El Cambio Climatico y Los Combustibles Fosiles

   El Cambio Climatico y Los Combustibles Fosiles by energia21

Socios de Pdvsa piden revisión de régimen cambiario para invertir

Andres Rojas

Las observaciones provinieron de ejecutivos de Chevron, ENI y Repsol en las conferencias expuestas en el Seminario Internacional Faja Petrolífera del Orinoco, realizada en la sede de Pdvsa.

El representante de ENI solicitó flexibilizar paridad del bolívar y el de Repsol un modelo predecible u operar con dólares

Los representantes de las transnacionales socias de Petróleos de Venezuela elogiaron la oportunidad de invertir en el sector de hidrocarburos del país. Sin embargo, advierten que el modelo de empresa mixta requiere de más autonomía, celeridad en la ejecución, definición del financiamiento, solución de las fallas en la vialidad e infraestructura pública y revisión del esquema cambiario. Las observaciones provinieron de ejecutivos de Chevron, ENI y Repsol en las conferencias expuestas en el Seminario Internacional Faja Petrolífera del Orinoco,  realizada en la sede de Pdvsa. Indicaron que los proyectos se están haciendo más costosos, entre otras razones, por los pagos que deben efectuarse en bolívares.

“Se debe reducir el riesgo de sorpresa que hay con incremento de costos que son significativos”, dijo Federico Arisi Rota, director de la división de exploración y producción de la empresa italiana ENI. “Importa mucho la escalada de costos relacionados con la inflación y podría ser bueno evaluar la flexibilización del sistema cambiario, con pago en bolívar a una tasa competitiva”, refirió. El directivo de la empresa española Repsol, Nemesio Fernández, aclaró que sus propuestas son sólo sugerencias. “En modo alguno se trata de que se haga lo que decimos, pero en un seminario de trabajo es importante aportar ideas”, señaló el director general de negocios de la compañía.

“Hay un tema que nos preocupa y lo inserto en la producción temprana como es la flexibilidad cambiaria. El presidente nos explicó muy bien cuando nos habló de electrodomésticos de línea blanca, pero no podemos estar lidiando con el costo de reposición en dólares de nuestros proveedores a la hora de planificar nuestras inversiones”, expresó Fernández en su presentación. “Hay muchas ideas. Desde un tipo de cambio preferencial, que ha sido mencionado, hasta que podamos cobrar y trabajar en dólares. Nos da lo mismo cualquier solución, no es nuestro papel pero es importante una predictibilidad cambiaria, que nos permitirá tranquilamente poner un financiamiento, reducir los costos y acometer los proyectos”, añadió.

El presidente de Chevron para América Latina y África, Ali Moshiri, habló de “tener un ambiente más propicio para ejecutar los proyectos”, y manifestó su preocupación por el alza que registran los proyectos en la faja del Orinoco. “El costo de bienes y servicios aumenta día a día y eso nos preocupa. Hay un alto costo de operación y no se puede llegar allí con pequeños pasos”, agregó Moshiri en su intervención. Mencionó que un dólar en el año 2000, ahora equivale a 2,5 dólares, lo que implica que un proyecto que hace 13 años costaba 5 millardos de dólares ahora se necesita de no menos de 12 millardos de dólares.  Al referirse al financiamiento que requieren los nuevos proyectos de la faja señaló que después de la crisis financiera mundial de 2008 las opciones de obtención de recursos se han reducido dentro del mercado de capitales.

Fallas de personal

Una de las preocupaciones en la que coincidieron Ali Moshiri (Chevron), Federico Arisi Rota (ENI) y Nemesio Fernández (Repsol) se refiere a los requerimiento de personal que se necesita en la faja del Orinoco.

• “El problema no es la ingeniería ni la técnica. Más bien tenemos que dedicar tiempo para hablar de las 35.000 personas que se deben trasladar para allá”, dijo Moshiri.

• “Los retos logísticos en un área tan grande y no desarrollada son varios”, señaló Arisi Rota. “Estamos de acuerdo con que todo el personal gerencial y operativo esté presente en el área de la operación, pero se debe crear infraestructuras que permitan la presencia de las familias”, expresó.

• “No solo son 100.000 comidas o el alojamiento de las familias. Es un plan inmenso, nunca se ha hecho en la industria un esfuerzo  semejante en términos de personas”, recordó el ejecutivo de Repsol.

Explotacion Conjunta de Gas Costa Afuera (Venezuela y Trinidad/Tobago)

En una interpelación ante el parlamento de Trinidad y Tobago el pasado lunes, el ministro de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, Kevin Ramnarine, informó que el acuerdo firmado con Venezuela se refiere a  ”la estructura funcional y a la gobernabilidad de la explotación del campo de Loran – Manatí y establece el operador de la unidad y su dirección a través de tres cuerpos”

“El primer cuerpo es el Comité de Dirección, compuesto por representantes de los gobiernos y de las cuatro empresas involucradas Las cuatro empresas son : Chevron Trinidad y Tobago, Chevron Global, British Gas Trinidad y Tobago y empresa estatal venezolana PDVSA.

El segundo cuerpo es el Comité de inversiones, integrado por las cuatro empresas que se acaban de mencionar, y el tercer cuerpo es la Entidad Ejecutora , elaborada a partir de las cuatro empresas”.

“El Comité de Dirección le hace recomendaciones a la Comisión Ministerial Conjunta quien tiene la autoridad sobre las operaciones del Comité de inversiones y del Comité de Ejecución. Así, la Comisión Ministerial Conjunta es la autoridad suprema . Los miembros del Comité de Dirección  tienen el derecho de voto de conformidad con sus títulos de participaciónl bajo los Contratos de Producción Compartida , de nuestro lado en el caso del bloque 6 , y en el lado venezolano, en el caso del bloque 2” expuso Ramnarine.

A los efectos de la toma de decisiones , el porcentaje de participación de los miembros del comité de dirección  está determinado por dos contratos de producción compartida , de nuevo , el bloque 6 Trinidad y Tobago , Venezuela y el bloque 2 . Los derechos de voto se desglosan de la siguientes manera:

- El Gobierno de Trinidad y Tobago: 16.97 %

- British Gas Trinidad y Tobago: 4,98 %

- Chevron Trinidad y Tobago 4,98 %

- El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela , 14,61 %

- PDVSA 35.65%

- Chevron Global, 22,79 %

Si se agrega a todos juntos , obtendrá 99.99 y hay un poco de redondeo porque usé dos decimales” dijo Ramnarine.

Del lado venezolano

En total, los votos venezolanos en el esquema de explotación suman 50,26%.

A principio de mes, el ministro de Energía y Petróleo de Venezuela, explicababa que el más importante de los yacimientos (Loran-Manatí) posee 10,25 billones de pies cúbicos de gas, repartidos en un “73,75 % para Venezuela y un 26,25 % de Trinidad y Tobago”.

“Hemos llegado a un acuerdo: lo vamos a explotar desde el lado venezolano que es donde está el 73,75 % del gas (…) y lo vamos a hacer entre (las empresas) PDVSA Gas y Chevron”, sostuvo.

Declaró que en los otros dos yacimientos compartidos, que suman poco más de 1 billón de pies cúbicos y donde Trinidad y Tobago cuenta con un mayor porcentaje, “se está avanzando en la parte técnica”, sin revelar nada más.

En el esquema que el ministro trinitario explicó al parlamento de su pais, se muestra que Venezuela rebajó su participación en la explotación del campo a 50,25% teniendo el 73,75% del gas, que tiene según el ministro Ramírez, 10,25 billones de pies cúbicos de gas.

La República de Venezuela, dueña del gas, estableció su participación en apenas el 14,61%. Cedió el 35,65% a Pdvsa y el (73,75% – 50,26%) 23,49% al resto de los participantes.

Este arreglo podría indicar que Venezuela no cuenta con los recursos para acometer las inversiones en el desarrollo del campo, por lo que cedería participación en el flujo de caja futuro futuro que generaría la explotación comercial.

Venezuela enfrenta un creciente déficti de gas para su uso doméstico en las plantas de generación eléctrica, las refinerías y plantas petroquímicas. Desde hace dos años importa gas de Qatar y desde hace 4 años de Colombia. 

Nuevas Tendencias en el Sector Hidrocarburos

Stephanie Osuna

Una nueva alternativa al gas convencional se presenta en el sector de hidrocarburos, pudiendo generar grandes beneficios a aquellos países que por tradición han sido importadores de gas y petróleo. 

El panorama de los combustibles fósiles, tales como el petróleo, el carbón y el gas natural, ha ido presentando cambios en los últimos tiempos, ya que poco a poco han surgido nuevas alternativas que pudiesen, de cierta manera, sustituirlos.

Venezuela, como bien se sabe, se ha caracterizado por ser un país rico en petróleo y uno de los principales exportadores de crudo. Por otro lado, hay países que son tradicionalmente importadores de hidrocarburos pero que, gracias al reciente auge que ha tenido el gas de esquisto o shale gas, se han vuelto más independientes en este sector. 

El gas de esquisto, es una nueva opción que se diferencia del gas convencional por su ubicación, profundidad y técnicas extractivas, el cual se ha ido descubriendo en algunos países que no poseen reservas de crudo o gas tradicional y que podrían generar un cambio en su economía, pues esto podría reducir la dependencia energética que han tenido de otros países.

Según algunos expertos en el tema, las reservas probadas de gas convencional alcanzan unos 187 billones de metros cúbicos y se encuentran en Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita y Turkmenistán. Por su parte, se pudo dar a conocer que el shail gas recuperable se encontró en 32 países, lo cual duplica la disponibilidad de gas para el consumo. Entre algunos de los países que son mayores productores de este hidrocarburo se encuentran China, Estados Unidos, Argentina, México, Sudáfrica Australia, entre otros.

Esta fuente de combustible de energía se encuentra en el interior de una roca sedimentaria porosa denominada esquisto. El procedimiento más conocido para extraerlo es el fracking o fractura hidráulica y se aplica perforando la tierra y abriendo grietas en las formaciones rocosas que lo almacenan, seguidamente se inyecta agua con arena a una elevada presión en conjunto con otra serie de químicos y luego de la extracción del gas, la presión acumulada se libera y se devuelve el líquido a la superficie. 

Otra técnica para extraer el shale gas es la perforación horizontal que permite realizar pozos de mil a 3 mil metros de sección horizontal, a lo largo de la cual se crean diversas fracturas. Este método permite una optimización de los costos a la vez que se minimiza la huella en la superficie y de igual manera proporciona un contacto más amplio del pozo con la capa donde se encuentra el gas. 

Es importante destacar que independientemente de las técnicas utilizadas para la extracción del gas de esquisto, se deben tomar en cuenta todas las precauciones y cautelas ambientales necesarias para reducir el gasto de recursos así como los efectos dañinos que se puedan producir como movimientos sísmicos, contaminación de las aguas o perjuicios al paisaje.

De este modo, para que esta industria sea sostenible en cuanto a ecología se trata, es necesario aislar los pozos del subsuelo y los acuíferos por medio de una barrera protectora de acero y cemento, así se almacena el agua de retorno hasta su tratamiento y reutilización. Asimismo, la selección de los terrenos a explorar debe excluir áreas protegidas, parques naturales, cultivos permanentes, poblaciones y cualquier espacio que requiera modificaciones considerables de los accesos. 

En el caso de Europa, las legislaciones de protección ambiental son una de las más confiables del mundo, pues incluyen estudios de impacto ambiental. 

El desarrollo de shale gas en Norteamérica, está entusiasmando a otros países a evaluar sus recursos de gas no convencional, ya que esta innovación ha permitido que Estados Unidos considere la posibilidad de iniciar su autosuficiencia energética, pues ha pasado de representar del 1% de la producción doméstica en el año 2000, al 20% en el año 2010. Canadá, igualmente ha presentado una gran evolución en este sector, es por esto que ambos países ya se han propuesto numerosos proyectos de exportación de gas. 

En el caso de Europa, los principales yacimientos están ubicados en Polonia y Francia, y en Cantabria y País Vasco se están realizando algunas exploraciones. Igualmente, en Sudamérica, Argentina, Brasil y Chile poseen grandes depósitos de gas de esquisto y Uruguay y Paraguay también podrían pasar de ser importadores a productores de este recurso. 

En términos generales, el gas de esquisto podría ofrecer una importante independencia a los países que actualmente son importadores de hidrocarburos. Es un recurso que traerá beneficios económicos, pero que, como se mencionó anteriormente, por los posibles riesgos ambientales que traen consigo, es de suma importancia que las compañías del sector tomen en cuenta todas las medidas que preserven el medio ambiente.