Amuay opera a 69% de capacidad tras dos años del incendio
La Refinería de Amuay, la mayor de Venezuela, procesa 448.000 de los 645.000 barriles de su capacidad diaria, una operatividad del 69,45 %, dijo la estatal Pdvsa al recordar que hace dos años el Centro de Refinación Paraguaná (CRP), donde se alza, “fue víctima de una criminal acción de sabotaje”.
El hecho causó 47 muertos y 135 heridos y se produjo en la zona de Amuay del CRP, en el noroeste del país, donde también se levantan las plantas de refino Cardón y Bajo Grande, que juntas tienen una capacidad de procesamiento promedio de 702.000 barriles diarios.
Los 448.00 barriles de Amuay “reflejan una refinería en marcha, operativa y eficiente” y todo el CRP exhibe una operatividad acorde a “las exigencias del mercado interno de combustible y continúa su desarrollo para impulsar la Revolución Bolivariana”, añadió el texto de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) publicado en su página web.
Un año después de la explosión y del incendio, el ministro de Petróleo, Rafael Ramírez, actualmente también vicepresidente para asuntos económicos, dijo que ello fue producto de un “sabotaje” dentro de la “guerra económica” que libra “la derecha irracional”.
“Esta guerra económica es vital para la derecha irracional que nos odia”, afirmó al revelar el 9 de septiembre pasado el informe del suceso registrado en Amuay el 26 de agosto de 2012.
Ese informe cifró las pérdidas materiales en 1.100 millones de dólares, incluido el costo de 3.400 viviendas construidas en áreas aledañas al CRP y que resultaron afectadas total o parcialmente.
El Gobierno identifica ese suceso como continuación del llamado “sabotaje petrolero” de 2002 y 2003, como denomina una huelga que buscó infructuosamente la renuncia del entonces presidente venezolano Hugo Chávez, fallecido en marzo de 2013.
Se trata, remató el ministro hace un año, de “un ataque combinado y permanente” que forma parte de una “guerra económica” en busca de acabar con la Revolución Bolivariana iniciada por Chávez y que ahora lidera su heredero político, Nicolás Maduro.
Maduro ha dicho que la que se conoce como la peor tragedia de la historia petrolera reciente venezolana fue obra de “un sabotaje de sectores desesperados” que así creyeron que ganarían las elecciones de octubre de 2012, en las que Chávez obtuvo una nueva reelección.
Dirigentes de partidos de la oposición venezolana rechazaron las acusaciones y publicaron también el año pasado otro informe que atribuyó el hecho a “negligencia gerencial” derivada de “falta de inversión y mantenimiento”. (La Patilla)
Reservas internacionales
De acuerdo con información suministrada por el BCV, al 20 del presente mes las reservas internacionales se ubicaban en 20.215 millones de dólares, y el promedio de las mismas durante los 20 primeros días de agosto fue de 20.430 millones. Eso significa que en menos de 2 meses han caído más de 1.300 millones, ya que al cierre del primer semestre del año se ubicaban en 21.604 millones de dólares, de las cuales 15.240,5 millones (70,6%) eran reservas en oro, 4.611,4 millones (21,3%) eran reservas en el Fondo Monetario Internacional (FMI) y en inversiones en divisas, y tan solo 1.752,1 millones (8,1%) eran reservas disponibles en divisas.
Dado que el precio del oro no ha bajado recientemente, por el contrario, ha subido ligeramente, no hay razones para pensar que las reservas de oro se hayan reducido en las últimas semanas, esto partiendo del supuesto de que su volumen físico se ha mantenido inalterado. Tampoco hay indicios de que las reservas en el FMI hayan variado, por lo que se puede inferir que la reciente contracción de las reservas internacionales se ha concentrado en la disponibilidad de moneda extranjera líquida. De esto ser así, durante las primeras semanas de agosto las reservas disponibles en divisas habrían estado oscilando en torno a los 500 millones de dólares, monto muy bajo para una economía como la venezolana. De allí que los recursos con se cuente para la realización de todos los pagos externos dependerá del flujo de divisas que se genere por concepto de exportaciones, de endeudamiento o de venta de activos en el exterior, o por una eventual liquidación de reservas de oro.
Debemos también preguntarnos si las reservas actuales totales están en unos niveles apropiados o no. Partiendo de estimados hechos por el BCV, definitivamente no. En efecto, hace ya nueve años el instituto emisor estimó un nivel adecuado de reservas, ubicándolo en torno a los 29 millardos de dólares, monto que en aquel momento equivalía a 12 meses de importaciones de bienes y servicios. Si tomamos como razonable esa proporción, en 2013 las reservas deberían haber estado en 70,6 millardos de dólares, monto muy superior a los 24,6 millardos mantenidos en promedio durante ese año. Incluso, si tan solo expresamos aquellos 29 millardos de reservas adecuadas de hace 9 años en dólares de hoy, estaríamos hablando de 35.110 millones de dólares, nivel mucho mayor a los 20.215 millones de reservas actuales.
Como ya lo hemos expresado en el pasado, esos bajos niveles de reservas se han debido a múltiples factores, entre ellos, la limitada venta de dólares de Pdvsa al BCV, la desbocada corrupción en el manejo de las divisas preferenciales dentro del control de cambios imperante desde 2003, y las masivas transferencias de reservas internacionales a fondos gubernamentales destinados a financiar gasto público, destacando entre ellos el Fonden, destino este último adonde el BCV había transferido hasta septiembre de 2013 la astronómica suma de 57.046 millones de dólares sin recibir compensación alguna.
El bajo nivel de reservas, además de restarle respaldo a la masa monetaria en circulación, incrementa la vulnerabilidad de la economía, ya que limita las posibilidades de afrontar adversidades externas que se pudieran presentar, tales como caídas de los precios de exportación, encarecimientos de las importaciones, o limitaciones para acceder al financiamiento foráneo. Esto es de particular relevancia en el caso de una economía vulnerable como venezolana, que tanto depende de la volátil renta petrolera. A su vez, aquella caída de las reservas afecta la percepción de riesgo del país, encareciendo notablemente los costos de financiamiento externo y limitando las posibilidades de contratación de nuevos empréstitos; y, adicionalmente, deteriora las expectativas cambiaras del público, lo cual eleva el tipo de cambio libre, generándose presiones inflacionarias adicionales.
De allí la imperiosa necesidad de tomar todas las decisiones posibles tendentes a fortalecer los niveles de esta variable económica tan importante. Pedro Palma (El Nacional)
Oferta abundante de crudo presiona los precios a la baja
El precio del barril de crudo venezolano continúa alejándose de los $100 e inicia la semana con una cotización de $90,89; $1,26 menos que el precio en el que cerró la semana anterior. Mientras que el resto de las cotizaciones referenciales del petróleo mantienen la misma tendencia a la baja .
En las últimas semanas se ha profundizado la desaceleración de los precios del crudo, debido a una oferta mundial abundante, una demanda poco creciente y la revalorización del dólar frente a otras divisas.
Desde junio pasado, cuando la cesta venezolana alcanzó el precio más cercano a los $100 en lo que va de año, el precio del barril criollo no ha dejado de distanciarse de la cifra que el Ministerio de Energía y Petróleo estima como aceptable para el funcionamiento de la economía venezolana.
“Los precios de los crudos siguieron bajando al cierre de la semana anterior, en la que los reportes de una amplia disponibilidad de suministros en los principales centros de consumidores sigue siendo el factor determinante en este comportamiento”, informó el Ministerio de Petróleo y Minería a través de su página web.
De acuerdo con las cuentas venezolanas, la cesta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo alcanza por primera vez en el año una cotización por debajo de la barrera de los $100.
El precio referencial de la Organización a la que Venezuela pertenece, arranca la semana en $99,37, su precio más bajo de todo 2014.
El barril de petróleo WTI cotizado en Nueva York, acumula un descenso semanal de 3,8%, con un precio de $93,65.
El oro negro americano ha restado en los últimos siete días $3,7, una fuerte caída que se suma a las pérdidas consecutivas de las últimas cinco semanas.
En Londres, el barril de crudo Brent del mar del Norte para entrega en octubre, comienza la semana con una cotización de $102,29. El retroceso del barril referencial de Europa fue de $0,34; 0,33% menos que al término de la semana anterior.
Los mercados europeos continúan preocupados por el conflicto bélico en Ucrania, justo después de que Rusia introdujo al este de ese país un convoy humanitario compuesto por 262 camiones, pese a la oposición de Kiev.
La Organización del Tratado del Atlántico Norte (Otan) condenó la acción de Rusia, mientras que EEUU anunció acciones adicionales contra Moscú si continúa su ingreso a territorio ucraniano, tensiones que afectaron el desarrollo de los mercados.
Impacto de la revalorización del dólar americano
El mercado petrolero internacional está siendo presionado a la baja por la recuperación que ha tenido el dólar.
El viernes, la moneda de referencia alcanzó su máximo nivel desde septiembre de 2013, a 1,3221 dólares por euro, y los inversionistas apuestan por una subida anticipada de tasas en EEUU.
La mejora del dólar repercute en las materias primas que se cotizan en la moneda estadounidense, como el petróleo, encareciéndolas para los mercados que se manejan con otras divisas.
“El Brent y el WTI han perdido más del 10% de su valor en los últimos dos meses. Esta caída ha sido consecuencia de la preocupación sobre las débiles perspectivas de crecimiento económico mundial, que impactan en el crecimiento de la demanda de crudo”, explicaron analistas de PVM, consultora de hidrocarburos. (El Mundo)
Toro Hardy: Venta de Citgo es producto del despilfarro del gobierno
Resaltó la importancia de Citgo para Venezuela, toda vez que sus refinerías en Estados Unidos están diseñadas para procesar crudos ácidos y pesados como los que se encuentran en el subsuelo del país sudamericano.
“El valor estratégico de Citgo para PDVSA es infinitamente mayor que el valor de sus activos, Citgo es una garantía de la presencia del petróleo venezolano en Estados Unidos”, abundó el economista de profesión.
La posible venta de Citgo ha sido ventilada por distintos medios venezolanos y en Estados Unidos, país con el que el gobierno venezolano mantiene pésimas relaciones, al punto de carecer de embajadores en sus respectivas representaciones diplomáticas.
Esta eventual operación podría permitirle a Pdvsa recibir unos 10 mil millones de dólares, que sería el valor de mercado de Citgo, según expertos, pero Toro Hardy indica que esta decisión sería un “absurdo” tomando en cuenta el valor de Citgo.
“Es una posición realmente absurda la de pretender que con la venta de Citgo realmente van a resolver ningún problema”, argumentó el analista, quien vinculó la transacción con demandas que el Estado venezolano tiene por parte de varias transnacionales petroleras.
Explicó en ese sentido que las estadounidenses Conoco-Philips y Exxon-Mobile tienen demandas pendientes por la expropiación de sus activos en 2006 que podrían superar 10 mil millones de dólares y en caso de negarse a cancelar podría aplicarse un embargo.
“Una vez que se fije (la indemnización) por el tribunal de la CIADI parece que PDVSA no estaría en condiciones de pagarlas, de manera que quizás la razón por la cual pretende vender Citgo es para evitar un posible embargo de sus activos en Estados Unidos”, subrayó.
El analista señaló que las necesidades económicas gubernamentales también obligan a incrementar el precio de la gasolina, ya que en algunos casos se recurre a su importación a precios internacionales para ser vendida a 10 centavos de dólar por litro localmente.
“Cerca de 85 mil barriles diarios de gasolina y otros variados están siendo importados desde Estados Unidos a precios internacionales para después venderlos aquí a precio de subsidio, de manera que ese negocio está destruido y tienen que aumentar los precios”, recalcó.
Toro Hardy vaticinó que “bajo el esquema actual de políticas petroleras la industria no tiene ningún futuro, tiene que haber un cambio de modelo y en el área petrolera tiene que cambiar políticas, si no la destrucción que ha experimentado se profundizará”. (6to Poder)
Energía en América Latina y el Mundo
América Latina, nueva frontera para inversión petrolera
Los países latinoamericanos apuestan fuerte a la inversión extranjera para desarrollar su industria de hidrocarburos, y para ello modifican marcos jurídicos para tentar a las multinacionales petroleras, sin renunciar a la preeminencia del Estado en el sector.
México, Brasil y Argentina concentran la atención por las reservas de sus yacimientos inexplotados y las posibilidades de desarrollo de los existentes.
El gobierno mexicano estima en 50.000 millones de dólares las inversiones que llegarán al país tras la reforma aprobada este año que reabre el sector petrolero tras casi ocho décadas de monopolio estatal. El foco está puesto en la incorporación de nuevas tecnologías para aguas profundas del Golfo de México, una frontera costosa.
La reforma apunta a aumentar una producción que cayó de 3,4 millones de barriles diarios (mb) a 2,47 mb desde 2004.
“Lo más importante de esta apertura es el poder comprar y extraer petrolero bajo condiciones de (…) certeza jurídica”, explicó a la AFP Raymundo Tenorio Aguilar, director de la carrera de Economía en el Instituto Tecnológico de Monterrey.
La limitante principal para los inversores será la carga fiscal. “(Si) no tuvieran un trato fiscal diferente al de Pemex, son muy altos los impuestos locales. Habrá que ver si a los inversionistas realmente les atrae”.
La estatal se aseguró el control de 83% de las reservas probadas y probables de crudo, un porcentaje que evidencia el peso de lo público en el sector.
En Brasil, que posee enormes yacimientos a gran profundidad a lo largo de sus costas bajo una gruesa capa de sal (Presal), los inversores extranjeros deberán asociarse con Petrobras para tener una tajada del pastel. Como mínimo, la estatal tendrá 30% de participación en cada proyecto y el monopolio operativo de los campos petrolíferos.
En noviembre, el país entregó en concesión el mayor de sus campos, Libra: Petrobras controla 40% del proyecto, para el cual se asoció con Total, Shell y dos empresas estatales chinas.
Algunos analistas creen que una excesiva intervención pública en el sector reduce el interés de las grandes petroleras.
El experto Adriano Pires dijo a la AFP que una derrota electoral de la presidenta Dilma Rousseff, muy estatista en materia energética, podría facilitar la llegada de nuevas empresas.
Argentina, que busca recuperar el autoabastecimiento de gas, apuesta por su parte a los hidrocarburos no convencionales del megayacimiento “Vaca Muerta”, en la Patagonia.
Si bien el proyecto está en una etapa incipiente, las petroleras internacionales ya comenzaron a trabajar en prospección y muestreo de volúmenes a través de acuerdos con la estatal YPF. Las estadounidenses Chevron, Dawn Chemical y Exxon, la francesa Total, la alemana Winter Shale, o la angloholandesa Shell son algunas de las firmas presentes.
Al igual que en México y Brasil, el Estado tiene un peso importante sobre este reservorio de 30.000 km2: de los 180 pozos en desarrollo, más de 70% son de YPF. Unos 12.000 km2 fueron entregados en concesión a la estatal.
Horacio Lazarte, de la consultora Abeceb, señaló que la producción plena de Vaca Muerta podría alcanzarse en 2020.
Venezuela, con las mayores reservas del mundo y problemas de infraestructura en su sector petrolero, es el paradigma del modelo nacionalista de control de producción: la Ley de Hidrocarburos determina que exploración, extracción y almacenamiento inicial son actividades reservadas al Estado. Los privados solo pueden integrar “empresas mixtas” con 50% de participación pública. (El Mundo)
El precio del barril de la OPEP sube levemente y se sitúa en 99,19 dólares
El precio del barril de crudo de la OPEP se encareció el viernes un 0,16 por ciento respecto a la jornada anterior y se situó en 99,19 dólares, informó hoy en Viena el grupo petrolero.
El valor del “oro negro” de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se mantiene en sus registros más bajos desde junio de 2013.
Así, el precio medio semanal por barril se situó en 99,22 dólares, 1,93 dólares por debajo del precio de la semana anterior y el más bajo del año. (Yahoo)
Los acuerdos entre petroleras cuestionan las sanciones a Rusia
El pasado 9 de agosto el presidente de Rusia, Vladímir Putin, asistió en videoconferencia a la inauguración de la exploración del pozo petrolífero de Universitetskaya-1, en el Océano Ártico. La apertura de esta nueva frontera en la producción de crudo ruso conlleva algo más que el aspecto económico: pese a la actual guerra de sanciones entre Occidente y Rusia, Rosneft, la petrolera estatal de Moscú, trabaja en este proyecto junto con la estadounidense Exxon, la petrolera más grande del mundo. Una cooperación que cuestiona la eficacia de las medidas que EE UU y la Unión Europea han adoptado contra Moscú en el ámbito petrolero.
Durante la inauguración, bajo la mirada de Putin, el presidente de la filial rusa de Exxon, Glenn Waller, celebró “la colaboración a largo plazo” que su compañía ha puesto en marcha con Rosneft. A su lado, Igor Sechin, consejero delegado de la empresa rusa al que las sanciones han golpeado personalmente, definió el comienzo de la exploración como “el evento más importante del año en la industria global del petróleo y del gas”. Y, en efecto, el pozo de Universitetskaya-1 representa el “descubrimiento de mayor envergadura en los últimos diez años, con un potencial de entre 7.000 y 9.000 millones de barriles, en una región que cada vez es más importante en el offshore”, explica James Henderson, investigador del Instituto de Estudios Energéticos de la Universidad de Oxford.
El Ártico se ha convertido en un pastel jugoso para las petroleras. La italiana Eni tiene un acuerdo para explorar zonas remotas de la región con Rosneft, que a su vez empezará en breve las perforaciones en la zona noruega del mar de Barents junto Statoil, la compañía estatal de Noruega. Del país escandinavo es también SeaDrill, la empresa que ha construido West Alpha, la plataforma desde las que se ejecutan las perforaciones con Exxon.
Técnicamente, estas colaboraciones no violan las sanciones, que “se aplican solo a los contratos firmados después del 1 de agosto de 2014”, subraya Henderson. Pero al ser relaciones de larga duración, siguen en vigor pese a la aplicación de las medidas occidentales. Por ejemplo, el acuerdo que North Atlantic Drilling —la matriz de SeaDrll— firmó con Rosneft el pasado 30 de julio, prevé el uso de seis plataformas a cambio de 3.213 millones de euros, y expirará en 2022.
La postura de estas empresas ha provocado reacciones en sus países. Ola Elvestuen, vicesecretaria de los Liberales noruegos, uno de los dos partidos de Gobierno, ha hecho hincapié en que “en la situación actual las empresas noruegas deberían evitar Rosneft”. Y también Elizabeth Rosenberg, exconsejera para las sanciones del Departamento del Tesoro de EE UU y ahora directora del programa energético del Centro para una Nueva Seguridad Americana, ha declarado que “la larga temporada de exploraciones petrolíferas que empieza ahora en Rusia se aleja bastante del mensaje que el Gobierno de Estados Unidos está intentando enviar”.
Pero más allá de la duración de los contratos, la propia naturaleza de las sanciones podría dificultar su aplicación. EE UU ha prohibido la exportación a Rusia de la tecnología usada en ámbito petrolero, mientras Bruselas ha cortado las ventas de componentes de las maquinarias necesarias a la prospección. “Pero no está especificado qué componentes son objeto de las medidas, y dada la complejidad de las herramientas resulta imposible distinguir las que no se pueden vender”, asegura Sergei Vinogradov, profesor de la Universidad escocesa de Dundee.
Las medidas occidentales, sin embargo, golpean a Rusia también en ámbito financiero. “Y el hecho de que los bancos europeos y estadounidenses no puedan prestar dinero a las empresas rusas podría afectarles duramente si las sanciones siguieran en vigor en los próximos años”, remarca Simon Pirani, otro investigador del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
Según Malte Humpert, director del think tank The Arctic Center de Washington, “Rosneft necesita fuentes de financiación alternativas a Occidente, y por eso está mirando a China”. En 2013 firmó con CNPC [la petrolera estatal del gigante asiático], la venta de 360 millones de toneladas de crudo en 25 años por 204.000 millones de euros, que también le da derecho a acceder a una línea de crédito de 56.000 millones. Rusia de momento tiene bastantes fondos, “pero si las sanciones financieras se extienden a largo plazo se convertirán en un problema serio”, sentencia. (El País)
