Pdvsa No Tiene Las Mayores Reservas Petroleras Del Mundo

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Fracaso petrolero

JOSÉ SUÁREZ NÚÑEZ

 

Destrucción a paso acelerado de la industria del "oro negro" en Venezuela. La producción de crudo baja al nivel de los años en que la operadora fue nacionalizada y hoy se derrumba. Cada nuevo amanecer hay una refinería con problemas y todos los proyectos permanecen atrasados

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El último reporte de Pdvsa expresa que los ingresos brutos de la Corporación de 2013, fueron de 116 millardos de dólares, y no explica los motivos del descenso de los 125 millardos ingresados del 2012. Señala que la producción registrada incluyendo crudos, condensados y líquidos del gas fue de 3,0 millones de barriles diarios. La producción viene bajando, porque en 2006, anunciaron un bombeo de 3,3 millones de barriles diarios.

Todas estas cifras no coinciden desde hace varios años con las otras agencias que monitorean el mercado petrolero. La Agencia Internacional de Energía, (AIE) identifica a Venezuela con una producción de 2,3 a 2,4 millones de barriles diarios y la OPEP coincide con la AIE. La OPEP tiene dos registros.

Uno, de la producción de crudos y otro de la producción de gas y líquidos del gas. Desde hace más de una década, cuando comenzó a detectarse que Pdvsa no era una operadora normal, sino una operadora politiquera, registraba siempre una producción de 3 millones de barriles diarios y en ocasiones 3,3 millones barriles diarios.

Lo que hacía era meter en el mismo combo de producción de crudos, unos 250.000 barriles diarios de condensados, otro tanto que eran unos 300.000 barriles diarios. Con esos números inflaban la factura. Eso explica porque la OPEP seguía con sus cifras.

Hay otros detalles interesantes. Las pasadas administraciones habían logrado que la OPEP, nos excluyera de nuestra cuota de producción los crudos condensados y los crudos extrapesados de la Faja del Orinoco, y así Venezuela podía tener más ingresos de los crudos extrapesados, que los utilizaba para producir la orimulsión.

DESCUIDO CHAVISTA
Hay que decir también que esa producción de 7.100 millones de pies cúbicos de gas, es un sofisma. El 92 de ese gas es asociado, que sale del pozo con la producción de petróleo, por lo tanto no hay ningún esfuerzo adicional de producir gas. De esos pozos salen un tercer elemento que es agua, que se manipula en el subsuelo. Hay que decir, que los chavistas han sido tan descuidados, que los pozos del Zulia están inundados de agua y están produciendo el doble de agua, que de petróleo, lo cual ha debilitado la producción de hidrocarburos.

En tiempos normales, las administraciones petroleras inyectaban más de 3 millones de pies cúbicos diarios de gas a los pozos venezolanos, que han estado trabajando durante 60 años. Nadie sabe cuántos montos de gas han dejado de inyectar, porque esto tiene una alta incidencia en la falta de mantenimiento y es visible por el aumento de pozos cerrados y la declinación de la producción en las áreas de reservas desarrolladas.

Todas estas razones y otras se reflejan en las siguientes cifras: La capacidad de producción pre-chavismo era de 3.4 millones de barriles diarios. En la actualidad es probable que llegara a 2.8 millones de barriles diarios, si reparan la infraestructura en las locaciones.

Las exportaciones de productos disminuyeron en 330.000 barriles diarios (era rutinario que todos los días saliera de las terminales venezolanas un tanquero) con un cargamento de productos.

En contraste las importaciones de productos, principalmente de gasolinas y diesel se han afianzado en unos 70.000 barriles diarios y en determinadas época que las refinerías registran averías y accidentes, es normal que se importen 100.000 barriles diarios de productos. Esto es fácilmente comprobable, y lo más lamentable es que las importaciones de gasolinas, otros productos y repuestos para las plantas requieren "prepago".

Los primeros meses de la llegada del chavismo, ordenaron a la oficina de Citgo en Estados Unidos, que disolvieran la empresa de "traders"que había establecido Pdvsa. Esta empresa llegó a registrar una venta diaria de 440.000 barriles diarios de crudos no venezolanos, que aportaban ingresos importantes y mantenía a la Corporación con el pulso del negocio del mercado.

Ahora resulta, que bajo la declinación de crudos livianos están organizando en la isla de San Eustaquio, en el Caribe, un almacenamiento para comprar y vender crudos no venezolanos. Esto permitirá anticipar dificultades ante una caída mayor de la declinación de los pozos, y evitar una interrupción de suministros a las refinerías.

Supuestamente, habrá ingresos adicionales, pero no hay que hacerse ilusiones porque las cifras sólo podrán conocerse, cuando las empresas vendedoras a finales de cada año, presentan los números de sus resultados operacionales.

INEPTITUD TOTAL
Las fallas, malos negocios y decisiones desacertadas de la industria petrolera, en exploración, producción, refinación, comercio internacional, petroquímica y Faja del Orinoco, son de dimensiones colosales.

No han sacudido a la opinión pública como cuando hay escasez de leche, azúcar o papel tualé. A nadie le preocupa la crisis petrolera, salvo cuando no encuentra gasolina en la estación de servicio, o a los vecinos de las refinerías cuando hay una explosión en una planta. La masiva publicidad gubernamental es vital para ocultar el desastre.

Negocios para perder

Jose Suarez Nuñez

La decisión política de Pdvsa de enfatizar sus negocios en el mercado asiático (China e India) y desatender el mercado estadounidense, ha significado una pérdida de 9 mil millones de dólares en el período de enero de 1999 a septiembre de 2013.

Se pierden $9 millardos al exportar petróleo a China e India

Un estudio de las ventas de crudos y productos venezolanos en el mercado petrolero mundial revela que la decisión política de Pdvsa de enfatizar sus negocios en el mercado asiático (China e India) y desatender el mercado estadounidense, ha significado una pérdida de 9 mil millones de dólares en el período de enero de 1999 a septiembre de 2013, según las cifras de la Agencia Internacional de Energía, con sede en París. El estudio abarca los aspectos de producción, consumo, suministros venezolanos y se concentra en las ventas a Estados Unidos, China e India, así como los ingresos en divisas, intercambios y otros aspectos del negocio petrolero.

La producción de crudos de Venezuela fue de 3.340 millones de barriles diarios y para septiembre de 2013 fue de 2.480 millones de barriles diarios. Las cifras están avaladas por la OPEP, con la aclaración del organismo que reproduce las cifras que le envía el gobierno de Venezuela. Con frecuencia la OPEP aporta las cifras de fuentes secundarias (los servicios especializados independientes como Platts, confiables para todas las petroleras) para los expertos. Un descenso de 860.000 barriles diarios.

El consumo venezolano para enero de 1998 fue de de 490.000 barriles diarios y para septiembre de 2013 de 740.000 barriles diarios. Un incremento del consumo nacional de 250.000 barriles diarios. Este monto comprende el consumo del mercado interno de gasolinas, diésel, gasolinas de aviación y las ventas a Colombia. Los suministros de crudos de Venezuela en enero de 1998 fueron de 2.850.000 barriles diarios y para septiembre de 2013 se redujo a 1.710.000 barriles diarios. Esto indica que la demanda del mercado interno disminuyó los montos para la exportación. Las gráficas del estudio señalan con énfasis el 2003, cuando se produjo el paro petrolero que comenzó en diciembre de 2002.

Las exportaciones a Estados Unidos que casi se acercaban a 1.6 millones de barriles diarios, han venido disminuyendo desde el 2004 y para el 2012 indican un promedio de 978.000 barriles diarios. Se refiere a las exportaciones venezolanas desde puertos venezolanos. La fuente procede de United Nations Contrade. Las exportaciones a China están registradas a partir de 2004, con un promedio de 300.000 barriles diarios, con precisión de 307.000 barriles diarios en 2012. No hay incremento de producción, sino cambio de destino de EEUU a Asia.

Las exportaciones a India comenzaron en 2005 y se incrementaron dramáticamente en el 2008 y en la actualidad representan 350.000 barriles diarios para el 2012, que son los datos disponibles del estudio. Para el 2012, las exportaciones a India y China eran de un promedio de 658.000 barriles diarios, y representan el 67 por ciento del crudo que se exportaba hacia Estados Unidos. Cuando se menciona a EEUU, se incluyen los crudos destinados a la empresa Citgo, propiedad de Pdvsa. Los ingresos de los crudos vendidos a Estados Unidos están calculados a un precio de 85 por ciento del WTI y significaron ingresos en divisas de 29.000 millones de dólares en el 2012.

Para el año 2012 las exportaciones de petróleo a China, fueron de sólo 1.000 millones de dólares. Ese contraste no hace referencias a los precios, sino que ya el gobierno venezolano los había ingresado por otras vías al Fondo Chino. También señala el informe que a los suministros a Estados Unidos se les han descontado los precios del seguro y los fletes de los cargamentos, que siempre paga el vendedor en este caso Pdvsa. Hay otros elementos como la distancia. El flete es de menos de una semana por la cercanía con Estados Unidos. El pago de los fletes a China es de 35 días, pero no hemos tenido acceso a los precios porque lo retiran tanqueros chinos en Curazao y otras islas del Caribe.

Con frecuencia han trascendido diferencias de los volúmenes de exportación con las cifras de las aduanas chinas. No se presume ninguna desaparición de cargamentos, sino que Venezuela aceptó venderle a China sin la cláusula de destino, y el gobierno de Beijing lo puede vender donde quiere y sin confirmarlo se dice que es revendido a otras refinerías en el trayecto, incluyendo estadounidense que tienen posibilidades de procesar nuestros crudos. Las exportaciones de crudos hacia la India para el 2012 aportaron 9.000 millones de dólares, y sin indagar el monto de los precios se explica, ya que las empresas indias no habían hecho adelantos de dinero, como China.

Las exportaciones de crudo a los Estados Unidos en 2012 reportaron ingresos de 40.000 millones de dólares, tres veces más que las exportaciones combinadas de China e India. Estas cifras son tomadas de United Nations Contrade y la Administración de Energía de EEUU. Si los volúmenes de las exportaciones conjuntas a China e India se hubieran dirigido al mercado estadounidense habrían reportado ingresos de 49.000 millones de dólares en el 2012. Las decisiones políticas en lugar de hacerse con criterio comercial, aunque detesten al “imperio”, habrían aportado un mínimo de más de 9.000 millones de dólares. Pero había que pagarle a China que había prestado por adelantado antes de recibir petróleo.

Los intercambios han variado significativamente. En el 2004 no se importaron productos petroleros de EEUU, pero para septiembre de 2012 Venezuela importó de Estados Unidos 200.000 barriles diarios de productos (gasolina, diésel y otros productos) que monetizaron unos 775 millones de dólares. Para julio de 2013 habían retrocedido las importaciones de productos a 385 millones de dólares.

El crudo del imperio

JOSÉ SUÁREZ NÚÑEZ

 

Estado Unidos tiene más petróleo y baja el consumo, además no puede exportar el hidrocarburo que quiera, porque se lo prohíbe una ley de los años 70. La semana pasada bajaron los crudos WTI y Brent y el consumo de gasolinas y destilados cayó hasta el nivel del 2008

En 1973, con el primer embargo petrolero de los países árabes a Occidente, lo primero que hizo Richard Nixon fue construir un oleoducto desde Alaska hasta California, pero los campos del Ártico no fueron tan prolíficos y solo bombean unos 500.000 barriles diarios de crudos.

Después de 40 años, los estadounidenses ya disponen de una autonomía energética, con los crudos de esquistos. Pero esos crudos estaban allí, antes de los embargos de 1973 y 1978.

El problema fue resuelto por el "fracking" (una nueva tecnología de perforación) que logró, en tiempo récord, perforar en la roca madre y extraer crudos más livianos y en menor tiempo.

La dependencia del petróleo extranjero, que era de 60 por ciento en el 2005, se ha reducido hasta la fecha al 35% y la seguirán reduciendo hasta montos razonables.

Otros analistas llevan el tema hasta la geopolítica, y suponen que la quinta flota estadounidense, con el tiempo no tendrá que patrullar los mares de los países petroleros árabes para proteger las reservas y los suministros de sus aliados en el Medio Oriente.

El problema es otro. El Congreso de Estados Unidos prohibió las exportaciones para proteger las reservas de crudo estadounidense en los 70. Esa ley está ahí y habrá que respetarla, aunque EEUU no está pensando en superar la exportación de crudos de otros de países, como Rusia y Arabia Saudita, sino aumentar las exportaciones de productos derivados de petróleo, de los que ya son líderes.

Además, el juego es otro, Rusia está aliada con las occidentales Exxon y BP, y los sauditas son socios de los occidentales. Lo único negativo que podría suceder es que bajaran los precios del petróleo. Mientras tanto, Estados Unidos sigue su estrategia de bajar el consumo, y estas son las últimas cifras.

La semana pasada el precio del crudo bajó a casi 4 dólares el barril en el NYMEX y el Brent más de 4 dólares, debido a que los inventarios subieron y se divulgaron varios informes económicos negativos de los Estados Unidos y Europa.

Los inventarios de crudo subieron 2,7 millones de barriles para situarse en 388,6 millones de barriles, que es el más alto nivel de las reservas en 23 años (julio de 1990.) La tendencia que registran los titulares de los medios es la producción de petróleo crudo. Gracias a los proyectos de esquistos y otras formaciones de producción no convencional de este año, ahora supera los 715.000 millones de barriles por día y está creciendo. Este es el nivel más alto en 21 años.

BAJA DE CONSUMO
Mientras que la producción se ha disparado al alza, el consumo se mantiene en los niveles de 2008 durante la recesión. El consumo de petróleo de marzo promedió 18,5 millones de barriles diarios. El menor promedio en los últimos cinco años.

Las cifras de consumo, año tras año en el agregado, son engañosas este año. Todo el aumento se puede atribuir a un clima más frío. Prácticamente toda la variación estacional del consumo de propano, de 335.000 barriles diarios, fue para la calefacción en marzo pasado y alcanzó a 1.469.000 barriles diarios.

Los medios de consumo de diésel se han reducido año tras año, y esto es una señal económica negativa. El consumo de gasolina para marzo bajó 168.000 barriles diarios en relación al año pasado, para situarse en 8.465.000 barriles diarios. La mayor producción y menor consumo llevan a la caída evidente en las importaciones, que son de más de 4 millones de barriles diarios en los años pico.

Con las exportaciones de productos a más de 2 millones de barriles diarios, desde mediados de la década pasada, las importaciones netas de petróleo se redujeron a 6,522 millones barriles diarios, lo que es una baja muy grande. La dependencia de EEUU del petróleo importado es de 35%. Para 2005 era del 60%. El consumo de gasolina para la semana pasada fue de 124.000 barriles diarios y llegó a 8,523 millones barriles diarios, un 1,2% inferior al del año pasado.

Los inventarios de destilados en la Costa Este siguen siendo bajos. Esto significa, que incluso en marzo el clima frío puede tener un mayor impacto en la volatilidad de los precios. Las existencias de gasolina son ahora son suficientes para satisfacer la demanda.

La reserva de petróleo (número de días de inventarios) es 58,1 días y está muy por encima del promedio de 54,6 de marzo. Si no fuera por los problemas en Chipre, Oriente Medio, África del Norte y Venezuela estos números sería muy bajos para los actuales precios del petróleo.

Corpoelec huele mal

Jose Suarez Nuñez

Gobierno de China no acepta encargarse de la empresa estatal de electricidad. Gerencia asiática consideró que no se va a meter en el caos doméstio del negocio si no van a tener derecho a decisiones.

Rechazan que los ingresos procedan del pago del servicio eléctrico cuyas tarifas deben ser revisadas

Los documentos que se cruzaron aunque no se trata de secretos de Estado, son papeles de circulación restringida. La primera señal de que empresas chinas iban a intervenir en una gama de negocios distintos a los muy publicitados de la “venta de petróleo a futuro”, fue la construcción de la planta eléctrica de El Palito, de 400 megavatios, que debió inaugurarse antes de las elecciones (septiembre 2012).

No obstante haber traído 300 artesanos de China, el incumplimiento del gobierno de Venezuela en los pagos, difirió la entrega de la planta eléctrica de El Palito y aún no ha sido concluida. El gobierno se sintió incapacitado enfrentarse a la crisis eléctrica porque hace falta mucho dinero y reemplazo de piezas y equipos y una jefatura centralizada y fuerte.

Aunque no son los primeros en tecnología, los chinos están construyendo la empresa hidroeléctrica mayor del mundo, de “Las Tres Gargantas”. El Gobierno Nacional se decidió a ofrecerle a empresas chinas, el traspaso de la administración del sistema eléctrico nacional, o una parte importante del mismo, que podría ser Generación o Transmisión.

Era una decisión de mucho riesgo político, dentro del concepto parcializado que tiene el gobierno venezolano sobre la “soberanía”. Pero la falta crónica de recursos económicos, forzó al gobierno que se lanzó a negociar con las empresas chinas y presentarle una oferta. Fuentes confiables dijeron que para los chinos, que llevan varios años en Venezuela manejando grandes proyectos, pensaron que “administrar el sistema eléctrico venezolano necesita mucha disciplina.

Los ingresos eléctricos proceden de los usuarios y adquirir una parcela importante de todo el sistema eléctrico no es confiable”. Al parecer le ofrecieron la administración de un área del negocio, no la totalidad del sistema eléctrico. Trascendió que gerencia china consideró que no se va a meter en el caos doméstico del negocio, si no va a tener derecho en las decisiones.

Aseguran que hay estudios hechos al efecto, pero los empresarios chinos no aceptaron, “la oferta venezolana”. En primer lugar será necesario subir las tarifas eléctricas. Ese aspecto la política populista lo rechaza de inmediato.

En la actualidad con los desórdenes originales ocasionados por la incompetencia de Alí Rodríguez Araque, de la fusión abrupta y politización, Corpoelec es una institución que ninguna organización se atreve a administrar, al menos bajo las estrategias políticas del gobierno. El sistema eléctrico nacional requiere de profesionales que planifiquen a largo plazo y cuiden la disciplina de las inversiones y de las tarifas.

Operaciones de Citgo en EEUU

Las operaciones de la empresa Citgo en Estados Unidos resultaron muy atractivas el año pasado, con una ganancia neta por operaciones de 779 millones de dólares superando las 533 millones de dólares que obtuvo en 2011. Citgo pagará a Pdvsa dividendos de 371.000 dólares correspondientes al 2012 y 180.000 dólares en marzo del 2013, según las cifras oficiales.

La refinería Lemont, en el área de Chicago fue la que obtuvo mayores dividendos, de todo el sistema Citgo y una de las principales razones es que se abastece de crudos canadienses, que situados en la planta son más económicos que los venezolanos. Hace años unos “patriotas nacionales” presionaban para que se vendiera la planta porque sólo procesaba crudos canadienses. Ahora es la que registra los mayores beneficios económicos. De todas formas la presión de los “patriotas” lograron que se vendieran las dos refinerías asfalteras, una estaba ubicada en Georgia y la otra en New Jersey y la sofisticada Lyondell, en Texas.

La semana pasada Lyondell notificó a Pdvsa que no compraría más crudo venezolano, al expirar un contrato que duró 13 años. Las plantas de Lake Charles y Corpus Christi han tenido un importante desarrollo en los mercados de aguas abajo, en las venta de gasolinas y combustibles diesel de mínimo contenido de azufre. El año pasado el sistema Citgo procesó 638.000 barriles diarios, de los cuales 237.000 los suministró Venezuela, que fueron a Lake Charles y Corpus Christi, y los restantes 401.000 barriles adquiridos en el mercado internacional.

Amuay, caso archivado

 José Suárez Núñez /

 

Al día siguiente de la explosión se ordenó un cierre informativo y se impidió el ingreso de trabajadores con celulares.

Informe del Comité de Manufactura rechazó el criterio de que el accidente fue fortuito

El comité de Manufactura de Coener (un think thank sin fines de lucro), que reúne a medio centenar de petroleros y en su mayoría de refinación incluyendo varios gerentes del Centro de Refinación de Paraguaná, exige más transparencia de aspectos desconocidos del accidente de la refinería de Amuay. El más importante cuestionamiento es que hace más de seis meses que se produjo el accidente, y Petróleos de Venezuela no sabe o no quiere decir, dónde y cuándo fue el origen de la explosión.

Según las normas y procedimientos de Pdvsa, la empresa debe presentar a la junta directiva el informe de la investigación y no lo ha hecho, y las autoridades energéticas dijeron que abrirían “tres investigaciones por la explosión de la refinería de Amuay, y ninguna ha trascendido”, afirma Coener. El informe del Comité de Manufactura rechazó el criterio de Pdvsa, de que el accidente fue fortuito, y la empresa tiene una importante cuota de responsabilidad en el accidente por la mala práctica del negocio.

Situación de cuidado

Consideran la situación actual de la refinación en el país, en los siguientes términos: Las refinerías de Amuay y Cardón tienen una capacidad conjunta de 955.000 barriles diarios (Amuay destila 645.000 barriles diarios y 31% de gasolinas y Cardón 310.000 barriles diarios y 38% de gasolinas) y están trabajando al 60 por ciento de su capacidad nominal. Agrega el informe que están gravemente afectadas las importantes unidades de conversión media y profunda, donde se producen los componentes de alto octanaje (gasolina).

Varias de las unidades de hidrotratamiento y el complejo de lubricantes de Cardón están fuera de servicio. La principal planta de destilación atmosférica de Amuay, la número 5, cuya capacidad es de 185.000 barriles, aún no ha entrado en servicio, debido a que su horno y otras instalaciones fueron afectados por la explosión del 25 de agosto del 2012. Esta situación ha creado una tendencia creciente de paradas no programada y en la injustificable extensión de paradas programadas, que conjuntamente con otros accidentes de la infraestructura refinadora de Pdvsa, revelan que el sector es estructuralmente inestable y está peligrosamente vulnerable.

Coener recomienda a Pdvsa a cumplir con todos los planes y programas de contingencia y seguir las normas y procedimientos, para proteger todas las refinerías del país. Al margen de la posición fijada por los expertos de Coener, hay comentarios, opiniones y hasta rumores continuamente, que se justifican por la muerte de 52 personas, 150 heridos y muchos desaparecidos, pero el origen de la explosión sigue siendo un misterio. Un comisario policial diría “no se ha detectado la escena del crimen, ni el arma del homicida”.

Al día siguiente de la explosión se produjo un cierre informativo y a los trabajadores se les prohibió el acceso a determinadas áreas de la planta y se les impide entrar con sus celulares. La primera versión divulgada de la explosión fue que una de las válvulas de las esferas de propano y butano, y con un viento a favor, desde las esferas salió una masa de fuego hacia el área de la planta junto a donde están situados los tanques de almacenamiento. Esa masa de fuego arrasó el cuartel del destacamento 44 de la Guardia Nacional y la urbanización Alí Primera.

La respuesta de Pdvsa fue muy frágil, porque durante semanas previas a través de largos documentos, los trabajadores exigían que se corrigieran las fallas de seguridad. Otra opinión que circulaba que una explosión de vapor “boiling liquid expansion” ocurrida en las esferas de GLP al no abrirse liberaron una sobrepresión interna. También dijeron que la falta de mantenimiento a las válvulas de alivio, o que era la corrosión de las paredes del recipiente de la esfera.

Ya había antecedentes 

Desde el 2003 los medios de comunicación habían registrado previamente 79 accidentes graves en Cardón y Amuay con saldos de 19 trabajadores muertos y 67 lesionados. La situación fue más preocupante a partir de diciembre de 2011 cuando se registró una parada de emergencia en la unidad de coquización retardada, y casi de inmediato otra parada en una unidad destiladora de Amuay. El 6 de diciembre de se paró también otra unidad de coquización retardada de Cardón.

Desde el 3 de enero de 2012 en adelante se produjeron paradas de la planta de craqueo catalítico de El Palito, el día 6 de ese mes se registró una explosión del reformador de Cardón. El mantenimiento del “crack” de Amuay fue diferido para el 8 de enero.

En algunas ocasiones han estado paralizadas 2 y 3 refinerías y eso explica que ha sido necesario importar gasolina terminada, y con más frecuencia importación de “componentes” que para los efectos económicos, no hay gran diferencias de precios a los de la gasolina terminada.

El desastre eléctrico

Equipos del sistema de 760 kV con más de 25 años de servicios no disponen de inventarios de repuestos. Existen contratos con firmas argentinas, donde el Gobierno acepta pagar un anticipo del 30% de la obra

JOSÉ SUÁREZ NÚÑEZ

Seis de los más experimentados ingenieros eléctricos venezolanos presentaron un documento el 4 de octubre pasado, donde presentan la realidad eléctrica nacional, desmintiendo la versión oficial, de que existe un crecimiento excesivo de la demanda eléctrica y revelando la crítica situación en que se encuentran el sistema de transmisión.

Los ponentes son Miguel Lara, Nelson Hernández, Iñaki Rousse, Victor Poleo, José G. Aguilar y Ciro Portillo. Dijeron que el sistema de transmisión troncal es insuficiente, los límites seguros están excedidos y los nuevos proyectos de generación no tienen capacidad para transportar electricidad, desde las plantas de Tocoma, La Vueltosa, Josefa Camejo y TermoCentro.

Los equipos del sistema de 765 kV con más de 25 años de servicios, con autotransformadores, reactores, interruptores, transformadores de medida, auxiliares, compresores y otros equipos menores, requieren mantenimiento mayor y no disponen de inventario de repuestos.

Hay otras fallas casi invisibles, como el tiempo de restitución del servicio, que define la calidad del servicio. En Venezuela es muy lento, en relación a las normas internacionales. En Venezuela durante el 2009 el tiempo de respuesta por fallas fue de 4 horas y 53 minutos. El año 2010 subió a 9 horas y 3 minutos y el año 2011 la respuesta se demoró 10 horas y 10 minutos.

ELEFANTES BLANCOS
En una preliminar reseña, aparecen unos cuantos Elefantes Blancos, que la rutina diaria de los apagones y declaraciones han postergado su actualización. La Vueltosa, en

La actual administración se comprometió a culminarla en 37 meses, para agosto de 2006, según anunció que se hizo en un Aló Presidente del 11 de mayo de 2003. Desde el 2000 al 2010 se hicieron asignaciones presupuestarias de 196 millones de dólares y con otros préstamos y asignaciones suman 492 millones de dólares. Está inactiva.

La Rehabilitación de Planta Centro, en Morón, se consideró un ícono, la planta termoeléctrica de mayor capacidad en Latinoamérica, de 1.800 MW. En 1999 generaba un promedio de 1.000MW y la rehabilitación prometía un promedio firme de 1.600 MW. Se le han asignado desde el 2000 al 2010 en los presupuestos 560 millones de dólares. El proyecto de conversión a gas de la unidad 1, costó 360 millones de dólares. La planta tiene 4 unidades.

Tocoma, en el estado Bolívar, una planta hidroeléctrica con capacidad para procesar 2.160 MW, debió iniciar su operación comercial en el 2007. Su costo inicial con un financiamiento internacional fue estimado en 3.600 millones de dólares. El costo actual se ha elevado a 7.800 millones de dólares, y no tiene sistema de transmisión para entregar energía. La obra fue contratada por asignación, sin licitación, por un acuerdo entre las presidencias de Argentina y Venezuela, a la empresa argentina Impsa.

Rehabilitación de Macagua 1, una planta hidroeléctrica de 6 unidades y una capacidad de 480 MW. En julio de 2004 el gobierno tomó la decisión de rehabilitarla con base a un informe de la empresa argentina Impsa, con informes errados de los caudales del Caroní, la disponibilidad en Guri y vertimento del Caruachi. Reportaron un monto estimado de la obra en 142 millones de dólares, que la gerencia técnica de Edelca consideró improcedente.

El informe de Impsa registra algunos mecanismos irregulares. Es enviado el 23 de agosto de 2004 a través de la embajada de Venezuela en Argentina. La empresa argentina presenta la oferta a Edelca el 31 de Octubre de 2005 y el contrato es firmado el 2 de Noviembre de 2005 ( 3 días después) por un monto de 223,5 millones de dólares, para ser ejecutado en 66 (mayo de 2011).

Existen algunos procedimientos irregulares. Aceptó el gobierno venezolano un pago anticipado de 30 por ciento de la obra, a la firma del contrato, y también aceptó que no será penalizada la empresa ejecutora (Impsa) por retraso en la entrega de la obra, ni se mencionó la fórmula para el escalamiento de los costos. El monto del contrato ya rondaba los 350 millones de dólares y presenta un retraso de 18 meses.

Gastan más de $9 millones diarios importando gasolina

José Suárez Núñez

16 de enero de 2012 

 

Los accidentes, incendios y fallas operacionales en las refinerías nacionales, crearon una crisis en la primera semana del 2012 que generó  un déficit de  producción de 80 mil a 120 mil barriles diarios gasolinas. Para solucionar la situación, en los últimos 10 días el Gobierno está importando cargamentos de gasolina a un costo de 9 millones de dólares diarios.

Las primeras señales fueron a partir del 5 de diciembre pasado, cuando se reportó una parada de emergencia en la unidad de coquización retardada de Amuay, y casi de inmediato se registró otra parada en una unidad destiladora, obstaculizando la producción de kerosene y otros destilados para fabricar lubricanes.
El 6 de diciembre paró la unidad de coquización retardada de Cardón por una falla que detuvo la producción de nafta, butano y propano en las plantas de la catalítica y el 24 de diciembre vino otra falla obstaculizando la producción de aceites.
El 3 de enero, un comunicado de Petróleos de Venezuela advirtió que se paralizaría 5 dias la planta de craqueo catalítico, de la refinería El Palito. El viernes 6 de enero una explosión en el reformador de Cardón, volvió a afectar la producción de naftas y gasolinas y la situación de la planta se complicó por una falla eléctrica de Genevapca, que dejó sin servicio eléctrico la catalítica de Cardón.
El mantenimiento del “crack” de Amuay que estaba programa para llevarse a cabo en octubre, fue diferido para el 8 de enero, al producirse por segunda vez la caída de El Palito.
De la refinería Isla, en Curazao, no puede pedirse ayuda ya que su capacidad de proceso de 220.000 barriles diarios, ha bajado a 160.000 barriles diarios, debido a fallas crónicas, principalmente en el suministro eléctrico.
En esta circunstancia Petróleos de Venezuela está enfrentándose a una de las situaciones más críticas de la actividad refinadora. En estos momentos tiene un déficit entre 80.000 barriles diarios a 120.000 barriles diarios de gasolina, para atender el mercado interno.
Una fuente confiable declaró a “TalCual”, que el Gobierno está importando un aproximado de 80.000 barriles diarios de gasolina de las refinerías del golfo de México, a seis dias de travesía marítima que ocasionan desembolsos de 9 millones de dólares diarios calculando que el barril de gasolina importado tiene un valor de 120 dólares.
La edición de TalCual del 9 de enero pasado, ya registraba esta situación.
Los traders consultados confirmaron que no habrá escasez en el mercado interno, porque han firmado contratos de cargamentos de suministro, pero a un alto costo económico para la tesorería de Pdvsa.
Existen otros inconvenientes. Algunos traders consideran a Pdvsa como el mejor cliente, pero desde el año pasado no le venden los cargamentos de gasolina, con la tradicional “cuenta abierta con carta de crédito”,  porque no paga puntualmente.  Cada cargamento vale más de 27 millones de dólares. Es enojoso decirlo, pero algunos traders han intentado pedir “prepago” en las ventas de gasolina.
Para fabricar un litro de gasolina se requieren de unos 7 componentes. Las refinerías nacionales desde hace más de una década debieron hacer fuertes inversiones, para actualizarse a las nuevas normas ambientales y tecnológicas, pero no lo hicieron.
Desde 2005 empezaron a importar un discreto monto de 20.000 a 30.000 barriles diarios de “mtbe, alquilatos y otros componentes” para mezclar y cumplir algunos contratos. El déficit de producción llegó a un climax la primera semana del año, con la coincidencia de las paradas y las fallas.
Un experto en el mercado dijo que esa gasolina que Venezuela importa la regala a las estaciones de servicio, y adicionalmente paga a las mismas de 50 a 60 bolívares “por litro vendido” como subsidio a la cadena de comercialización.
Aun no existe una cifra exacta de los millones de millones de dólares que al  Gobierno le han costado las paradas programadas, las imprevistas, los incendios, las fallas ocasionales y todo tipo de sucesos, muertos y heridos.
El dirigente obrero petrolero Ivan Freites, miembro del Comité Ejecutivo de la Futpv, declaró que desde el 2003 después del paro petrolero, se han reportado 304 eventos (accidentes y fallas) que han ocasionado la muerte de 68 trabajadores y 264 heridos, y la tristeza en cientos de hogares que no se pueden contabilizar.

Pdvsa no puede “sembrar” el gas

Jose Suarez Nuñez

Hay un déficit conocido de 1.500 millones de pies cúbicos de gas y como contraste se botan a la atmosfera 600 millones de pies cúbicos. Por la falta de mantenimiento están en pésimas condiciones los sistemas de transmisión y compresión de los equipos. El plan de la industrialización del gas requiere una inversión de 10.000 millones de dólares y Pdvsa no los tiene. Necesita la ayuda de las transnacionales, pero la oferta gubernamental nos es atractiva para los futuros socios por el actual precio del gas.


El Gobierno tenía como bandera cuando asumió el poder hace 11 años la apertura del gas, y creo los instrumentos para hacerlo: aprobar la ley, el reglamento y fundar Enagas, pero el intento se quedó en la mesa de trabajo de los proyectistas.
La situación actual es que tendrá que aumentar la producción de diesel, o importarlo, porque utiliza ese derivado del petróleo tan caro como la gasolina para combustible de las plantas eléctricas, tiene un déficit de gas de 1.500 millones de pies cúbicos diarios, y como contraste bota cada día a la atmósfera por los mechurrios 600 millones de pies cúbicos de gas, porque están en malas condiciones los sistemas de transmisión y compresión, por falta de mantenimiento.
En una entrevista con el ingeniero petrolero Arévalo Guzmán Reyes, ex – director de Pdvsa  dijo que la industrialización del gas en Venezuela era lo primero que debía hacerse porque no existía, y así lo hizo la actual administración en el 2000 con su correspondiente reglamento y fundó Enagas. Han pasado 11 años y sigue siendo un proyecto.
Dijo que hay varios problemas en el gas. Al caer la producción de petróleo en 1 millón de barriles diarios, aproximadamente,  origina un déficit de 2.000 millones de pies cúbicos diarios de gas. Influye también el pobre mantenimiento actual y con la mala administración de los sistemas de transmisión y compresión, que han creado un déficit crónico.
En el pasado, disposiciones del Ministerio de Minas e Hidrocarburos prohibían botar a la atmósfera más del 3% del gas extraido de la producción petrolera. Ahora se expulsa a la atmosfera del 10 al 15 por ciento del gas producido. Eso no incluye el gas de las empresas de la Faja del Orinoco.
El plan de inversiones para aumentar la producción actual a 11 millardos de cúbicos está basado en los siguientes proyectos. En la plataforma deltana con una inversión de 3.800 millones de dólares se producirían 1.500 millones de pies cúbicos con destino al mercado interno.
El proyecto Mariscal Sucre, antiguo Cristóbal Colón, requiere una inversión de 2.700 millones de dólares, para aportar 1.200 millones de pies cúbicos al mercado nacional.
Otro proyecto que requiere una inversión de 2.400 millones de dólares, deben ser destinados para el desarrollo del proyecto Anaco, que con la conexión del ICO (tuberías desde Morón hasta la refinería Amuay) requiere una inversión pendiente de 530 millones de dólares.
La gasificación del gas en ciudades y pueblos del país, que cubre un área de población de 2.6 millones de familias necesita una inversión de 2.400 millones de dólares, también está atrasado 11 años.  Expresado en grandes números, el  plan nacional de gas requiere una inversión total de de 10.000 millones de dólares. La conclusión de tantos proyectos dispersos e inconclusos se debe a que no hay recursos económicos  y el gobierno a falta de dinero hace con frecuencia por la vía mediática un “replay” de los proyectos sin iniciarse, o inconclusos.
Arévalo advierte que además de la falta de dinero no se hace mantenimiento, que es la regla de oro del negocio petrolero. Los 5.500 kilómetros de oleoductos y gasoductos de tuberías de 26 a 36 pulgadas de diámetro, están bombeando volúmenes de gas a 500 y 600 libras de presión, en lugar de 1.000 libras que le corresponden porque las tuberías no resistirían la presión original, y ese es un peligro invisible, que puede aparecer en cualquier momento.
Los proyectos están estancados, porque el Gobierno paga 1 dólar para entregar 1 millón de BTU.
Arévalo dice que unos de los pecados originales para decirlo de alguna manera, es haber abandonado la exploración y producción en las cuencas tradicionales. La producción petrolera ha caído en una aproximado de 1 millón de barriles diarios, y como consecuencia faltan 2 millones de pies cúbicos de gas asociado del petróleo. Como referencia adicional, no permite sacar los líquidos del gas (propano, butano, gasolina natural y olefinas), que tiene un alto valor comercial.
Estos proyectos de gas “libre” seguirán demorados a perpetuidad si no modifican las condiciones. El gobierno paga 1 dólar por el millón de BTU y bajo esas condiciones no es negocio para las compañías, con un precio en el mercado de 4 dólares el millón de BTU. Tendrá que subir a 7 u 8 dólares para que sea negocio para los inversionistas extranjeros.
Un gobierno responsable habría desarrollado los 20.000 pozos que están abandonados, donde hay gas más rico que el de “costa afuera”, además de ofrecer un importante número de miles de empleos en todo país.

Los proyectos de gas: más bulla que cabuya

Jose Suarez Nuñez

El Gobierno debía darse cuenta de que aunque Pdvsa tenga el 8vo lugar mundial en reservas gasíferas debe solucionar el déficit diario de 2.500 millones de pies cúbicos, porque en la última década no acaba de arrancar la producción de sus tres grandes áreas costa afuera, mientras el pequeño vecino de Trinidad-Tobago fabrica sus plataformas de perforación, tiene 4 trenes de licuefacción, y es el mayor exportador de LNG a EEUU

José Suárez Núñez

BP Trinidad & Tobago anunció la semana pasada el comienzo de la producción de gas del campo Serrette, a 90 metros de agua del sureste de la costa de la isla de Trinidad. La actividad comenzó con la quinta plataforma construida en la Isla y hay otras 13 operando costa afuera.

La plataforma puede producir 400 millones de pies cúbicos diarios de gas y condensados de 5 pozos asociados. La producción de esta plataforma tiene facilidades para el suministro al mercado interno de la isla, y a la planta de licuefacción Atlantic LNG, para exportar a los importantes mercados de Estados Unidos y Europa y hasta clientes en Brasil.

Trinidad & Tobago es el mayor exportador de LNG a Estados Unidos y el quinto exportador del mundo después de Qatar, Malasia, Indonesia y Argelia. En 2009 exportó a Estados Unidos 236 billones de pies cúbicos de gas y 73.000 barriles diarios de crudos. Es la única isla del Caribe que tiene autonomía de petróleo y gas. Todas las demás islas son importadores netos de hidrocarburos a las que suple PetroCaribe.

Norman Christie, presidente de BPTT, dijo que el complejo que constituye Serrette demuestra el contenido local y el orgullo de continuar la tradición del diseño local y la fabricación que se inició cuando se lanzó la plataforma Cannonball en 2001. “Nosotros tenemos la habilidad para estandarizar las lecciones aprendidas para diseñar cada plataforma”, agregó Christie.

BPTT opera en 904.000 acres en la costa este de Trinidad, con otras 13 plataformas y dos unidades de procesamiento con capacidad para procesar 450.000 barriles diarios equivalentes de petróleo.

La terminal Atlantic LNG Company es un consorcio constituido por British Petroleum, British Gas, GDF Suez y Repsol YPF, operan los cuatro trenes de licuefacción ubicados en Point Fortin, situado en el suroeste de Trinidad.

El primer tren de licuefacción inició sus operaciones en marzo de 1999  y sucesivamente en los años 2002, 2003 y 2006 se instalaron cuatro trenes, que tienen una capacidad combinada de 14.8 millones de toneladas métricas de LNG. Atlantic y el gobierno de Trinidad Tobago han anunciado la construcción del quinto y sexto tren de licuefacción.

Trinidad&Tobago, un pequeño territorio de 5.128 kilómetros cuadrados y una población de 1.2 millones de habitantes, tiene fronteras marítimas con Venezuela y acuerdos para la producción conjunta de reservas de gas. Tiene sólo 39.3 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas y se ha convertido en una década en el mayor exportador de LNG a los Estados Unidos.

Pdvsa posee la octava posición mundial en reservas de gas y 148 TCF (trillones de gas) de reservas, pero tiene un déficit diario de gas de 2.500 millones de pies cubicos y está gastando una fortuna en diesel,  (con un precio del barril a 135 dólares) y en el futuro tendrá que importar para usarlo como combustible en sus plantas eléctricas.

Además del gas asociado que viene con el petróleo, en la década de los años 80 del siglo pasado, Venezuela encontró 4 importantes campos de gas en el norte de Paria (Rio Caribe, Mejillones, Patao y Dragón) y todavía no ha sacado ni una sola molécula de gas. Han sido infructuosas las negociaciones con las mayores firmas mundiales de gas, pero se nubla de soberanía y fracasan los negocios.

El mismo camino ha sido en la plataforma deltana, donde desde principios de siglo la actual administración encontró gas y condensados en el primer bloque perforado, a unos 2 kilómetros de los campos de gas trinitarios. Aunque han otorgado permisos para exploración y explotación a las firmas Chevron, Total, y StatoilHydro y estas han encontrado reservas de más de 7 TCF en el área, los proyectos no han arrancado.

El boom gasífero de Trinidad Tobago se inició en 1999 y tiene activos 4 trenes de licuefacción, y en ese lapso de tiempo el actual gobierno venezolano, habló de la apertura del gas, y de instalar un tren de licuefacción en Guiria que se han quedado en proyectos. Pdvsa acostumbra arrancar los proyectos a velocidades como de la Fórmula Una, pero después se le desinflan los cauchos.

Los tres grandes proyecto: mariscal Sucre, plataforma deltana y proyecto Urdaneta, sólo hay una novedad: el gas descubierto por Repsol y Eni. Mientras Trinidad ha construido 5 plataformas en la isla para extraer y procesar gas, Venezuela arrendó la Aban Pearl que se hundió en el golfo de Paria.

Reservas sin producción no tienen valor

Jose Suarez Nuñez

Pdvsa retrocedió de la posición 56 a la 66 en la lista de Fortune 500 y junto a la Cepsa de España no mejoró sus ganancias. No es potencia gasífera pues importa gas de Colombia y tiene un déficit de 2.000 MM de pies cúbicos diarios
Por: José Suárez Núñez
 

 

Las mayores reservas mundiales de petróleo y gas están en Venezuela, pero son inútiles, si no se explotan y comercializan. Los hechos indican que ha retrocedido la producción de petróleo, la extracción de gas está a los mismos niveles del año 2.000, se están cayendo las refinerías por falta de mantenimiento y no han descubierto un solo nuevo campo petrolero en más de una década.

Los volúmenes gigantescos de la Faja del Orinoco no fueron del trabajo exploratorio de la actual administración. Estos cálculos fueron realizados por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde, quienes durante un año por instrucciones del ministerio de Minas e Hidrocarburos, en la década de los años sesenta, hicieron el trabajo y lo presentaron en un congreso petrolero en México, causando un impacto internacional en la comunidad petrolera.

Las cifras de esos pioneros, son iguales a las que se adjudica Pdvsa haber descubierto, pero después del paro petrolero Pdvsa no ha podido gerenciar la industria petrolera con eficiencia.

En el 2005, con un bloque de estrategias politizó la actividad petrolera. Preparó el plan soberanía petrolera de la Faja del Orinoco, le cambió los nombres a todas las empresas y proyectos, y modificó la ley del Banco Central para tener directamente el acceso a todas las divisas, ya que la antigua ley disponía, que Pdvsa tenía la obligación de notificar los montos de los ingresos al BCV para que el país conociera.

En todos estos años, Pdvsa no ha podido instalar un solo "mejorador" para convertir ese petróleo extrapesado en crudos mejorados o sintéticos.

Finalmente, el año pasado, después de seis años de firmar docenas de acuerdos de entendimiento con docenas de países, acordó y entregó oficialmente a las empresas Chevron, Repsol, ENI, CNOC de China, con otros socios 3 bloques en la Faja del Orinoco para explotarlos

NI UN SOLO BARRIL NUEVO
Aún los taladros no han iniciado la perforación de los campos y no ha salido un solo barril de petróleo nuevo. La segunda fase publicitaria ha sido que ahora "es también una potencia gasífera", y las reservas de gas de casi 7.000 millones pies cúbicos, son las mismas de 1999 y así aparecen en los datos oficiales. ¿Qué potencia gasífera?, que no dispone de gas para las plantas eléctricas, y las promesas de gasificar todos los pueblos y ciudades es casi una leyenda.

El país vive con un déficit de 2.000 millones de pies cúbicos de gas diarios y tiene que importar 150 millones de pies cúbicos de gas de Colombia para el Zulia. Cuando hay un accidente en el gasoducto, Maracaibo se queda a oscuras, como sucedió recientemente.

El único gas del que disponemos es el gas asociado que viene con el petróleo que se extrae diariamente. Todos esos volúmenes de petróleo y gas, están asentados en los libros hace décadas, desde que el gobierno de Medina Angarita, promulgó la ley de hidrocarburos de 1943.

Lo ideal hubiera sido, que aunque lo descubrieron otros gobiernos, el régimen chavista los hubiera desarrollado, pero no han sabido, y no han podido, porque se han gastado según declaraciones del ministro Jorge Giordani 350.000 millones de dólares en las llamadas inversiones sociales, que incluyen la abultada burocracia

El hidrógeno matará el petróleo

Jose Suarez Nuñez

Ahmed Yamani, poderoso exministro de petróleo de Arabia Saudita, declaró que cuando el hidrógeno se desarrolle el petróleo estará muerto como líder energético, aunque seguirá existiendo. 

Es casi seguro que pueda seguir subiendo hasta superar el precio de 145 dólares que registró en julio del 2008, aunque no en este trimestre, pero estas alzas no tienen nada que ver con la oferta y la demanda del mercado, y también vendrá el ciclo de la baja, que será devastador porque la economía no se ha recuperado, dicen otros analistas del mercado. 

El precio del petróleo está en manos de los especuladores de 15 a 20 (Hedge Funds) y varios de los mayores bancos de inversión mundiales, que están sosteniendo una burbuja artificial con las transacciones de los precios altos del petróleo, que no tiene nada que ver con la oferta y la demanda. 

Pero los especuladores no encuentran otro "commodity" donde invertir tan seguro y rentable como el petróleo, y si la Opep no incrementa la producción, la situación se mantendrá a la alza, pero la burbuja no puede estar inflada todo el tiempo. 

Yamani asegura que el carro eléctrico no desplazará el petróleo, porque siempre se necesitarán energías fósiles, pero retomando el impacto de los precios altos, estos inclinarán las inversiones en energías superiores como el hidrógeno, cuya materia primera es el aire accesible a todos, y no daña el ambiente. 

En contraste, Christopher Steiner, autor del libro 20 dólares el galón no espera un retorno a la crisis del 2008, ni espera que el precio del barril de petróleo pase más de 100 dólares, en el primer trimestre del año. Indica como primer argumento el aumento y la seguridad del suministro. 

Esa es una de las explicaciones de que las compañías están vendiendo las refinerías. 

Los precios han subido, pero hay menos automovilistas comprando gasolina. 

La Opep está bombeando más que en el 2008 y la demanda ha bajado. Estados Unidos, Europa y Japón, están importando menos crudos que cuando los precios habían pasado de 140 dólares. 

Steiner dice que la memoria del 2008 está aún fresca y nadie quiere que se repita y en eso incluye a la Opep.

Precios extremos son obviamente malos para los importadores, pero también son malos para los productores. Productores como Arabia Saudita se sienten bien con un precio de 80 dólares el barril, porque es un buen margen y no incitan las grandes inversiones en otras Fuentes alternas. 

MOTORES DE HIDRÓGENO
Hay empresas como la Mercedes Benz y la General Motors, que ya tienen carros con motores de hidrógeno, pero su predominio masivo no se verá hasta el 2030 o 2050 y la importancia de esto es que el transporte consume el 40% del petróleo de la demanda mundial a través de la gasolina y el diesel. 

Los vehículos en lugar de motores de combustión interna, tendrán celdas de hidrógeno debajo del piso de los pasajeros, con paquetes de baterías. Estos vehículos tenían 100 millas de autonomía y ahora llegan a 300 millas. Nunca han estado activos tantos intentos para bajar el precio de las energías y hay muchos trabajos en ese sentido. El diesel y la gasolina proceden del petróleo, pero cuando los precios suben exageradamente, hay grandes inversiones para llevar el gas a líquidos, es decir en gasolina o diesel, un combustible que se convierte en barato y extraordinario. 

La firma surafricana Sasol anunció en el New York Times, que invertiría 1.000 millones de dólares canadienses, para comprar la mitad de una empresa canadiense explotadora de gas. 

Sasol posee la patente de tecnología que en décadas permitió a la fuerza aérea alemana durante la segunda guerra mundial, tener suficiente combustible para los aviones, extraído del carbón. 

La firma hizo un gran aporte también para que Suráfrica sobreviviera al embargo petrolero mundial contra el "apartheid"al llevar el gas natural y el carbón a líquidos.