Prodavinci
¿Venezuela importando petróleo? ¿Por qué? Lea el análisis de Marianna Párraga
Marianna Párraga, periodista especializada en energía y autora de Oro rojo (Ediciones Punto Cero) explica por qué Venezuela siendo un país productor de petróleo ahora debe importarlo según diversos medios de comunicación.
1. ¿Por qué Venezuela importa petróleo?
La pproducción de crudos extra pesados en Venezuela, provenientes de la Faja del Orinoco, se ha venido incrementando en las últimas décadas, mientras que la extracción de crudos ligeros y medianos de las llamadas “áreas tradicionales” (el Lago de Maracaibo y el norte de Monagas, principalmente) ha mostrado una acelerada declinación en el último lustro, debido a la sobrexplotacion de algunos yacimientos, la falta de inversión en otros y como consecuencia de la expropiación de firmas de servicio petrolero. Esto ha hecho que PDVSA tenga serias dificultades para conseguir “diluyentes”.
Por su densidad, los crudos extra pesados de la Faja deben ser mezclados con algún tipo de diluyente, tanto para su transporte como para poder ser procesados en refinerías convencionales.
Históricamente, la solución a este problema en Venezuela había sido procesarlos en unidades de mejoramiento (similares a una refinería, pero de menor complejidad). Además, se descubrió, se desarrolló y se patentó la orimulsión como solución de transporte de lo que antes era conocido como “bitumen”. La orimulsión dejó de ser producida en 2005-2006, después de que PDVSA argumentara que al ser vendida al mercado eléctrico, la valorización de estos crudos era mucho menor a la que ofrecía el mercado refinador.
Por otra parte, desde el año 2000, cuando Hugo Chávez inauguró el último mejorador disponible (Hamaca) no se planificó otro proyecto similar. Hasta que finalmente en 2010, después de la estatización de la industria petrolera y la salida de algunos de los socios que PDVSA tenía en esos emprendimientos en el Orinoco, se volvieron a licitar proyectos de extracción y mejoramiento en la Faja, que apenas ahora es que están comenzando a producir.
Con grandes retrasos a cuestas, PDVSA y sus socios han tenido que recurrir a la importación de nafta en el mercado abierto, pagando precios muy altos debido a que muchas de las compras se hacen al contado, no a través de un contrato de suministro. Esto lo hacen para poder contar con un diluyente para los crudos pesados. Es algo crucial cuando los mejoradores existentes, como ocurre con frecuencia, tienen problemas operacionales y se detienen, creando la necesidad de contar con un volumen todavía mayor de diluyente para poder desalojar los crudos extra pesados.
Cualquier ahorro en los costos de importación que PDVSA pueda hacer incidiría positivamente en su posición financiera y en la del país. Además, mezclar los crudos extra pesados propios con crudo ligero importado daría como resultado unos blends de mejor calidad que los que hoy PDVSA está produciendo. Pero en estas circunstancias, y sin otra solución a la vista (porque los nuevos mejoradores no estarán listos a tiempo en 2016, como se planeó, y producir crudo ligero en Venezuela requeriría de mucho tiempo y un gran esfuerzo), resulta que firmar un contrato de suministro luce mas accesible para una PDVSA que lucha constantemente por lidiar con sus conocidos problemas de flujo de caja. Esto afecta a la economía venezolana como un todo, al existir un control de cambio y prácticamente una sola fuente de dólares para toda la economía.
2. ¿Cómo afecta la importación de petróleo los ingresos en dólares de Venezuela?
Las importaciones petroleras son una pesada carga que PDVSA lleva a cuestas. Según las cifras del Banco Central de Venezuela, las importaciones petroleras (que incluyen tanto líquidos como compras de equipos para la industria) han superado los 12.000 millones de dolares en los dos últimos años, afectando seriamente la balanza de pagos del país.
Las importaciones no son nuevas, pero fundamentalmente han consistido en la compra de productos refinados. PDVSA comenzó a incrementar su importación de componentes para refinación en 2011. Y en 2012, tras la severa explosión en la refineria de Amuay que causó una crisis que se prolonga hasta hoy, esas compras se dispararon para llegar a unos 150.000 barriles por día en la actualidad. Una cantidad que pesa bastante en el presupuesto de PDVSA. Más aún si se considera que muchos de esos combustibles son luego suplidos al mercado interno bajo un subsidio grosero.
En 2012, algo que continuó el año pasado, Venezuela se convirtió en importador neto de derivados. Es decir: Venezuela importó un volumen de derivados del petróleo mayor a lo que exportó. De manera que si PDVSA puede lograr una reducción de costos con la sustitución de importaciones de derivados por crudo, esto debería reducir la partida para importaciones.
3. ¿Qué tendría que suceder para que Venezuela no se vea en la necesidad de importar petróleo?
En primer lugar, tendría que haber un entorno de negocios que propicie la inversión, con el objetivo de acelerar los proyectos de construcción de mejoradores.
El alza de los impuestos petroleros, las duras negociaciones entre PDVSA y sus socios de la Faja sobre los términos contractuales y la falta de capital para invertir de PDVSA han retrasado los proyectos. Incluso después de que se pensaba que los escollos de la nacionalización podían haberse superado, al menos parcialmente, con la licitación de nuevas áreas y la entrada de nuevos participantes a la industria. Pero algunos socios de PDVSA, como Petronas, se han ido de Venezuela tras infructuosas negociaciones con el Estado. Y otros, como Petrovietnam, han amenazado con hacerlo.
PDVSA debería, en paralelo, hacer un mayor esfuerzo monetario y técnico por recuperar los yacimientos en declive y reimpulsar la producción, pero las onerosas transferencias al Gobierno y la hiperdependencia del Estado de estos ingresos ha limitado los recursos que PDVSA puede reinvertir en sus propios negocios, aun cuando esto es urgente.
La expropiación de empresas de servicio tuvo un impacto negativo sobre la producción de crudo y gas, especialmente en el Lago de Maracaibo, que no ha sido revertido. Y PDVSA no ha invertido lo suficiente en exploración y desarrollo para explotar otras reservas de crudos medianos y ligeros que tiene, focalizándose únicamente en la Faja, sin tener una solución de corto o mediano plazo para la salida de los crudos extra pesados.
Por otra parte, se requiere mucho dinero para mejorar los proyectos de mantenimiento de los mejoradores existentes, a fin de que operen eficientemente. También se requiere invertir en la verdadera modernización y mantenimiento del parque de refinación, que sigue trabajando a media capacidad tras la crisis de Amuay, sin poder producir suficientes derivados para el mercado interno.
Teniendo las mayores reservas de crudo del mundo, Venezuela ha hecho muy poco en la última década por desarrollarlas eficientemente. Se ha concentrado únicamente en asegurar la mayor captura de renta posible. Ese enfoque, aunado a la politización extrema de la industria (algo que le resta visión comercial a la empresa) está afectando seriamente el desempeño de los negocios del país. (Prodavinci)
La Patilla
Caída del precio del crudo presiona a Maduro para que tome medidas económicas
La brusca caída de los precios del petróleo está presionando al Gobierno socialista de Nicolás Maduro a tomar medidas necesarias, pero impopulares, para enderezar una economía que habría entrado en recesión, reseña Reuters.
El precio del barril de petróleo, fuente de nueve de cada 10 dólares que entran a la economía venezolana, ha retrocedido dramáticamente en los últimos meses a mínimos desde 2010 y todo indica que permanecerán en esos niveles el próximo año.
“Si el Gobierno no hace ajustes, cualquier precio anual por debajo de 90 dólares el barril será un problema”, dijo a Reuters Benjamin Ramsey, analista de JP Morgan para América Latina, refiriéndose al precio promedio de la cesta venezolana que, para este año, alcanza 94,99 dólares por barril (dpb).
La elevada inflación, el desabastecimiento de productos básicos y un débil desempeño económico junto a millonarios pagos por vencimientos de bonos y arbitrajes internacionales, han presionado las finanzas venezolanas, obligando al heredero político del fallecido Hugo Chávez a buscar oxígeno.
Pero Maduro, que ganó por estrecho margen las presidenciales de abril del 2013, ha dilatado la aplicación de una serie de ajustes propuestos como el incremento del precio de la gasolina más barata del mundo, la venta de un complejo de refinerías en Estados Unidos y una unificación cambiaria.
A principios de septiembre, Maduro destituyó a Rafael Ramírez como vicepresidente económico, retrasando, según analistas, las medidas que el ex presidente de la estatal PDVSA había anunciado. En su reemplazo colocó al militar Rodolfo Marco, quien no ha anunciado ningún nuevo plan.
“Las decisiones vendrán poco a poco”, dijo una fuente de la industria petrolera estatal, tras comentar que el Gobierno continua estudiando las medidas económicas propuestas por Ramírez.
A contrarreloj
Si bien las medidas le darían un respiro al ex sindicalista de 51 años, también son una amenaza a su popularidad, que está en un 35 por ciento según un reciente sondeo de Datanálisis, antes de unas vitales elecciones parlamentarias en 2015.
“El gobierno tiene cada día menos margen de maniobra”, dijo Diego Moya-Ocampos, analista de la firma IHS.
Según sus cálculos, el Gobierno puede sufrir “serias dificultades” para cumplir la decena de planes sociales, sostén de su popularidad, si el precio de la cesta local cae por debajo de 80 dólares por barril durante tres meses. La semana pasada cerró en 82,72 dólares, su nivel más bajo en casi cuatro años.
De mantenerse ese escenario durante un año, según proyecciones de la firma Síntesis Financiera, los ingresos de Venezuela por venta de crudo se reducirían en 12.000 millones de dólares, cifra similar a lo que le cuesta al país OPEP, cada año, el subsidio a los combustibles.
Pero la caída del barril de crudo no estaba en los planes del Gobierno. De hecho, Ramírez, ahora canciller de Venezuela, pidió la semana pasada una reunión de emergencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), buscando frenar el descenso.
La propuesta de Venezuela no ha calado e, incluso, Arabia Saudita, el mayor exportador mundial de petróleo, lanzó una advertencia: “acostúmbrense a los precios bajos”.
La fuente de PDVSA, que mantuvo su nombre en reserva porque no está autorizada a hablar en público, atribuye la caída del precio del petróleo a “un fenómeno cíclico” y espera que pronto se revierta.
El debate encontró a Venezuela con el más bajo nivel de ahorros en los últimos 11 años, luego de que sus reservas internacionales cayeran desde 29.700 millones de dólares a principios de 2013 a 19.800 millones de dólares.
Venezuela y PDVSA deben desembolsar un promedio de 10.000 millones de dólares anuales en los próximos tres años, por pago de deuda e intereses, cuando aún están pendientes miles de millones de dólares en liquidaciones de divisas a empresas privadas, lo que ha provocado una escasez de alimentos, medicinas y pasajes aéreos.
Analistas están convencidos de que, en medio de esta reducción de ingresos petroleros, la devaluación -y otras medidas- serán “inevitables”, ya que el Gobierno no dudará en buscar financiar de cualquier forma sus gastos de cara a las elecciones al parlamento, que actualmente domina.
Incluso, prevén que recurra a ventas de activos como una medida drástica para conseguir dinero fresco.
“Es la primera vez que una baja de los precios del petróleo sucede tan cerca de un ciclo electoral”, comentó el economista jefe de la firma local ODH Consultores, Richard Obuchi. “Sólo es sorteable la reducción de los precios del crudo si es momentánea”, predijo. (La Patilla)
El Universal
Bank of America descarta que el país caiga en default
Bank of America considera improbable que Venezuela caiga en una cesación de pagos. Explica que “las cuentas externas del país han puesto de manifiesto el hecho de que, después de las considerables reducciones de las importaciones en los últimos dos años, el sector público no está acumulando pasivos externos netos en la actualidad, una condición clave para la sostenibilidad externa”.
Sin embargo, otros expertos creen que crece la posibilidad de que no se cumplan con los compromisos por lo que el costo de asegurar la deuda soberana de Venezuela contra una moratoria o una reestructuración subía en los mercados mientras los precios del petróleo tocaban mínimos de 27 meses.
Un inversor que quiera asegurar un contrato de $10 millones a cinco años debería pagar $4.175 millones por adelantado. Además, tendría que pagar anualmente $500.000 por la duración del contrato ante incumplimiento de crédito de bonos soberanos o “credit default swaps”, según datos provistos a Reuters por Markit.
Los bonos del país “han estado cayendo en estos días por el precio del petróleo y hoy en particular por el miedo a que estemos al comienzo de un proceso de aversión al riesgo”, dijo Jorge Piedrahita, analista de Torino Capital en Nueva York.
Ayer los bonos de la República y Pdvsa cayeron entre 3 y 5 puntos. (El Universal)
Venezuela importa petróleo por primera vez en la historia
Para el próximo 26 de octubre se espera que llegue a Jose, en Anzoátegui, la primera importación de petróleo en la historia de Venezuela desde Argelia, en una operación que busca reducir los costos de Petróleos de Venezuela.
En agosto, Reuters informó de negociaciones de Venezuela con la estatal argelina Sonatrach para adquirir crudo.
“Pdvsa ha estado esperando que este cargamento llegue en octubre. Recientemente se firmó un contrato de suministro con Sonatrach”, dijo esta semana una fuente.
El tanquero de gran capacidad (VLCC) Carabobo, operado por una asociación de Pdvsa y Petrochina, fue cargado del 10 al 11 de octubre con unos 2 millones de barriles.
Venezuela lo usará para diluir el crudo extra pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco reemplazando la costosa nafta que ha estado comprando en los últimos años.
Argelia exporta principalmente Saharan Blend, un crudo extraligero de 45 grados API de densidad y menos de 0,1% de sulfuro.
En los últimos años Pdvsa ha estado comprando un volumen creciente de nafta pesada para mezclar con la extracción de crudo extrapesado de la Faja del Orinoco.
Estas mezclas se hacen para convertir el extrapesado en un producto exportable, en medio del declive de la producción local de crudos medianos y livianos que antes se usaban como diluyentes y de retrasos en la construcción de nuevos mejoradores que pueden cambiar la calidad del crudo. La mezcla generaría un producto más comercial y daría alivio a Pdvsa mientras se culminan los mejoradores. (El Universal)
Statoil busca bajar costos para hacer viables sus proyectos en Venezuela
La petrolera noruega Statoil busca abaratar sus costos para hacer viables los proyectos petroleros que tiene en Venezuela, en medio de una caída sostenida de los precios del crudo, dijo el miércoles a Reuters su presidenta.
El petróleo Brent cerró el miércoles a 83,78 dólares por barril (dpb), su cotización más baja en tres años, y pareciera no haber signos de una pronta recuperación.
Ante este panorama, las petroleras internacionales han lanzado una voz de alerta asegurando que sus proyectos internacionales, y en Venezuela, corren riesgo por los menores precios del barril de petróleo.
“(El descenso de los precios del crudo) le pone gran presión a los proyectos de alto costo”, dijo a Reuters Luisa Cipollitti, presidenta de Statoil Venezuela.
Venezuela busca elevar su aletargada producción que ronda los 3 millones de barriles por día (bpd) y tiene su mira puesta en la Faja Petrolífera del Orinoco, el mayor reservorio de crudo del mundo, para llevar a cabo este objetivo.
“Tenemos que buscar maneras más eficientes, de menores costos, soluciones más simplificadas”, agregó Cipollitti sobre los retos de la petrolera noruega. “Venezuela tiene una serie de ventajas competitivas porque, primero, no está Costa Afuera”.
Statoil tiene una participación del 9,67 por ciento en Petrocedeño, el mayor de los cuatro mejoradores que procesan el crudo pesado de la Faja del Orinoco, y donde también participan la francesa Total y la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
La unidad, con capacidad para procesar unos 200.000 barriles por día (b/d) de crudo, será sometida a un mantenimiento mayor a fines de octubre con el objetivo de mejorar su producción.
Además, la petrolera Noruega tiene el 51 por ciento de participación en el bloque 4 del proyecto de exploración de gas no asociado costa afuera, Plataforma Deltana, en la frontera marítima entre Venezuela y Trinidad y Tobago. El restante 49 por ciento es de la francesa Total.
Statoil, donde el estado noruego tiene la mayoría accionaria, está presente en Venezuela desde 1994 y ha invertido más de 1.000 millones de dólares desde esa fecha. (El Universal)
El Mundo
Títulos de Venezuela y Pdvsa ceden en promedio 4.10 y 3.70 puntos respectivamente
En el cierre de la jornada los títulos de Venezuela y Pdvsa ceden en promedio 4.10 y 3.70 puntos respectivamente.
El Venezolano 2022 retrocedió seis puntos en la jornada de hoy, su caída diaria más acentuada en lo que va de mes, ubicándose cerca de 10 puntos por debajo de su cotización promedio de octubre (79.27%).
El Soberano 2026 borra los niveles por encima de 70% a los que se venía cotizando durante las primeras jornadas del mes, cediendo 5.60 puntos hoy finalizando en 64.62%.
En la parte larga destacaron los casos del Venezolano 2031 y el Venezolano 2034 con caídas en sus cotizaciones de 5.20 y 4.30 puntos respectivamente, ofreciendo de esta manera retornos máximos históricos superiores a 17%.
Similar comportamiento reflejaron los bonos de la petrolera estatal.
La volatilidad más pronunciada de la curva se centró en la parte corta y media. El Pdvsa 2017 (cupón 8.5%) retoma los precios arrojados en septiembre del 2011 (68.03%).
Los títulos con vencimiento en el 2021 y 2022 cedieron más de 4.50 puntos, siendo éstas las caídas más acentuadas de toda la curva.
No obstante los títulos como el Pdvsa 2024, Pdvsa 2026 y Pdvsa 2037 reflejaron caídas menos acentuadas en relación al resto de la curva, alcanzando en promedio 2.70 puntos.
El índice VIX, que mide la volatilidad futura del mercado se ubica en 26.25 puntos, su nivel más alto en los dos últimos años, ante el pesimismo visto en las últimas jornadas luego de la reducción del crecimiento mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI), incidiendo en los mercados de renta fija y variable. El índice subió 11.30% respecto ayer.
El retorno de la Nota del Tesoro Americano a 10 años toca actualmente su nivel más bajo desde mayo del 2013 (2,14%), cediendo en los primeros quince días del mes 25 puntos básicos.
Cifras menores a lo esperado publicadas hoy sobre la economía norteamericana acentuaron las preocupaciones sobre la estabilidad económica internacional, incidiendo sobre el mercado bursátil. Aunado a ello, la caída en el precio del crudo ha repercutido negativamente sobre las acciones de las empresas de minerías y energía.
Las variaciones de cierre en Wall Steet fueron: Dow Jones -1.06%, S&P -0.81% y Nasdaq -0.28%.
En el viejo continente la bolsa española lideró las caídas reflejando un retroceso de -3.59%, seguido por el DAX alemán -2.87%, el FTSE 100 británico -2.83% y el Euro Stoxx cedió 3.61% (El Mundo)
PDVSA
Avanzan programas de ingeniería básica dentro de la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”
Porlamar.- Durante la primera jornada de la tercera edición del Congreso Heavy Oil Latin America, HOLA 2014, Rubén Figuera, director Ejecutivo de Nuevos Desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”, expuso el desarrollo en la ejecución de los proyectos de la infraestructura que se requiere para el máximo aprovechamiento de las reservas de crudo de esa región, que alberga 258 mil millones de barriles de petróleo.
Actualmente la Faja produce aproximadamente un millón 300 mil barriles diarios, que deben incrementarse en más de dos millones y medio para alcanzar las metas del 2019. Para ello se ha definido un programa de ingeniería básica, que va desde las ingenierías de producción, de los sistemas de transportes, oleoductos y sistemas de refinación y mejoramiento que abarca a todas las empresas mixtas de la Faja.
“Los nuevos desarrollos avanzan de manera simultánea”, precisó. Ya está concluida la ingeniería básica del mejorador de Petrocarabobo, donde además se están construyendo los oleoductos y tanques de almacenamiento.
Igualmente, la empresa mixta Petrojunín ya está interconectada por sistema de oleoductos con Petrocedeño. Asimismo, están interconectadas las macollas de Petromiranda con el sistema de Junín 10. “Estos procedimientos demuestran que la infraestructura de las empresas mixtas Petromiranda, Petrovictoria, Petrourica, Petromonagas, Petroindependencia, Petrocarabobo y Petrojunín, se está desarrollando justo a tiempo” para apalancar la meta de producción de la Faja a 4 millones de barriles diarios para el 2019.
Detalló, además, el progreso de la construcción de seis Centros de Procesamiento de Fluidos (CPF), con capacidad de 200 y 400 mil barriles día, que impulsarán no solamente la industria nacional petrolera, sino también los sectores de metalmecánica, servicios y generación eléctrica.
Destacó los avances en los campo satelitales de Junín 10 y Junín 3, asociados al crecimiento y expansión de Petrocedeño, así como también en Ayacucho 8, vinculado al mejorador de Petroanzoátegui, para lo cual subrayó la importancia de poner en marcha el desarrollo de infraestructura de la Faja, “no solamente para un negocio, sino para todos los negocios, los condominios industriales, el sistema de transporte de crudos, el manejo de sólidos, de coque y azufre y finalmente la generación eléctrica”, dijo Figuera. (PDVSA)
Analizan los retos tecnológicos de la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”
Porlamar.- En el marco del Heavy Oil Latin America, Josefina Salazar, presidenta de Intevep, filial técnico científica de Petróleos de Venezuela, S.A. participó en el panel de expertos “Examinando la importancia de las tecnologías para liberar las reservas en nuevas fronteras”.
Salazar, mostró cómo fue cambiando la visión de desarrollo tecnológico en la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”. En esta zona la producción de crudos pesados y extrapesados data desde 1930. Durante más de 60 años, esa producción no llegaba a 200 mil barriles día, “el crudo pesado y extrapesado se veía como un hidrocarburo muy difícil de producir”, apuntó.
A finales de los noventa, refirió, el gobierno de turno decidió, poner a la venta el hidrocarburo de la Faja a través de lo que llamaron las asociaciones estratégicas. Pero en 1998, llegó a la presidencia de la República el Comandante Hugo Chávez, quien desde el principio planteó la necesidad de recuperar la Faja y el control de la industria petrolera, lo que le valió un golpe de estado y el sabotaje de PDVSA. A partir de la recuperación de la empresa, el presidente Chávez reorientó el manejo de la industria y así nació la política de Plena Soberanía Petrolera.
Esta nueva perspectiva política hizo que la tecnología en materia petrolera, a partir del año 2004, se orientara hacia el uso de pozos multilaterales con bombas electrosumergibles, bombas de cavidad progresiva de alta capacidad, inyección de diluentes, recuperación térmica y optimización de fluidos de perforación y pozos. Hoy, a casi cien años de haber iniciado la explotación petrolera en la Faja, se producen 1 millón 300 mil barriles día, aproximadamente.
Durante su ponencia, Salazar presentó un recuento de cómo ha sido la evolución de las tecnologías, durante las últimas tres décadas, en exploración, producción, refinación, mejoramiento y ambiente.
Hizo énfasis en el trabajo que se está realizando para el área de recuperación mejorada, donde PDVSA Intevep orienta su investigación hacia el desarrollo de herramientas de jerarquización de métodos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos que consideren las características de los yacimientos, en la optimización y adaptación de métodos térmicos y en la aplicación de métodos no térmicos, como producción en frio de crudo pesado con arenas, inyección de polímeros, surfactantes y/o polímeros surfactantes, así como en la inyección de vapor con aditivos.
En mejoramiento, Josefina Salazar explicó que los desarrollos tecnológicos que lleva adelante Intevep en estos momentos, representan el futuro del área para la Faja. “Para facilitar el transporte de crudo, tenemos procesos de separación, como INTMECS®, procesos de conversión moderada, como AQUACONVERSION® e hidroconversión catalítica profunda y conversión parcial del residuo de vacío, como HDHPLUS® con nanocatalizadores.
En materia de refinación, explicó que el futuro tecnológico de esta área está en el desarrollo de tecnologías con y sin rechazo de carbón, la generación nanocatalizadores y procesos de hidrotratamiento severo, la masificación de las tecnologías de gasificación de corrientes residuales como coque, carbón y asfalto para la producción de hidrógeno y las tecnologías de recuperación de metales del coque, entre otras.
La presidenta de PDVSA Intevep, destacó que el desarrollo de tecnologías de vanguardia, ha sido siempre la clave en la industria petrolera mundial para el incremento de la productividad en toda la cadena de valor de los hidrocarburos. Dijo que, ante la declinación de las reservas de crudos convencionales, es prioridad desarrollar tecnologías que permitan maximizar los beneficios que ofrecen las nuevas fuentes de producción de petróleo, como la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”.
Resaltó que entre los principales retos que debe afrontar la industria petrolera en materia de crudos pesados y extra pesados, están: generar tecnologías que permitan una mayor certidumbre en exploración, optimización de tecnologías de transporte y métodos de recuperación mejorada y optimización de catalizadores para conversión. “Siempre comprometidos con la preservación y el respeto a los ecosistemas y al medio ambiente, porque nuestra política es reducir el impacto ambiental en fuente”. (PDVSA)
PDVSA Intevep firma contratos de licencia con empresas nacionales
Porlamar.- En el marco del Congreso Heavy Oil Latin America –HOLA 2014- que se celebra en la isla de Margarita, PDVSA Intevep firmó tres contratos de licencia con las empresas nacionales Integra Solution & Technologies S.A. y Servicios Oceanías, S.A.
Josefina Salazar, presidenta de PDVSA Intevep, explicó que este es el comienzo de una relación que debe fortalecerse para consolidar estrategias que nos permitan ofrecer servicio técnico, y optimización de las tecnologías desarrolladas por PDVSA Intevep”, refirió.
La licencia otorgada a Integra Solution & Technologies S.A. comprende el uso y aplicación de la tecnología NETDAS®, la cual consiste en la arquitectura aplicada a la supervisión y control de procesos industriales de campo. Esta solución tecnológica, integra en una sola visión, las funcionalidades de unidad terminal remota, controlador lógico programable, interfaz humano-máquina y aplicaciones propias del negocio.
Con la empresa Servicios Oceanías, S.A. se firmaron dos contratos de licencia para la manufactura, uso y aplicación de la tecnología WELLTECH®. Esta tecnología de PDVSA Intevep es en un paquete tecnológico para una solución integrada de ingeniería aplicada a la medición de crudo-agua-gas en separadores semicontinuos de gas líquido que comprende software y hadware.
Servicios Oceanías, S.A. también estará encargada del diseño, manufactura y comercialización de la tecnología CYCINT®, la cual se utiliza para separar fases, cuya entrada de fluido al equipo se encuentra en la parte inferior del separador, a fin de incrementar la eficiencia de la separación.
Los contratos otorgan licencias no exclusivas y sólo se pueden utilizar en el territorio venezolano por tres años. (PDVSA)
Empresas Mixtas
La Patilla
Como “patada de ahogado” califican reunión solicitada por Venezuela con la Opep
Los precios internacionales del petróleo volvieron a descender este miércoles, aunque en menor medida que la caída que sufrieron el martes, en una tendencia a la baja que, según los analistas, se va a mantener en las próximas fechas.
El barril de crudo Brent, que se toma como referencia en Europa y en los mercados globales, cayó hoy un 1,48 % hasta los 83,78 dólares, después de haber perdido un 3,85 % en la sesión del martes en el International Exchange Futures (ICE).
Por su parte, los futuros del petróleo intermedio de Texas (WTI), de referencia en Estados Unidos, terminó con un leve descenso de 6 centavos (-0,07 %) y quedó en 81,78 dólares el barril, al cierre de las operaciones en la Bolsa Mercantil de Nueva York.
El petróleo de Texas tuvo un comportamiento muy irregular durante una jornada en la que llegó a tocar los 80,01 dólares, el mínimo de los últimos doce meses, ligeramente por encima de la barrera de los 80 dólares que mantiene desde junio de 2012.
Pero, en una sesión de gran volatilidad, el WTI también tuvo momentos en los que estuvo en terreno positivo, aunque, según los analistas, puede que haya un pequeño rebote en los precios, pero sin niveles suficientes para cambiar la tendencia a la baja.
Los expertos coinciden en que la caída del precio se debe a la reducción en el crecimiento de la demanda de petróleo, entre otras razones por las malas señales económicas en Europa y China y también por un exceso de oferta.
Diariamente se consumen cerca de 93 millones de barriles diarios. La tercera parte lo generan los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con algunos miembros que están desmarcándose de las medidas colectivas de ese cártel petrolero.
Hace dos semanas, Arabia Saudí, el mayor productor de la OPEP, redujo el precio de su petróleo y está dando señales de que puede aguantar los niveles actuales o inclusive precios menores.
En declaraciones a la cadena financiera CNBC, el expresidente del grupo Shell John Hofmeister aseguró este miércoles que Arabia Saudí está actuando “inteligentemente” para ganarse nuevos clientes ofreciendo un precio menor para su petróleo, al igual que está haciendo Kuwait.
Pero, según Hofmeister, también pretende dar una “lección” a países dentro de la OPEP más “radicales”, como Venezuela, que la semana pasada anunció su intención de pedir una reunión urgente para estudiar medidas que eviten la caída de los precios del crudo.
Algunos analistas destacan que esa “guerra de precios” no sólo enfrenta a los miembros de la OPEP, sino también entre este cártel y otros productores, como Estados Unidos, en donde ha habido un fuerte empuje de la producción de petróleo “shale”, más caro de explotar que el crudo que se saca de los pozos saudíes.
Pero esta guerra lesiona especialmente a economías que dependen del petróleo, como Venezuela, que de por sí está sufriendo problemas en la captación de divisas, y su nivel puede descender aún más con un barril a precios más bajos.
Según dijo a Efe en Caracas el economista Asdrúbal Oliveros, director de la firma Ecoanalítica, con un precio promedio del barril de petróleo a 80 dólares, Venezuela se ve forzada a tomar medidas sustanciales como la devaluación de la moneda y el recorte de envíos a países y mecanismos aliados como Cuba o Petrocaribe.
Según Oliveros, para que se pueda cubrir el déficit fiscal en el país sólo con ingresos generados por exportación petrolera, el precio del barril para Venezuela debería ser de 134 dólares.
“A medida que va bajando el precio -añadió-, se va forzando a que se tomen medidas que no estaban pensadas dado que el 2015 es un año electoral”, explicó.
Oliveros también comentó que el anuncio de Venezuela de que propondrá una reunión de la OPEP para hacer frente a la caída de los precios internacionales del crudo es una “patada de ahogado”, pues el cartel petrolero “no es el único actor relevante” en el mundo.
Según el analista de mercados Jeff Killburg, la tendencia a la baja del precio del petróleo se va a mantener y no está lejos el día que en el caso del WTI llegue a alcanzar los 75 dólares el barril.
“Mientras vemos cómo el mercado bursátil está cayendo, el petróleo definitivamente está yendo hacia abajo con él”, agregó, refiriéndose a la fuerte caída en la Bolsa de Nueva York que se ha registrado en los últimos días. EFE (La Patilla)
Eulogio Del Pino
PDVSA
Del Pino: Estamos listos para asumir los retos tecnológicos y económicos de la Faja
Porlamar.- “La Faja Petrolífera del Orinoco representa importantes retos, estamos listos para asumirlos” afirmó Eulogio Del Pino, presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), al dar la bienvenida al Heavy Oil Latin America 2014, encuentro de destacadas empresas de crudo pesado que se extiende hasta el viernes 17 de octubre en Porlamar, Isla de Margarita.
El presidente de PDVSA catalogó el evento como un caldo generador de ideas y propuestas en mira de hacer más eficiente el negocio de crudos pesados, y destacó el papel de Latinoamérica como la región con más del 70% de reservas de crudo pesado en el mundo.
La atención en este sentido, se ubica en Venezuela, el país con las mayores reservas de petróleo a nivel mundial, y cuyo reservorio se concentra en la Faja Petrolífera del Orinoco. “La Faja es un esfuerzo no sólo técnico sino estratégico; Chávez identifico su importancia y la manejó desde un punto de vista geopolítico lo que impulsó su desarrollo y actual proyección” señaló Del Pino.
Destacó que desde los costos de producción y mejoramiento hasta la incorporación temprana, la producción comercial y los 5 desarrollos que en la actualidad producen más de 1 millón 300 mil barriles día en la Faja, demuestran la alta rentabilidad y competitividad de Venezuela en el negocio.
La Faja ha logrado el reconocimiento a nivel internacional por su capacidad de producción sostenible en el tiempo y por ser una fuente de energía sustentable con un mínimo de impacto ambiental. Para ello, se trabaja actualmente en la incorporación de tecnología de recuperación secundaria que impulse el salto de un 8% de recuperación que se maneja actualmente a más del 20%, indicó Del Pino.
“Contamos con los mejores profesionales; el Batallón Faja ha incorporado a más de mil 500 jóvenes de todas las áreas y disciplinas. El potencial de la Faja es dado, tanto por esta tierra de gracia como por el talento humano que está en constante formación para el desarrollo del país” destacó Del Pino.
PDVSA apegada a los compromisos asumidos
A propósito del fallo emitido por el Ciadi la semana pasada sobre el caso ExxonMobil, Eulogio Del Pino destacó que muchas de las empresas participantes en este congreso fueron parte del proceso de migración a empresas mixtas llevado a cabo en el 2007 en la Faja Petrolífera del Orinoco, y aprobaron totalmente una negociación apegada a las leyes y con una compensación justa y conversada.
“El fallo del Ciadi que señala una cancelación de cerca de mil 600 millones de dólares por parte de PDVSA, es reflejo de que nuestra negociación era la adecuada, representa ese 42% que ofrecimos en un comienzo y que no fue aceptado por la ExxonMobil”, señaló Del Pino.
El presidente de PDVSA recalcó que esta es una demostración de la clase de responsabilidad que tiene la industria con sus contratos y negociaciones. “Para Conoco Philips debe ser una lección lo que acaba de suceder”, dijo.
Finalmente Del Pino ratificó que Venezuela es una tierra de múltiples oportunidades, donde se vive una revolución que también alcanza el modelo de negociaciones, un modelo de cooperación, donde las empresas mixtas trabajan activa y proactivamente por un mismo objetivo: el desarrollo y bienestar del país. (PDVSA)
Energía en América Latina y el Mundo
El Nacional
Fondo de la OPEP tiene a América Latina entre sus prioridades de cooperación
El Fondo de la OPEP para el Desarrollo Internacional (OFID) tiene a América Latina y el Caribe entre sus prioridades de cooperación como parte de sus objetivos para mejorar el nivel de vida de la población del hemisferio occidental.
Así lo aseguró hoy en entrevista con Efe el director general de la OFID, Suleiman Jasir Al-Herbish, quien culminó este miércoles una visita a Nicaragua en la que firmó un préstamo millonario para el mejoramiento de una carretera del país centroamericano.
“Desde el comienzo de este año estamos dando más atención a América Latina. América Latina está siempre en el centro de nuestras actividades”, sostuvo el ejecutivo de la OFID.
Al-Herbish destacó que este año ha visitado Cuba, la República Dominicana, Jamaica y Nicaragua, y que otros colegas lo han hecho a Argentina, con el fin de apoyar proyectos de desarrollo en materia de infraestructura y energía, principalmente.
“El año que viene probablemente voy a estar viajando a Honduras y Colombia”, anunció.
Explicó que el directorio del Banco Mundial se reunirá el próximo año en Lima y allí la OFID tiene “la intención de aprovechar esa oportunidad, debido a la proximidad de algunos de los países”, para conectar o visitar a otras naciones de la región.
“Estamos considerando, por ejemplo, como he dicho, visitar Colombia, pero también podemos añadir Honduras o cualquier otro país”, anotó.
Indicó que la OFID le da mayor énfasis a los países en vías de desarrollo, por lo que es probable, dijo, que existan cuatro o cinco países de América Latina a los que le den mayor prioridad, sin precisar.
Al-Herbish también resaltó que en junio pasado el Consejo ministerial de la OFID aprobó la readmisión de Ecuador, que había suspendido su pertenencia a ese organismo durante casi 22 años, con lo que América Latina y el Caribe cuenta ahora con dos representantes en esa entidad. El otro miembro es Venezuela.
Con la incorporación de Ecuador, el OFID vuelve a tener trece miembros contribuyentes: los doce socios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Gabón.
El año pasado, OFID aprobó ayudas financieras por un valor récord de 1.500 millones de dólares, mientras que 1.100 millones fueron desembolsados para proyectos de desarrollo.
El OFID, creado en 1976, es una institución financiera multilateral orientada a brindar asistencia a países de bajos recursos con el fin de erradicar la pobreza y generar crecimiento económico.
El objetivo principal de esta institución es ampliar la asistencia para llenar los agujeros en los países en desarrollo de América Latina, África, Asia y Euroasia. (El Nacional)
Bajos precios presionan proyectos petroleros
Para Chevron y Statoil los bajos precios del crudo están poniendo bajo presión sus proyectos petroleros en Venezuela y el resto del mundo.
El petróleo Brent cerró el martes a 84 dólares por barril, tras registrar la mayor caída diaria en más de tres años.
“Este escenario coloca los proyectos (…) en Venezuela bajo una fuerte presión”, dijo a Reuters Kelly Hartshorn, directora general de Chevron para Latinoamérica.
De la misma opinión es la presidenta de Statoil en Venezuela, Luisa Cipollitti, quien dijo que los actuales precios ponen bajo observación más de la mitad de megaproyectos petroleros a nivel mundial.
“Hoy hay 163 megaproyectos de petróleo en el mundo, de los cuales más de la mitad requiere un precio del crudo de $120, estos proyectos no serán factibles si el precio baja”. (El Universal)
El Mundo
Petróleo cae $1,20 en Nueva York para ubicarse en $80,58 el barril
El precio del petróleo continuaba su caída este jueves en la apertura en Nueva York, siguiendo a los mercados mundiales y en previsión de un alza anticipada de las reservas de crudo en Estados Unidos.
Hacia las 13H20 GMT, el barril de “light sweet crude” (WTI) para entrega en noviembre perdía 1,22 dólares, a 80,56 dólares en el New York Mercantile Exchange (Nymex).
Previamente, durante el intercambio electrónico, el precio había caído por debajo del umbral de los 80 dólares el barril por primera vez desde junio de 2012.
“El mercado del crudo recibe un nuevo cachetazo esta mañana”, observó Matt Smith, de Schneider Electric.
El barril de crudo Brent, de referencia en Europa, sigue hoy su tendencia bajista hasta niveles no vistos en los últimos años por la reducción en la demanda global, según los analistas, que no vislumbran una inmediata recuperación.
Tras varias jornadas encadenando descensos en el International Exchange Futures (ICE), el crudo del Mar del Norte cotizaba después del mediodía de hoy a 82,90 dólares, una caída del 1% frente al cierre de la jornada anterior.
Los continuados descensos en los precios mantienen en vilo a los inversores, inquietos ante la acusada debilidad del crecimiento en la demanda de crudo a nivel mundial y el exceso de suministros.
El analista geopolítico Richard Mallinson, de la compañía británica Energy Aspects, encargada de analizar los mercados energéticos, dijo hoy a Efe que la causa principal es la “muy débil demanda global” del petróleo registrada durante el pasado verano.
Esa reducción en la demanda está ligada, según la explicación de este experto, a la ralentización en la economía global así como al debilitamiento en las perspectivas de muchas regiones, en particular de la Unión Europea (UE) y de las economías asiáticas.
Una imagen macroeconómica que ha llevado a la citada consultora británica a vaticinar que la demanda global será “solo de alrededor 600.000 ó 700.000 barriles diarios”, cuando en circunstancias normales es de unos 900.000 barriles diarios.
“Si comparamos este débil crecimiento de la demanda de crudo con un aumento en los suministros mucho más fuertes por parte de EEUU, de las mejoras de la producción en Brasil, y de una recuperación de la producción en miembros de la OPEP como Libia y Nigeria, hay un desajuste”, observó Mallinson, pues hay “más suministro de petróleo en el mercado de petróleo que demanda”.
Según este analista, lo que habrá que ver es si se trata de una situación temporal o habrá recuperación a corto plazo pues muchos expertos confiaban en que Arabia Saudí -principal productor de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC)- recortara su producción para equilibrar el mercado, lo que parece improbable.
Todo parece indicar que Arabia Saudí podría soportar precios del petróleo más bajos con lo que vende en el mercado de Asia, según coinciden los analistas.
En los últimos años, cuando los precios estaban altos, ese país generó grandes excedentes, por lo que tiene sólidas reservas, según este analista, y podrá además capear la situación durante mucho más tiempo que otros miembros de la OPEP.
En este sentido, el director del programa de Energía del Real Instituto El Cano, Gonzalo Escribano, vio hoy clave en la bajada del crudo la actitud de los grandes productores, y especialmente de Arabia Saudí, que “además de recortar los precios de referencia a los que vende a Asia, ha empezado a ofrecer descuentos a las refinerías, lo que ha desencadenado las caídas”.
Según Escribano, Arabia Saudí y Kuwait pueden estar “cómodos” y mantener este nivel de precios durante varios meses e incluso un año “sin sufrir demasiado su entrada de ingresos”.
Ole Hansen, estratega de materias primas de Saxo Bank, cree que si la OPEC permite que el precio vaya aún más a la baja, “la atención podría girarse rápidamente hacia EEUU, donde los productores de petróleo de esquisto podrían comenzar a sufrir”.
Las posibles repercusiones que el descenso en los precios pueda tener en países cuyas economías están enteramente ligadas a ese mercado es otro de los temas que preocupan.
A este respecto, la situación, tal y como está ahora, “tiene el potencial de ser bastante desestabilizadora para países que dependen principalmente del petróleo, como Venezuela”, según Mallinson.
Puesto que tanto Venezuela como Libia se sitúan “a la cabeza de esos países”, de darse un periodo más largo de precios más bajos, la situación “repercutirá en inestabilidad” en esas zonas, añadió.
En cuanto al futuro, la Agencia Internacional de Energía (IEA, en inglés) -el regulador del sector energético en los países ricos- cree que la demanda de crudo se expandirá en 2014 y 2015 a un ritmo más débil del esperado ante la ralentización del crecimiento económico asiático y la volátil economía europea. (El Mundo)
