones a terceros por la explosión de la refinería Amuay.

Centralismo en Pdvsa frena avance de proyectos

Petróleos de Venezuela, con un aparato burocrático vertical y centralizado, debe convivir con sus socios minoritarios en proyectos en el área petrolera y gasífera. La concentración de responsabilidades se evidencia en los múltiples cargos que detentan los directivos de Pdvsa, como el ministro Rafael Ramírez.

Decisiones estratégicas se prolongan demasiado (ARCHIVO)

 

ERNESTO J. TOVAR |  EL UNIVERSAL (25-06-12)

El modelo estatista centralizado, uno de los pilares de la visión económica y productiva del Gobierno nacional, está afectando la gestión en la industria petrolera nacional, que está afrontando el desarrollo de proyectos como las nuevas empresas de la Faja Petrolífera del Orinoco aunque con cuestionables niveles de eficiencia.

Petróleos de Venezuela, con un aparato burocrático vertical y centralizado, debe convivir con sus socios minoritarios en proyectos en el área petrolera y gasífera. Estos socios, en su gran mayoría empresas petroleras transnacionales (estatales y privadas), comparten con Pdvsa la conducción de los joint venture, aunque la mayor responsabilidad en cuanto a la toma de decisiones y las inversiones queda en manos de la petrolera estatal venezolana.

Pero desde el sector petrolero se observa con preocupación como el gobierno corporativo de la industria petrolera se ha deteriorado, obstaculizando su desarrollo.

Fuentes consultadas en el área de hidrocarburos explican que es muy difícil elevar la producción y alcanzar nuevas metas volumétricas cuando se afianza el modelo centralista.

"El problema central es que ese modelo de negocio petrolero, tanto en Pdvsa como en las empresas mixtas, no funciona. Un incremento de producción no se puede lograr como si se manejara una panadería", aseguran desde el anonimato.

Para ilustrar las fallas de este esquema, se toma como ejemplo el desempeño del PIB petrolero durante los últimos 3 años. En 2009, tras la caída de los precios de petróleo, el PIB petrolero fue negativo. Pero ya en 2010 y 2011, cuando retornó el boom de precios del petróleo, el crecimiento del sector petrolero no ha superado 2%, lo que sugiere la incapacidad de la industria para generar riqueza en la actividad económica nacional.

Otros 500 mil barriles

Petróleos de Venezuela se fijó como meta producir 3,5 millones de barriles diarios para finales de 2012, lo que implica añadir unos 500 mil barriles al volumen de extracción reportada al cierre de 2011.

Desde el sector privado reconocen que, ante esta premura en cuanto a la producción, hay "reciente conciencia en algunos gerentes" que tratan de sobreponerse al problema ideológico y buscan un acercamiento para utilizar mejor las capacidades de los socios minoritarios en todas las áreas.

No obstante, las fuentes advierten que "aun con todo el esfuerzo que se hace, y pese a que ha habido cierto aceleramiento desde el año pasado, el modelo no funciona porque es centralista y estatista. Las decisiones se prolongan o no se toman, u ocurre un reiterado cambio de autoridades. Están tan circunscritos a la ideología de control, que ello se convierte en un obstáculo".

La concentración de responsabilidades se evidencia en los múltiples cargos que detentan los directivos de Pdvsa, como el ministro Rafael Ramírez, quien también preside Pdvsa y funge como coordinador nacional de la Gran Misión Vivienda. En el caso de los vicepresidentes Eulogio del Pino u Asdrúbal Chávez, también presiden varias filiales y empresas de la casa matriz.

El esquema controlador se observa incluso en la Faja del Orinoco, "donde Pdvsa quiere decidir todo el desarrollo de las seis nuevas empresas Petromiranda, Petrocarabobo, Petroindependencia, Petromacareo, Petrojunín y Petroúrica, pese a que lo previsto en los contratos era que la ingeniería conceptual, básica y de detalle, la procura y la puesta en marcha serían dirigidas por las empresas privadas", afirman desde el sector privado; lamentando que pese a su disposición, no logran que las cosas marchen más rápido.

Pdvsa debe invertir $41 millardos en refinación

Proyectos de refinación en el país serán para adecuarse a crudos pesados

En la refinería El Palito se invertirán $3,3 millardos para duplicar a 280 mil barriles su capacidad N. ROCCO/ARCHIVO

ERNESTO J. TOVAR |  EL UNIVERSAL (13-10-11)

 

 

El incremento de la producción de crudos pesados planificada por Petróleos de Venezuela para los próximos 8 años implicará la ampliación de las refinería existentes en el país, así como la instalación de nuevas plantas para el procesamiento de esos crudos dentro del Plan Siembra Petrolera.

Actualmente Pdvsa cuenta con una capacidad de refinación de 1,3 millones de barriles diarios en el país, y la meta es ampliar 61% la obtención de productos para el año 2019, en función de la demanda nacional prevista, la demanda internacional y la base de recursos disponibles. El cronograma para el período 2011-2019 sustituyó al anterior de 2006-2012, que no se cumplió.

Jesús Luongo, director de Pdvsa y gerente general del Complejo Refinador Paraguaná (CRP), explicó durante el I Congreso de Hidrocarburos que el circuito refinador venezolano ha empezado a recibir cada vez mayores volúmenes de crudos pesados y extrapesados, por lo que se requiere adaptar las plantas procesadoras a dietas y tipos de crudo para las cuales no están preparadas.

"Nuestro circuito está concebido para suministrar productos al mercado local. Y también es cierto que la demanda de productos (del petróleo) se ha incrementado, y que la dieta de crudo y la base de recursos está aumentando en crudos pesados y extrapesados", dijo.

Por ello, Pdvsa tiene un plan de inversiones de 45 mil millones de dólares, de los cuales la estatal deberá aportar 41 mil millones para construir o expandir seis complejos refinadores hasta 2019. El resto será asumido por ENI, en asociación en Petrobicentenario.

Construcción y ampliación

Para el Complejo Refinador Paraguaná, el más grande del mundo con una capacidad de 955 mil barriles al día, se calcula una inversión de 4 mil millones de dólares para acometer un programa de adecuación a conversión media y profunda.

Jesús Luongo indicó que el CRP tiene "mucha capacidad de destilación pero poca de conversión. Y a medida que hemos incorporado crudos cada vez más pesados, con dietas de 22 grados API, no tenemos suficiente capacidad de conversión".

Para la expansión de la Refinería El Palito se invertirán 3.317 millones de dólares, para duplicar la capacidad de 140 a 280 mil barriles diarios, y cambiar la dieta de la refinería de 28 grados API (crudos medianos) a 22 grados API, mucho más cercano a crudos pesados. El plan, que en parte se financiará con 1.500 millones de dólares del banco JBIC japonés, prevé que se incremente la capacidad de exportar productos desde El Palito.

Por su parte el proyecto de Refinería Santa Inés contempla inversiones por 2.968 millones de dólares. La Fase I se espera que inicie a finales de 2012 con la instalación y arranque de las unidades de destilación atmosférica.

La Fase II de Santa Inés y la expansión de El Palito se prevén para finales del año 2015 o principios de 2016, dijo Luongo.

En la Refinería Puerto La Cruz se ejecutará un proyecto de conversión profunda, con inversión de 5.164 millones de dólares en fase de implantación. En Puerto La Cruz se aspira a cambiar el patrón de refinación actual, cercano a 27 grados API, por los crudos pesados de la Faja del Orinoco, procesando casi 210 mil barriles al día.

La Refinería Petrobicentenario se construirá con ENI, a un costo de 9.712 millones de dólares (Pdvsa aportará 5.827 millones), y procesará 240 mil barriles de crudos pesados. Se espera que opere para 2017 o 2018.

En la Refinería Cabruta se invertirán 19.928 millones de dólares, y arrancará como un mejorador para después convertirse en refinería. Podría operar para 2017.