Punto de encuentro de Venezolanos votantes en Bilbao

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  Sin límites por Ramón Peña – La patilla – 7 de Octubre 2019


Lo que describe el reportaje de la agencia Bloomberg, que circula en las redes, de dos periodistas en tres días de visita a la Faja Petrolífera del Orinoco es atroz(*). La que fuera bautizada por Chávez como la Reserva Magna, jactándose –como si fuese obra suya- de contar con la mayor acumulación de hidrocarburos del planeta, hoy es un cementerio de instalaciones abandonadas. Un complejo industrial de inversiones millonarias llevado a la ruina por la accion combinada de  la corrupción, la desidia y la ignorancia. Plantas y equipos herrumbrosos al libre arbitrio de merodeadores y rateros, quienes sin temor saquean sus componentes a la luz del día, sin necesidad de esconderse en la noche porque no hay quien vigile. Los pocos trabajadores, que aun no han abandonado la Faja, en ausencia de normas de operación de las instalaciones, canibalizan partes y piezas para utilizarlas en lo que aún funciona

En esto concluye el proceso iniciado el 1 de mayo de 2007 en aquel acto “patriótico” de nacionalización de la Faja Petrolifera del Orinoco y de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas. Una efeméride en la que el farsante anunció que acababa con la privatización de la industria acometida en la década de 1990 y sellaba “la soberanía petrolera” de Venezuela, prometiendo que para el año 2019 el país estaría produciendo 6 millones de barriles diarios.

Es ilimitado el desastre de nuestra industria petrolera, en similares condiciones se encuentran refinerías, tanqueros,  terminales,  plataformas costa afuera, plantas del lago de Maracaibo y hasta la seguridad y salud de los trabajadores, carentes hoy de seguro médico.

No tuvo que acontecer una guerra devastadora, terremotos o tsunamis, bastó el asalto de una banda criminal, la cual, además de rendir cuentas por lesa humanidad, lavado de dinero y otros delitos, también tendrá que responder por la destrucción del patrimonio de la nación.

Three Days in Venezuela’s Oil Belt Show the Price of Pillage by Lucia Kassai  and  Fabiola Zerpa – Bloomberg – 3 de Octubre 2019

As the mainstay industry withers, thieves take equipment, materials and the liquid itself

Venezuela’s oil fields have become silent, save for the cicada-like buzz of the occasional functioning electric pump.
Venezuela’s oil fields have become silent, save for the cicada-like buzz of the occasional functioning electric pump.

The men step out of the van and act fast. As one stands guard, the others approach an oil pump and remove filler plugs. They drain the viscous liquid into buckets that they stack in their van and take off.

In Venezuela’s remote Orinoco Belt, theft used to happen in the dead of night to avoid the gaze of security cameras like the one that captured the scene near the town of El Tigre. Now, the cameras themselves have been stolen and oil is taken in broad daylight, much of it destined for auto repair shops in cities. Thieves take electric motors, transformers, heat-controlling devices, valves and especially valuable copper wiring – kilometers of the stuff.

The crumbling of Venezuela’s oil industry after epic mismanagement by presidents Nicolas Maduro and Hugo Chavez – exacerbated by tough U.S. sanctions — caused the nation’s broader crisis. Increasingly, the industry itself has become a victim. Five decades ago, Venezuela  churned out 3.7 million barrels daily. Today, it produces only about 712,000, about half what North Dakota pumps.

Oil Spills At Venezuelan's PDVSA Facilities
A pump jack by pools of spilled oil near El Tigre.
Source: Bloomberg

Bloomberg reporters in September drove more than 640 kilometers (400 miles) on a three-day tour of the Orinoco field, spoke with employees of state oil giant PDVSA and examined internal reports to understand how the nation with the world’s largest proven reserves could have fallen so far. The journey, whose legs were timed to avoid heavily armed military patrols and checkpoints, showed that the nation’s industrial and economic engine has been stripped of equipment and neglected to the point of collapse.

Facilities in the Orinoco Belt, which produces more than 90% of Venezuela’s dwindling flow, look like graveyards for million-dollar equipment: abandoned rigs, empty tanks, disemboweled generators, gutted power panels, stripped cables among pools of spilled crude oil and encroaching vegetation.

“What you see in Venezuela today, the collapse of their oil fields and the oil industry in general, is worse than what you see in some war zones,” said Fernando Ferreira, director for geopolitical risk service at Rapidan Energy Group, a consultancy in the Washington area.  “Venezuelan oil production was wrecked by 20 years of asset seizures, widespread corruption and sanctions.”

The nation could increase production to about 2 million barrels a day in five years at a cost of as much as $30 billion. “The recovery depends in large part on who is going to replace Maduro,” Ferreira said.

Full recovery from the pillage could take decades.

Oil Spills At Venezuelan's PDVSA Facilities
Neglected equipment lets the nation’s economic lifeblood bleed out.
Source: Bloomberg

Luis Pacheco, president of a PDVSA board named by opposition leader Juan Guaido, said the extent of damage to the system is a matter of conjecture: The board controls only PDVSA assets outside Venezuela. It predicts a cost of $120 billion to restore the domestic industry, he said.

“That level of investment must come mostly from private investors,” Pacheco said. That would challenge decades of zealous state control of Venezuela’s mainstay asset.

The nation had only 23 oil rigs functioning in August, down from 48 two years ago and from 119 in 1997, according to Houston oil-service company Baker Hughes. By comparison, the Permian field that straddles Texas and New Mexico had 436 rigs working in August.

The trip through the Orinoco Belt showed that even those rigs that remain are endangered. Theft is increasing as facilities sit idle due to power outages, an exodus of workers and lack of working gear. Most fields, accessible only by gravel trails alongside bumpy, muddy roads, are unmanned. A supervisor might stop by twice a day for 15 minutes. PDVSA security and rig operators refuse to travel deep into oil fields for repairs or patrols out of fear of being kidnapped or robbed. That makes easy targets of copper-filled, diesel-powered, iron-rich equipment surrounded by nothing except scattered cattle operations and small farms.

Little investment and the U.S. sanctions, which limit imports, mean pieces and parts are often taken from one machine to patch up another.

Oil Spills At Venezuelan's PDVSA Facilities
Tanks stand amid a flood of oil in the Orinoco Belt.
Source: Bloomberg

At the Petromonagas upgrader, a joint venture with Russia’s state oil company Rosneft in Anzoategui state, burners and valves from sulfur extractors are constantly switched from one unit to another as technicians resort to mechanical cannibalism, according to an internal PDVSA report. Piston rods and other parts are reported lost and replacements are ordered. Later, the old components reappear and the new ones are apparently sold on the black market.

At one site at the Oritupano oil field, two out of seven wells were operating. About 40 kilometers away, at the Leona field, one of three. At another nearby, all five were down. An oil storage facility at the Karina field burned down three months ago. Spilled oil was contained in an open-air pool and its smell was nauseating. Because of the fire, PDVSA had to shut a nearby oilfield whose production was stored at the site.

In Puerto La Cruz, which until recently was responsible for 15% of the country’s oil exports, viewing the ruin requires a motorboat. Of seven berths there, only one was occupied with by a ship unloading gasoline on a calm sea under a bright sun.

Near the coast floated two unused monobuoys, transfer points for crude that are about the size of a city bus. They were commissioned when Venezuela had plans to increase exports to 3 million barrels a day. The yellow monobuoys, whose price on the international market can top $30 million, are dead in the water literally and metaphorically: Because of the sanctions, they are almost impossible to sell.

About 30 kilometers west, about 10 ships were moored at the Jose terminal, which accounts for more than 80% of exports. Sanctions mean that Venezuela can’t easily move oil to market, and there is little available tank space on dry land, so many of the vessels function as expensive, floating storage units. The ships Rio Caroni, Rio Apure, Rio Orinoco and the Ayacucho hold 5 million barrels going nowhere soon.

relates to Three Days in Venezuela's Oil Belt Show the Price of Pillage
Tankers have nowhere to sail thanks to U.S. sanctions.
Source: Bloomberg

The motorboat passed the Inciarte, a PDVSA tanker standing in Venezuelan waters more than two years. There’s no way to board, but a recent photo obtained by Bloomberg shows an interior in shambles. Ceiling tiles have been torn off and are hanging. Chairs and broken furniture are scattered among torn books. Rubble is everywhere and a Venezuelan flag lies amid it.

Inland, at a power plant that should have provided electricity to the entire Melones field, even the light bulbs were gone. Weeds were growing between control panels. In a trailer where oilfield workers used to live was a red safety helmet with a faded PDVSA logo and a white ceramic saucer without a cup.

An oil field near San Tome looks good at first glance. From a distance, you can see pretreatment and storage tanks. There are pipes, towers — everything an oil field should have. Get closer and the illusion fades. There is no movement and the only noise comes from birds. The tanks are rusty and pipes connect nothing. The equipment is cold. Knock on a tank and it rings hollow, empty.

¿Está negociando Maduro su salida de Venezuela? por German Gorraiz López – Kaosenlared – 24 de Mayo 2019

Trump y Putin mantuvieron una larga conversación telefónica en la que se habrían sentado las bases para posteriores acuerdos relativos a Venezuela, Siria y Ucrania dentro de la nueva dinámica acción-reacción propia de escenarios de Guerra Fría 2.0.

Trump y Putin mantuvieron una larga conversación telefónica en la que se habrían sentado las bases para posteriores acuerdos relativos a Venezuela, Siria y Ucrania dentro de la nueva dinámica acción-reacción propia de escenarios de Guerra Fría 2.0.

¿Está negociando Maduro su salida de Venezuela?

El acuerdo chino-venezolano por el que la empresa petro-química estatal china Sinopec invertirá 14.000 millones de dólares para lograr una producción diaria de petróleo en 200.000 barriles diarios de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco, (considerado el yacimiento petrolero más abundante del mundo), sería un misil en la línea de flotación de la geopolítica global de EEUU (cuyo objetivo inequívoco sería secar las fuentes energéticas de China), por lo es perentorio para EEUU la defenestración de Maduro. Así, tras una sistemática e intensa campaña desestabilizadora basada en el desabastecimiento selectivos de artículos de primera necesidad, la obscena especulación, la amplificación en los medios de la creciente inseguridad ciudadana, la toma de las calles por la oposición y la aplicación de sanciones al crudo venezolano para provocar el default o cese de pagos, estaríamos asistiendo a la fase final de la trama para lograr la defenestración de Maduro para lo que se antoja inevitable el visto bueno de Putin. En consecuencia, Trump y Putin mantuvieron una larga conversación telefónica en la que Putin habría confirmado a Trump su voluntad inequívoca de “no respaldar militarmente a Maduro” , por lo que tras el exilio a Cuba de Maduro y la cúpula militar, asistiremos a la conformación de un Gobierno de Transición integrado por figuras neutrales de la oposición y del chavismo que deberá preparar las Elecciones Presidenciales para el próximo otoño.

¿Podrá esquivar Cuba la asfixia energética?

Donald Trump habría adoptado como leit motiv de su Presidencia eliminar todo vestigio del legado obamaniano. Así, tras el intento de finiquitar el Obamacare, el anuncio de revisión del Tratado NAFTA y la retirada de EEUU del Acuerdo de París contra el Cambio Climático, el siguiente paso será intentar deshacer los avances diplomáticos y comerciales alcanzados con Cuba bajo el mandato de Barack Obama fruto de la extenuante presión de los destacados representantes cubano-americanos Marco Rubio y Mario Díaz-Balart. Además, la renovación automática por parte de EEUU por un año más del embargo comercial a la isla atentarían contra el vigente sistema financiero y político internacional y podrían suponer para Cuba pérdidas estimadas en cerca de 50.000 millones de $, abocando al régimen cubano a la asfixia económica que se verá agudizado con la asfixia energética tras la actual ofensiva de EEUU para finiquitar a Petrocaribe.

Petrocaribe fue creado en 2005 por iniciativa de Chávez con el objetivo de suministrar combustibles a los países miembros en condiciones ventajosas de pago, como créditos blandos y bajas tasas de interés y estaba integrado por 18 países (incluidos Honduras, Guatemala, Cuba, Nicaragua, República Dominicana, Haití, Belice y una decena de islas del Caribe). En sus comienzos, Venezuela exportaba 100.000 barriles diarios a los países del bloque que generaban una factura de 4.000 millones de dólares, de la cual una parte se pagaba en “efectivo” y el resto estaba subsidiado pero la nueva estrategia de EEUU sería estrechar lazos comerciales y militares con los países de Petrocaribe ante el peligro de contagio mimético de los ideales revolucionarios chavistas al depender en exclusiva de la venezolana Petrocaribe para su abastecimiento energético.

Así, Mike Pence, anunció la implementación de nuevas medidas contra dos compañías que transportan el crudo venezolano hasta Cuba así como contra los 34 buques que utiliza PDVSA para tal cometido aunado con un posible bloqueo naval con el objetivo confeso de provocar la “asfixia energética de Cuba” mediante la amputación del cordón umbilical que unen Venezuela y Cuba, pues en la actualidad tan sólo Cuba estaría recibiendo cerca de 30.000 barriles diarios del crudo venezolano que pagaría mediante servicios médicos y asesores de inteligencia y en el supuesto de persistir el bloqueo naval de EE.UU. al crudo venezolano la Isla se vería abocada a una asfixia energética de resultados imprevisibles, por lo que agentes del G2 (la  Inteligencia cubana), habrían tomado como rehén al propio Maduro y estaría negociando con EEUU la salida de Maduro hacia Cuba a cambio de suspender el bloqueo energético a la Isla, quedando Diosdado Cabello y el resto de la cúpula chavista abandonados a su suerte.

La producción de petróleo en Venezuela se hunde a 500 mil b/d – Argus/La Patilla – 15 de Mayo 2019

Las instalaciones petroleras del Lago de Maracaibo – Alvaro Ybarra

La producción de crudo de Venezuela ha caído a alrededor de 500,000 b/d, debido a la ralentización de las exportaciones y las facilidades de almacenamiento repletas obligan a la estatal Pdvsa a cerrar pozos, según informaron cuatro funcionarios de la empresa a Argus.

La disminución es más pronunciada en la Faja del Orinoco, donde la producción se ha reducido a menos de 200,000 b/d en los últimos días, en comparación con los más de 700,000 b/d a principios de mayo. Hace un año, la Faja del Orinoco producía alrededor de 1 millón b/d.

Los tres mejoradores operativos de crudo pesado de Pdvsa, que la compañía opera con socios extranjeros, han detenido el procesamiento en previsión a dejar de mejorar los crudos para convertirse en mezcladoras de crudo con operaciones menos complejas. Un cuarto mejorador, Petro San Félix, 100% de propiedad de Pdvsa , ha estado paralizado desde el año pasado, pero también cambiará a la mezcla, dijeron los funcionarios de Pdvsa

Los mejoradores venezolanos están dotados de tecnologías capaces de transformar el petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, de menos de 10° API y más de 4% de azufre, en crudos mejorados de hasta 32° API con apenas 0,06% de azufre.

No está claro si los socios minoritarios de Pdvsa en los mejoradores, Chevron en PetroPiar, Rosneft en PetroMonagas y Total y Equinor en PetroCedeño, han acordado degradar las operaciones de mejoramiento para convertirse en apneas mezcladores. Dos funcionarios de Pdvsa dijeron a Argus que la compañía asumiría todos los derechos de comercialización del crudo mezclado. En contraste, los socios de Pdvsa podrían comercializar su parte si hay producción de crudo mejorado.

Los socios de Pdvsa rutinariamente rechazan hacer comentarios sobre sus operaciones en Venezuela.

La fuerte caída de la producción revierte las modestas ganancias luego que media docena de apagones en todo el país en marzo que interrumpieron la producción de petróleo y las exportaciones. Argus estima la producción de abril en alrededor de 800,000 b/d en comparación con los 790,000 b /d en marzo.

“Toda la producción que se transporta como el petróleo crudo diluído (DCO) está cerrada”, dijo un funcionario alto rango de Pdvsa, refiriéndose al crudo del Orinoco que se diluye con nafta para transportarlo por oleoductos a los mejoradores en Jose y a la instalación de mezcla PetroSinovensa.

Los funcionarios de Pdvsa culparon de la abrupta disminución a la escasez de capacidad de almacenamiento, además de problemas operativos crónicos, como el suministro de energía inestable, el robo de equipos, la escasez de productos químicos y la fuga de mano de obra.

Pdvsa se ha visto obligado a almacenar más crudo porque las exportaciones no están a la par con la producción, incluso a un nivel reducido. La acumulación de exportaciones es principalmente una consecuencia de las sanciones petroleras de EE. UU., que cortaron el acceso mercado estadounidense, tradicionalmente el mayor destino para los barriles venezolanos. Las exportaciones que están saliendo ahora van principalmente a India y China.

La producción de crudo en la División Oeste de Pdvsa, que se concentra en y alrededor del lago Maracaibo en el estado de Zulia, actualmente promedia alrededor de 150.000 b/d en comparación con unos 300.000 b/d en 2017 y 600.000 b/d en 2015. La producción de la División Este se está ejecutando a lo largo del misma tendencia a la baja.

Pdvsa está trabajando actualmente en la transformación de los mejoradores, que tienen una capacidad combinada para producir 600.000 b/d de crudo sintético, en instalaciones de mezcla para producir más crudo del tipo Merey de 16° API favorecido por sus clientes chinos e indios. Gran parte del crudo sintético producido por los mejoradores desde fines de la década de 1990 era enviado a los Estados Unidos.

Pdvsa posee una planta de mezcla, PetroSinovensa en Jose, junto con la estatal CNPC de China. La planta ha podido superar mejor los problemas estructurales de la industria que los mejoradores, en parte debido a un suministro de energía de respaldo independiente, pero también debido a una mayor disponibilidad de calidades más livianas. CNPC también desempeña un papel operacional más amplio en esa planta.

Las sanciones petroleras y sus consecuencias por Aurelio Concheso – Panampost – 2 de Febrero 2019

Las sanciones impuestas por Estados Unidos a PDVSA tendrán un pronto impacto en la economía del país.

¿Cuáles son los escenarios posibles tras las sanciones de EE UU al régimen de Maduro?
(Foto: EFE)

Esta semana el gobierno de los Estados Unidos impuso una serie de sanciones a PDVSA que reduce la capacidad de maniobra de los inquilinos de Miraflores, y cuyas consecuencias se sentirán en las próximas semanas.

La primera de las mencionadas medidas (y quizás la más severa) es la congelación de los activos de la empresa, así como los del régimen y cualquier otro ente propiedad de este que se encuentren en los EE UU (y quedan, además, a disposición del Gobierno Interino al que EE UU acaba de extenderle su reconocimiento). Corolario de esta medida es que también aplica a los flujos de caja futuros de esos entes producto de ventas en territorio estadounidense, que también queda a disposición del Interinato.

Una incógnita que se desprende de esas acciones  (pero que no está contemplada de manera explícita) es quién tendrá el control de las operaciones de la empresa Citgo, una corporación registrada en el estado de Delaware con sede en Houston, y propietaria del 5% de la capacidad refinadora estadounidense. Es concebible que el Gobierno Interino nombre nuevos miembros a la directiva de Citgo y que los tribunales del Norte aprueben esos nombramientos, en cuyo caso la empresa podría seguir operando. Esto también puede hacerse con crudos venezolanos (si llegan) o si no con crudos comprados en el mercado spot. Citgo es una empresa solvente y las cargas que pesan sobre ella son las hipotecas con la que las cargo PDVSA para usos distintos al de su actividad.

La segunda arista es la prohibición de pagarle a Miraflores por los crudos que se exporten, pues esos ingresos irían a las cuentas antes mencionadas. En este caso el problema es complejo: EE UU no es el mayor cliente venezolano por accidente, sino porque sus crudos más apetecibles tienen especificaciones que cuadran con las necesidades de las refinerías de la Costa del Golfo. Buscar compradores alterativos como Reliance en India es una opción que toma tiempo, porque el comprador no va a darle la espalda a sus proveedores tradicionales de la noche a la mañana. Esto quiere decir que la capacidad de almacenamiento nacional corre el riesgo de coparse en el cortísimo plazo, requiriendo el cierre de pozos productivos. Irónicamente, otra opción sería seguir despachando crudos a EE UU (así el pago lo reciba en sus cuentas el Gobierno Interino) reduciendo de esta manera el riesgo de daño a los pozos por una parada abrupta mal ejecutada.

La tercera sanción tiene dos aristas: la prohibición de envío de gasolina y diluyentes desde EE UU a Venezuela. En el caso de la gasolina, hay un mercado mundial y proveedores como Argelia podrían tal vez cubrir esa demanda, pero en el caso de los diluyentes el mercado de oferta no es tan claro ni amplio.

Los diluyentes se requieren para mezclarlos con los crudos extra-pesados de la Faja para así poderlos transportar por los oleoductos. El diseño logístico original era que el diluyente (extraído de pozos de crudo convencional nacionales) se mezclaba a boca de pozo, llegaba a los mejoradores de José y se devolvía a los campos para repetir la operación en un proceso continuo. Pero, como todo lo de este régimen, surgieron dos contratiempos. Primero, al declinar la producción no había diluyente nacional suficiente y se empezó a importar. Segundo, al tomar control de los mejoradores por la vía de la confiscación, estos dejaron de funcionar (salvo en los contados casos en que los opera un socio extranjero), por lo que el diluyente se re-exporta (junto con el crudo extra-pesado), una operación extremadamente costosa que reduce los ingresos de PDVSA, pero que también tiene el inconveniente de requerir la compra de muchísimo más diluyente.

No hay que olvidar que el destino de esos crudos es nada más y nada menos China. Lo cual tal vez explica la cara de circunstancia de sus representantes cuando el tema Venezuela se toca en instancias multilaterales.

Petróleo “rojo rojito” por José Toro Hardy – RunRunes – 8 de Noviembre 2018


LA PRODUCCIÓN PETROLERA DE VENEZUELA VIENE CAYENDO EN TÉRMINOS DRAMÁTICOS. En 1998, al llegar al poder Chávez, superaba los 3.500.000 barriles diarios. Según fuentes secundarias de la OPEP se ubica hoy por debajo de 1,2 millones de b/d y cae a razón de unos 45.000 b/d por mes.  De haberse mantenido la Apertura Petrolera, nuestra producción debería superar los 6.000.000 de b/d.

¿Qué ocurrió?

El presidente Chávez quiso controlar a PDVSA y ponerla al servicio de su revolución. Así lo confesó con motivo de la presentación de su Informe Anual y Cuenta ante la Asamblea Nacional en el 2004. Pito en mano, comenzó a despedir a los principales gerentes de PDVSA. “Yo provoqué el paro. Ellos cayeron en la trampa”. Despidió a más de 20.000 trabajadores con un promedio 15 años de experiencia y conocimiento: 300.000 años en total. Es decir lanzó al cesto de la basura el cerebro de PDVSA.

Cuando Rafael Ramírez declaró que PDVSA era “roja rojita” le hizo un daño mortal. Le cambiaron su misión. Dejó de ser una empresa petrolera para dedicarse a mil funciones que no le correspondían.

La pusieron al servicio del Foro de São Paulo. La hundieron en un torbellino de corrupción indescriptible. Todo es producto de la politización, el dogmatismo, la corrupción, la ineficiencia y la ignorancia.

Después Chávez modificó la Ley de Hidrocarburos por vía Habilitante e inconsulta, a fin de acabar con la Apertura Petrolera. Elevó sustancialmente los impuestos, la regalía y la participación de PDVSA en las empresas mixtas que sustituyeron a los contratos anteriores. Creó un modelo absolutamente inflexible que no podía funcionar.

Endeudaron a PDVSA a niveles inconcebibles e impagables. Desconocieron contratos lo que ha llevado a numerosos arbitrajes internacionales que siempre perdemos. Degradaron a CITGO y hoy estamos a punto de perderla.

Engañaron al país con la Faja del Orinoco. Si bien es la mayor acumulación de petróleo “in situ” que se conoce, su petróleo es de tan mala calidad que conforme a normas internacionales se consideraba que apenas cerca del 5% era económicamente explotable con las técnicas actuales. Sin embargo, para afirmar que teníamos “las mayores reservas petroleras del mundo” elevó el factor de recobro al 19% contra todo raciocinio.

No tenemos las mayores reservas petroleras del mundo, pero sí tenemos más petróleo que el que tienen México, Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia, Argentina y Brasil juntos.

Tenemos pues suficientes reservas para aspirar a incrementar nuestra producción a unos 5 millones de barriles diarios por los próximos 30 años. Para hacerlo, habrá que gastar entre 25 y 30.000 millones de dólares por año entre inversiones y gastos de operación por los próximos 7 años solamente para recuperar la producción que teníamos en 1998, es decir, 3.500.000 b/d.  Mucho más si aspiramos a niveles más altos. El Estado carece de esos recursos.

Estamos contra reloj. Es un hecho que el petróleo, en razón de ser un combustible fósil que contribuye al recalentamiento de la atmósfera, comenzará a ser desplazado por otros agentes energéticos menos contaminantes tales como la energía solar, la eólica, los biocombustibles, el gas y otros.

Si  nos apuramos, aún tenemos una “ventana de oportunidades”. Según la Agencia Internacional de la Energía, de aquí al año 2040 la demanda global de energía crecerá en términos acelerados. Para esa fecha su solo crecimiento equivaldrá al actual consumo sumado de China e India juntas. Después el consumo de petróleo comenzará a declinar frente a otros agentes.

Esto lo saben los productores de petróleo y todos se están apresurando a atraer las inversiones necesarias para incrementar lo más posible su producción.

Tenemos que competir con ellos. Tenemos que flexibilizar las condiciones aprobando, a la mayor brevedad, una Ley Orgánica de Hidrocarburos realista, capaz de contribuir con ese objetivo. Será el efecto multiplicador de esas inversiones lo que servirá para recuperar nuestra economía.  El petróleo no es un fin en sí mismo. Es un medio cuyos recursos deben aplicarse a fin de enrumbar al país por la vía de un crecimiento económico y social equilibrado sostenible.

Zapatero, acusado de representar a “unos españoles de apellido Cortina” en una concesión petrolera en la Faja del Orinoco por Daniel Lozano – El Mundo – 16 de Octubre 2018

El expresidente del Gobierno José Luis Rodríguez Zapatero durante el acto sobre cooperación en la lucha antiterrorista entre España y Francia. EFE

José Luis Rodríguez Zapatero no se aparta del ojo del huracán venezolano. “Zapatero ha recibido proyectos en la Faja (petrolera del Orinoco), de allí viene su apego a la democracia y al diálogo”, acusó en sus redes sociales Rafael Ramírez, antiguo zar petrolero del chavismo.

Quien fuera también vicepresidente económico y presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), hoy caído en desgracia, declaró en una extensa entrevista concedida al medio Noticiero Digital que el ex mandatario representa a “unos españoles de apellido Cortina, que han recibido el contrato de un proyecto en la Faja”. Se presume que Ramírez se refiere en sus declaraciones a Alfonso Cortina, ex presidente de Repsol, quien estaría a la cabeza de una compañía petrolera llamada Inversiones Petroleras Iberoamericanas, a la que se concedió la explotación del bloque Junín 10 en la Faja del Orinoco, según las investigaciones realizadas por el Parlamento venezolano.

Fuentes de Inversiones Petroleras Iberoamericanas desmienten tajantamente que hayan utilizado los servicios del ex presidente del Gobierno para el proyecto en la Faja del Orinoco y aseguran además que esta empresa que dirige Alfonso Cortina se retiró hace un año sin firmar el contrato por las dudas legales que planteaba.

Principal detractor

Ramírez, todopoderoso colaborador de Hugo Chávez que peleó con Nicolás Maduro y Diosdado Cabello la sucesión presidencial, se ha convertido en uno de los principales detractores del actual mandatario.

“Son contratos de interés público que pasan directo al Tribunal Supremo de Justicia”, explicó Ramírez desde el exilio. El diario El Nacional publicó en 2017 que está concesión fue otorgada por el Tribunal Supremo, el truco empleado por el chavismo desde 2016 para saltarse las competencias del Parlamento, de mayoría opositora. El bloque Junín 10, situado en Monagas, contiene unas reservas de 10.000 millones de barriles de crudo pesado. Según el diputado Elías Matta, al frente de la comisión investigadora, se trató de una concesión hecha a dedo, sin licitación.

El consejero delegado de PetroSur, compañía mixta creada para el efecto, es José Ramón Blanco Balín, según la investigación realizada por el Parlamento venezolano, en referencia a lo que publicó EL MUNDO en verano de 2017.

Blanco Balín, antiguo vicepresidente de Repsol, fue condenado a tres años de cárcel por la Audiencia Nacional por su participación en la trama Gurtel.

Zapatero se enfrenta este martes a la petición realizada por el grupo parlamentario 16 de Julio, que pretende declararle persona non grata en la Asamblea Nacional venezolana. De momento, esta bancada, conformada por los diputados afines a la ex diputada María Corina Machado y el ex alcalde Antonio Ledezma, exiliado en Madrid, no cuenta con los apoyos suficientes para sacar su iniciativa adelante. “No podemos permitir que Zapatero venga a Venezuela a burlarse de nuestro pueblo”, subrayó el diputado Richard Blanco, quien lidera la iniciativa parlamentaria.

Este grupo radical opositor acusa a Zapatero de ser un agente del gobierno y de haber influido en el giro anticipado por el gobierno de Pedro Sánchez en su política hacia Venezuela.

Las últimas intervenciones del dirigente del PSOE elevaron aún más la polémica que le acompaña en Venezuela. Zapatero aseguró que la incontenible diáspora que sufre el país venía provocada por las sanciones de EEUU y también apostó porque sea el fiscal revolucionario, estrecho colaborador de Maduro, quien investigue el “suicidio” de un concejal opositor en las dependencias de la policía política.

Pdvsa no tiene las mayores reservas petroleras del mundo por José Suárez Núñez – TalCual – 2 de Septiembre 2018

Es probable que gran parte del petróleo venezolano no salga a la luz por sus costos de producción, estima la consultora noruega Rystad Energy, que estimó que más de lamitad del petróleo venezolano no podría ser recuperado comercialmente por debajo de60 dólares el barril 

Aunque el gobierno de Venezuela insista en su propaganda y en cualquier ocasión que lo cree oportuno, de que el país tiene las mayores reservas petroleros del mundo, la consultora noruega Rystad Energy calculó en julio pasado que las reservas totales de petróleo recuperables de Venezuela totalizan 75.000 millones de barriles, menos de un cuarto de la cifra oficial de 302.300 millones de barriles de reservas probadas. La diferencia es aún mayor, si el método se utiliza para clasificar las reservas recuperables de Rystad Energy.

Dos años después de la mayor caída en los precios del petróleo de la última generación, la afirmación de Venezuela parece cada vez menos sostenible. Sin embargo, la actual crisis económica y política está causando una disminución de las reservas de petróleo recuperables.

A diferencia del informe de revisión anual de BP (British Petroleum), que presenta algunas categorías de reservas a partir de información no transparente proporcionada por fuentes oficiales, Rystad afirma adoptar estándares más rigurosos del enfoque de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo.

De acuerdo con este método de cálculo, las reservas comprobadas de Venezuela realmente agregan 8.000 toneladas de barriles por día, una cifra que representa solo una fracción del total oficial, que también es inferior al registrado en el país vecino, Brasil.

Incluso con las estimaciones más generosas de reservas probadas y probables, como muchas reservas 2P de petróleo consideradas adecuadas para estimar los niveles de petróleo recuperable, Rystad argumenta que Venezuela no tiene más de 17.000 millones de barriles.

Parte de la diferencia se debe a los cambios en los cálculos de la viabilidad comercial del petróleo extrapesado en el país, una referencia clave para las reservas probadas

Las crecientes reservas “comprobadas” de Venezuela se hicieron posibles en el pasado con tecnología mejorada para depósitos y precios en alza. Las cifras comenzaron a crecer durante el mandato del fallecido Hugo Chávez, quien en 2011 declaró que las reservas probadas de Venezuela habían eclipsado a las de Arabia Saudita para convertirse en las más grandes del mundo.

Un estudio realizado por el Servicio Geológico de Estados Unidos en 2009 dio crédito al aumento en el cálculo de que la Faja Petrolífera del Orinoco podría contener hasta 650.000 millones de barriles de petróleo recuperable. Sin embargo, los cálculos del estudio se hicieron a partir de las estimaciones nacionales del petróleo presente en el Orinoco, independientemente de si la producción de crudo viscoso era rentable.

Las dificultades asociadas con la explotación de crudo pesado procedente de Venezuela, que se mezclarán con diluyentes como la nafta o se tratarán antes de ser refinados, disminuyeron en 2011 cuando los precios de las ventas de petróleo superaron los 100 dólares/barril.

Por ejemplo, Rystad afirmó en 2015 que más de la mitad del petróleo venezolano no podía ser explotado comercialmente con Brent por debajo de $60, en comparación con el porcentaje de alrededor del 10% en el caso del petróleo de Arabia Saudita.

Dado que los niveles de precios rondan los $45 bbl hace un año, la recuperación económica del crudo explica las revisiones recientes que Rystad reserva.

El grupo Oslo también está estudiando la rentabilidad de los procesos de producción, perforación y aprobación al estimar las reservas de diferentes sitios. Después de esto, la caída en los precios del petróleo registrada desde 2014 y la crisis económica que estalló en Venezuela han tenido un impacto significativo en los cálculos de las reservas. El lento desarrollo de la actividad en la Faja del Orinoco y la caída de la producción también están haciendo mella en las existencias.

Según Rystad, las reservas recuperables de Venezuela en el área más amplia han retrocedido 23.000 millones de barriles en comparación con 95.000 millones de barriles a mediados de 2016. Las reservas 2P ahora totalizan 5.000 millones de barriles menos que el año anterior.

“Las reservas de Venezuela han sido revisadas a la baja principalmente por las previsiones de la caída de los precios del petróleo”, dijo el analista Rystad, Aditya Ravi. “La caída en los precios del petróleo ha afectado especialmente a Venezuela y la producción en el país se ha reducido a un ritmo mucho más rápido de lo esperado inicialmente”

Si bien las reservas oficiales de Venezuela han aumentado en comparación con el año 2000 respaldadas por el optimismo generado por la firmeza de los precios, la producción tendió en la dirección opuesta después de la llegada de Chávez al poder en 1998. S & P Global Platts estima que el país produjo 1,94 millones de bpd en mayo y 2,7 millones a principios de 2015.

Los nuevos descubrimientos no realizados, la producción de crudos ligeros y medianos necesarios para diluir el petróleo extrapesado del Orinoco se desplomó, obligando a Caracas a comenzar a importar petróleo ligero para mezclar en 2015. Las compañías petroleras extranjeras también se han resistido comprometiendo los miles de millones de dólares necesarios para producir crudo más fácil de exportar de la región.

Además, muchos campos maduros sufrieron disminuciones durante el año más de lo habitual. Ravi destaca el sitio de Jobo de Pdvsa, ubicado en el noreste de la Faja del Orinoco y considerado un precursor de nuevos proyectos en el petróleo pesado del Orinoco. El proyecto inició la inyección de vapor a fines de los 70 y ahora produce alrededor de 8.000 barriles por día a pesar de que Pdvsa dice que sus reservas ascienden a 1.300 millones de barriles, un nivel que el analista considera “muy poco realista”.

Creíble o no, la afirmación de que Venezuela tiene las mayores reservas de petróleo del mundo podría ser irrelevante para el final del día. El interés de las compañías petroleras internacionales en la explotación de petróleo pesado muy caro, parece estar disminuyendo ya que las iniciativas globales contra el cambio climático están redireccionando las inversiones en combustibles que generan menos emisiones de carbono como el gas. Este hecho en sí mismo podría hacer que gran parte del petróleo pesado de Venezuela nunca salga a la luz.





PDVSA: Las incoherencias de Quevedo por Einstein Millán Arcia – Aporrea – 30 de Agosto 2018

“Hoy estamos garantizando el incremento de más de 600 mil barriles diarios (MBD), y en los próximos días vamos a garantizar el resto, para terminar 2018 en aceleración, y proyectar 2019 en la búsqueda de nuevas metas”.

El titular de la cartera energética enfatizó que la producción actual de los 14 pozos que serán intervenidos es de 384 MBD. “Tenemos una oportunidad de incremento de 641 MBD y los llevaremos a 1 millón 25 mil barriles diarios, a través de una inversión de 430 millones de dólares”

“Las empresas involucradas en esta alianza, Well Services Cavallino C.A; Petro Kariña C.A.; Helios Petroleum Services C.A.;Shandong Kerui Group; Consorcio Rinoca Centauro Karina; Consorcio Petrolero Tomoporo y Venenca, operarán en los campos Arecuna, Sanvi Guere, Orocual, Dación, Jusepín, Franquera-Moporo y Carito – Pirital, respectivamente.”

Las declaraciones del ministro rebosan de incoherencia. La única explicación viable es que el periodista que transcribió la información haya estado errado en su interpretación. De ser el caso que la noticia esté transcrita correctamente, basta solo con sacar una simple relación numérica para darse cuenta, lo poco familiarizado que esta Quevedo con el tema petrolero y de lo aberrante de su aseveración.

Según sus declaraciones, 7 empresas prestadoras de servicio invertirán US$430 MM en especifico en 14 pozos de la FPO cuya producción actual suma 384.000 B/D, para elevar la misma en 641.000 B/D a fin de 2018, esperando producir de esos 14 pozos un total de cerca de 1.025.000 B/D una vez intervenidos.

Al calcular el promedio de producción por pozo a la tasa total actual (384.000 B/D) sugiere una producción unitaria (por pozo) de 27.500 B/D, mientras que la producción esperada una vez intervenidos (exitosamente) arrojaría sobre los 73.000 B/D.

No existe activo alguno en el mundo actualmente cuyos pozos produzca tal nivel de volumen. Más aun, no existe la menor posibilidad técnica que pozo alguno de la FPO produzca semejante tasa. Primero porque son arenas no consolidadas, con crudos pesados/extrapesados prácticamente flotando en dichas arenas. La inercia creada por las fuerzas viscosas a dichas tasas dislocaría la arena de manera instantánea, perdiendo en consecuencia el pozo. En segundo lugar, el nivel presión y productividad necesarios para lograr tal influjo hacia el pozo no existen en ese activo y más bien se encuentra en un gradiente muy cercano al hidrostático que apenas podría elevar la columna de fluido mas allá de la boca del pozo por flujo natural. Intentar elevar producción a dicho nivel vía levantamiento artificial lograría el mismo efecto de destrucción de la arena/pozo. En tercer lugar, las tasas de producción mas elevadas obtenidas en el inicio de la FPO activados de paso por inyección de vapor en los bloques más prolíficos rondan los 2.000 B/D.

Pareciera que a Quevedo le pasaron mal la información o simplemente producto de la poca afinidad con su cargo sencillamente erró al leer. Lo mas probable es que en realidad sean campos a lo que el debió referirse y no pozos, en cuyo caso el pequeño capital se diluye a tan solo US$61 MM por empresa por campo tornándose marginal e insuficiente la inversión para lograr el objetivo propuesto.

La razón es sencilla; para mantener en la FPO una producción de 900 @ 1.100 MBD hacen falta la entrada de al menos 1.5 pozos por día y para ello se requieren unos 100 @ 120 taladros en total. Actualmente existen alrededor de 51 destacados en la FPO; es decir deberán suplir unos 50 más (7 por empresa), lo cual no es viable con ese nivel de inversión.

Si la idea es apelar a pozos preexistentes para reparar o reacondicionar, los entuertos (cangrejos) operacionales serian cuantiosos y más bien llevarían a perdida de tiempo y en el mejor de los casos a una producción marginal; a menos que la mayor porción de esos pozos a intervenir solo requieran de reparaciones menores, en cuyo caso habría que preguntarse, porque PDVSA misma no atendió esa actividad y prefirió cederla en bandeja de plata a empresas de maletín/”desconocidas”?

Aun a una tasa promedio de 500 B/D por pozo no se lograría el objetivo volumétrico, ni para finales de 2018 ni tampoco 2019 ni nunca, ya que aun con más de 110 taladros activos, el máximo incremento de producción anual histórico ha sido de unos 100 MBD entre 2012-2013.

Como negocio esa modalidad se ha intentado en el pasado con empresas de renombre como Schlumberger y Halliburton sin éxito alguno. Basado en ese precedente, las expectativas de éxito de las 7 empresas contratadas, aparentemente de maletín o con muy poca exposición y ninguna tecnología propia es bastante reducida y nos aventuramos a decir que inexistente.

Pareciera que lo que si se esta cocinando allí es una especia de “trade off”. Es decir, me sacrifico en la FPO pero me das unos buenos campos para yo balancear mis finanzas. Eso es lo que en particular pareciera ser el caso.

No es coincidencia que varios de los campos que se le asignaron a estas empresas son los mismos campos que fueron asignados durante los convenios de la vieja PDVSA; a decir: Sanvi Guere, Dacion, Orocual y ahora un par de lomitos recién cocinados; Carito y Pirital. Surgen interrogantes sobre porque y cual es la insistencia en la FPO teniendo otros activos mas prolíficos de mayor valorización.

El costo de producir un barril en la FPO supera los US$20- US$25. Si a ello le añadimos el costo por barril que PDVSA le deberá reconocer a estas empresas de entre US$4 @ US$7 (conservador), es evidente que cualquier campo tradicional seria considerablemente más rentable en términos de costos unitarios. Da la impresión que PDVSA está en etapa de deshoje; de remate; en etapa terminal.

¿Qué dice el nuevo decreto sobre las reservas petroleras ? por José Ignacio Hernández G. – ProDaVinci – 28 de Julio 2018


En las “medidas económicas” informadas el 25 de julio, se incluyó un anuncio según el cual parte de las reservas de la faja petrolífera del Orinoco (FPO) serían entregadas al Banco Central de Venezuela (BCV) como parte de las reservas internacionales.

En la mañana del 27 de julio circuló la Gaceta Oficial N° 41.446, en la cual se publicó el Decreto N° 3.550, por medio del cual se materializó esta medida.

Sin embargo, como suele suceder, entre lo anunciado y lo publicado en Gaceta Oficial hay algunas diferencias.

Lo que dice el Decreto N° 3.550

De acuerdo con el artículo 1 del Decreto N° 3.550, se determinó “como respaldo para facilitar el acceso a mecanismos e instrumentos financieros y monetarios para la República Bolivariana de Venezuela”,  el “desarrollo potencial de 29.298 MMBN de reservas de petróleo pesado y extrapesado en sitio, localizadas en el Bloque Ayacucho 02 de la Faja Petrolífera del Orinoco”.

Corresponde al Ministerio con competencia en petróleo la determinación exacta del área de esas reservas y su valoración económica (artículo 2). Finalmente, se dispuso que el BCV, junto con los demás Ministerios competentes, quedan encargados de la ejecución del Decreto.

¿Qué es un respaldo?

El decreto crea un “respaldo”. Esta palabra ha sido empleada anteriormente. Por ejemplo, recientemente un “respaldo” similar fue determinado en relación con el petro, según puede leerse en el Decreto N° 3.292 de febrero de 2018.

Tomando en cuenta este antecedente, puede concluirse que el “respaldo” es una garantía. Así, la garantía es una obligación accesoria en virtud de la cual si el acreedor incumple con una obligación principal, el acreedor podrá ejecutar o hacer cumplir la garantía.

Por ello, hay que precisar dos aspectos: cuál es el objeto de esa garantía y cuál es la obligación principal garantizada.

El objeto de la garantía

Aun cuando se ha señalado que las reservas de la FPO fueron otorgadas en garantía, en realidad, la atenta lectura del Decreto permite llegar a una conclusión, al menos, parcialmente distinta.

En efecto, lo que dice el artículo 1 del decreto es que la garantía versa sobre el “desarrollo potencial de 29.298 MMBN de reservas…”. Nótese bien que la garantía no versa sobre las reservas, sino sobre el “desarrollo potencial” de esas reservas. Esto quiere decir que la intención fue constituir una garantía sobre el potencial ejercicio de actividades de exploración y explotación de las señaladas reservas petroleras.

Es decir, que cuando el decreto refiere a “desarrollo potencial”, está refiriéndose a las actividades de exploración y explotación que podrán desarrollarse sobre esas reservas.

La operación garantizada

La operación garantizada son “mecanismos e instrumentos financieros y monetarios para la República Bolivariana de Venezuela”.  Aun cuando la expresión es muy amplia, puede concluirse que hace alusión a operaciones financieras para la captación de recursos, típicamente por medio de títulos valores emitidos por Venezuela.

En términos sencillos, esto lo que quiere decir es que el Decreto pretende garantizar los títulos valores y demás operaciones similares de Venezuela, con el “desarrollo” de parte de las reservas de la FPO.

¿Y el Banco Central de Venezuela?

Nada en el decreto señala que las reservas fueron “entregadas” al BCV, según lo que parece fue el anuncio efectuado el 25 de julio.

Una posible explicación es que, mediante actos posteriores, el BCV, en conjunto con los ministros competentes, deberá incluir las “reservas” (o más bien, su desarrollo potencial) como parte de las reservas internacionales.

Así, en una de las últimas reformas a la Ley del Banco Central de Venezuela, se modificó el artículo 127 a los fines de incluir, dentro de las reservas internacionales, “cualquiera otros activos o derechos que hubieran sido calificados como de reserva por el Directorio de acuerdo con criterios reconocidos internacionalmente”. Con lo cual, una posible interpretación es que el Directorio del BCV podría calificar como reservas internacionales el “respaldo” otorgado en el decreto comentado.

¿Y las reservas petroleras pueden ser parte de las reservas internacionales?

Dejando a un lado lo antes señalado, lo cierto es que ni las reservas sobre la FPO, ni el “potencial desarrollo” de esas reservas petroleras pueden ser parte de las reservas internacionales.

En efecto, como ha señalado el Fondo Monetario Internacional, las reservas internacionales deben estar conformadas por “activos externos a disposición inmediata y bajo el control de las autoridades monetarias para satisfacer necesidades de financiamiento de la balanza de pagos, para intervenir en los mercados cambiarios a fin de influir sobre el tipo de cambio, y para otros fines conexos…”.

Tanto las reservas de la FPO como el “potencial desarrollo” de esas reservas incumplen todas esas condiciones.

En efecto, no se trata de activos externos. Por un lado, las reservas de la FPO son bienes del dominio público ubicados en Venezuela; además, el “potencial desarrollo” de esas reservas petroleras no puede ser considerado como un activo, y mucho menos externo.

Además, no se trata de activos que están a disposición inmediata del BCV. Así, ni el BCV –ni ningún operador económico- podría disponer de las reservas petroleras de inmediato, y no solo por razones jurídicas: esas reservas solo podrían ser aprovechadas a través de la asignación de derechos de exploración y explotación, con lo cual, en realidad, el BCV no podría disponer de las reservas petroleras para implementar instrumentos de política monetaria. La clave para comprender ello es que, económica y jurídicamente, las reservas petroleras no son activos que puedan ser enajenados.

La nulidad del Decreto N° 3.550

El Decreto N° 3.550 es, desde distintas perspectivas, nulo. En efecto, como sea que su objeto es otorgar una garantía, cabe recordar que de acuerdo con la Ley Orgánica de la Administración Financiera del Sector Público, toda garantía es una operación de crédito público. En tal sentido, todas las operaciones de crédito público de la República deben ser autorizadas previamente por la Asamblea Nacional. Como sea que la Asamblea Nacional no autorizó la constitución de la garantía contenida en el Decreto N° 3.550, esa garantía debe reputarse nula.

Además, si se considera que el objeto de la garantía son las reservas petroleras, entonces, habrá que señalar que esa garantía sería nula, pues de conformidad con el artículo 12 constitucional, las reservas son bienes del dominio público que, como tal, no pueden darse en garantía.

Pero si se considera que el objeto de la garantía son las actividades de exploración y explotación, y no las reservas como tal, la garantía sería igualmente nula. Por un lado, las actividades de exploración y explotación son derechos sujetos a un régimen especial, el cual impide que esas actividades sean afectadas o gravadas. Pero además, toda garantía debe tener un objeto actual –o como se dice en Derecho, un objeto posible-, con lo cual, no es posible constituir una garantía sobre algo que no existe, a saber, el desarrollo potencial o futuro de las reservas petroleras de la FPO.

Finalmente, como ni las reservas petroleras ni el “desarrollo potencial” de las reservas petroleras pueden constituirse como garantías, estas no podrían formar parte de las reservas internacionales, tomando en cuenta los lineamientos del Fondo Monetario Internacional.

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