Translate

jueves, 26 de junio de 2014

La Energía en Venezuela según el EIA

Venezuela tiene por delante grandes desafíos energéticos que están muy relacionados con su economía y con sus exportaciones de crudo.
El EIA hizo una actualización de su informe de 2012 en el que se puede ver cómo en los últimos 10 años los EE.UU. redujeron en más del 50% su dependencia del crudo venezolano. 
Es también significativo que Venezuela posea las mayores reservas de crudo del mundo (aunque son mayoritariamente de crudo pesado y con azufre)  pero ocupe el 5º lugar en el continente después de México y Brasil que tienen mucho menos reservas de crudo.
A la cada vez menor producción de crudo se le contrapone un mayor consumo interno, obligaciones de suministro con países del Caribe y falta de mantenimiento de las Refinerías con la consiguiente reducción en la producción.
El panorama es muy serio y puede llegar a ser comprometido si las autoridades no hacen algo para evitar el colapso. Tanto energético como de balanza de pagos.
Venezuela produce 90% del gas natural asociado con crudo y como la mayoría es pesado, debe utilizar el gas reinyectándolo en el pozo para mantener la presión. Como el consumo de gas natural es superior a la producción disponible, debe importar de Colombia. Los planes de construir terminales de regasificación de GNL no se materializaran.
La hidroelectricidad sigue siendo muy fuerte en Venezuela pero progresivamente se observa el uso de generación térmica sin un correlato en el aumento de la capacidad hidráulica también.

El reporte que sigue a continuación corresponde al EIA.


Síntesis
Venezuela tiene una de las mayores reservas probadas del mundo de petróleo y gas natural. En 2013, Venezuela fue el tercer exportador de crudo a Estados Unidos y consistentemente  clasifica como uno de los principales proveedores de crudo a Estados Unidos
Venezuela es uno de los más grandes productores y exportadores de crudo del mundo. Ha sido siempre uno de los mayores exportadores de crudo en las Américas. Como miembro fundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Venezuela es muy importante en el mercado mundial de petróleo. Mientras que la producción total ha disminuido, no sucedió lo mismo con las exportaciones venezolanas de crudo a Estados Unidos. En los últimos años y luego de importantes inversiones, una parte creciente de las exportaciones de crudo de Venezuela fueron a China y la India.
El petróleo sigue representando la mayor parte del total de energía consumida, mientras que el uso de gas natural ha aumentado en los últimos cinco años. La energía hidroeléctrica (grandes aprovechamientos del río Orinoco) es algo inferior al 25% del consumo total y el carbón menos de 1%.

Petróleo y otros líquidos
En 2013 Venezuela fue noveno mayor exportador del mundo y el 12 º mayor productor de petróleo y otros líquidos.

Según el Oil & Gas Journal (OGJ), a comienzos de 2014, Venezuela tenía 298 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo, la más grande del mundo. Siguiendo a Venezuela se encuentran Arabia Saudita (266 mil millones de barriles) y Canadá (173 mil millones de barriles). La gran mayoría de las reservas probadas de petróleo de Venezuela se encuentran en su faja de petróleo pesado.


Organización Sector

Venezuela nacionalizó su industria petrolera en la década de 1970, con la creación la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), empresa de petróleo y gas natural. Además de ser el empleador más grande de Venezuela, las cuentas de PDVSA son una parte significativa del PIB del país, los ingresos del gobierno, y los ingresos de exportación. Durante la década de 1990, Venezuela adoptó medidas para liberalizar el sector petrolero. Sin embargo, desde la elección de Hugo Chávez en 1999, Venezuela se ha incrementado la participación pública en la industria petrolera. El gobierno de Chávez planteó inicialmente impuestos y tasas de regalías en proyectos nuevos y existentes; y la propiedad mayoritaria obligatoria de PDVSA en todos los proyectos petroleros.

En 2002, casi la mitad de los empleados de PDVSA abandonaron sus puestos en protesta contra el gobierno del presidente Chávez, en gran parte llevaron las operaciones de la compañía a un alto. A raíz de la huelga, PDVSA despidió a 18.000 trabajadores y revisó la organización interna a fin de consolidar el control gubernamental. En 2006, Chávez implementó la nacionalización de la exploración y producción de petróleo en Venezuela, la obligatoriedad de una renegociación de un mínimo de 60% de participación de PDVSA en los proyectos. Dieciséis empresas, entre ellas Chevron y Shell, aceptaron los nuevos acuerdos, mientras que Total y ENI fueron desplazadas. Después de la muerte de Chávez en 2013, el Presidente Maduro continuó las políticas de Chávez. Venezuela ejerce una creciente presión sobre los operadores extranjeros que permanecen en el país para aumentar la inversión y compensar los recientes descensos de producción.

Exploración y producción
Con una producción de 2,49 millones de barriles por día (bbl/d) de petróleo y otros líquidos producidos en el año 2013, Venezuela ocupa el lugar 12º como productor más grande del mundo y es el quinto más grande de las Américas.

El EIA estima que Venezuela produjo 2,49 millones de barriles por día (bbl/d) de petróleo y otros líquidos en 2013. Petróleo crudo y condensados ​​representan 2,2 millones de bbl/d del total. Los condensados, líquidos de gas natural, y ganancias de procesamiento de refinería que representa para la producción restante. Este nivel de producción supone una disminución significativa de los picos de producción de finales de 1990 a principios de 2000, debido en gran parte a las pérdidas de capital humano de la huelga de 2002-03 y la desviación de los ingresos a los programas sociales en lugar de ser reinvertidos en la producción de petróleo.
A pesar de sus caídas y la falta de reinversión, Venezuela sigue siendo uno de los mayores productores de petróleo del mundo. En 2013, Venezuela fue el quinto productor más grande de América, después de Estados Unidos, Canadá, México y Brasil.
Las estimaciones de la producción venezolana varían de una fuente a otra, en parte debido a la metodología de medición. Por ejemplo, algunos analistas cuentan directamente el petróleo extrapesado producido en la Faja del Orinoco de Venezuela, como parte de la producción de petróleo crudo de Venezuela. Otros (incluyendo EIA) cuentan como crudo sintético mejorado, cuyo volumen es de aproximadamente un 10% inferior a la de la materia prima extrapesada original.
El petróleo crudo convencional de Venezuela es pesado y con alto contenido de azufre  para los estándares internacionales. Como resultado, gran parte de la producción petrolera de Venezuela debe ir a las refinerías nacionales e internacionales especializadas. El área de producción más prolífica del país es la cuenca de Maracaibo, que contiene un poco menos de la mitad de la producción petrolera de Venezuela. Muchos de los campos de Venezuela están maduros y requieren grandes inversiones para mantener la capacidad actual.


Faja de petróleo pesado
La Faja del Orinoco de Venezuela puede contener más de 513 mil millones de barriles de petróleo crudo. Sin embargo, gran parte del recurso es pesado y requiere capital adicional para comercializarlo.
Venezuela contiene miles de millones de barriles de petróleo crudo extra pesado y bitumen, la mayoría de los cuales están situadas en la Faja del Orinoco, en el centro de Venezuela. De acuerdo con un estudio publicado por el Servicio Geológico de EE.UU., la estimación media de los recursos recuperables de petróleo de la Faja del Orinoco es 513 mil millones de barriles de petróleo crudo. PDVSA comenzó el proyecto "Magna Reserva" en el año 2005, que implicó dividir la región del Orinoco en cuatro áreas y 28 bloques para cuantificar las reservas en cada lugar. Esta iniciativa dio lugar a la mejora de las estimaciones de las reservas venezolanas en más de 100 mil millones de barriles.
En la década de 1990 PDVSA estableció cuatro asociaciones estratégicas para explotar estos recursos. Después de la aplicación de la política de nacionalización en 2007, las asociaciones estratégicas dirigidas por ConocoPhillips, ExxonMobil y Total con participaciones minoritarias de Chevron, BP, Statoil y PDVSA se convirtieron en nuevas empresas mixtas lideradas por PDVSA a través de su participación mayoritaria. La nacionalización también dio lugar a la salida de ConocoPhillips y ExxonMobil, que no llegaron a un acuerdo.
Estos proyectos implican la conversión del crudo extra pesado y bitumen por uno más liviano y sin azufre, conocido como crudo sintético. La modernización de las refinerías propias introduce otro elemento de riesgo en la cadena de suministro de petróleo de Venezuela. Si bien el país ha incrementado la capacidad de producción de alrededor de 600.000 bbl/d de crudo sintético, las estimaciones de la industria son que los niveles de estos proyectos de producción serán inferiores a 500.000 bbl/d debido a problemas de mantenimiento y seguridad.
Venezuela planea desarrollar aún más los recursos petroleros Faja del Orinoco en los próximos años. En 2009, Venezuela firmó acuerdos bilaterales para el desarrollo de cuatro grandes bloques en el área de Junín. En 2011, otorgó dos importantes licencias de desarrollo adicionales en la región de Carabobo. Venezuela espera que estos proyectos sumen más de 2 millones de bbl / d de capacidad de producción de petróleo pesado a finales de la década. Sin embargo, teniendo en cuenta aspectos financieros, regulatorios y operativos recientes, una gran incertidumbre rodea el futuro de la producción del Orinoco.



Comercio
Venezuela fue el cuarto proveedor de petróleo crudo y productos petrolíferos importados a los Estados Unidos en 2013. Sin embargo, las exportaciones de Venezuela a Estados Unidos han disminuido, mientras que las exportaciones estadounidenses a Venezuela de productos derivados del petróleo han ido en aumento.

EIA estima que en 2013 las exportaciones netas de Venezuela ascendieron a casi 1,7 millones de bbl / d de petróleo crudo y productos derivados del petróleo, una disminución significativa desde el pico de 3,1 millones de bbl / d en 1997. Venezuela envía una gran parte de sus exportaciones de petróleo a Estados Unidos a causa de la proximidad y la operación de las refinerías en Golf Coast, específicamente diseñadas para manejar el crudo pesado venezolano.
En 2013, Venezuela fue el cuarto proveedor de petróleo crudo y productos petrolíferos importados a los Estados Unidos después de Canadá, Arabia Saudita y México. Importaciones estadounidenses procedentes de Venezuela han estado en una disminución general en los últimos años. En 2013, Estados Unidos importó 797.000 bbl / d de crudo y productos derivados del petróleo de Venezuela, un descenso del 49% de hace una década. En años anteriores, las importaciones estadounidenses de las Islas Vírgenes estadounidenses eran consideradas como volúmenes importados de Venezuela debido a que los productos derivados del petróleo producidos se refinaron casi exclusivamente de crudo venezolano. Sin embargo, desde el cierre en 2012 de la refinería Hovensa, Islas Vírgenes no exporta petróleo venezolano refinado.
Mientras que las importaciones estadounidenses de petróleo crudo, principalmente de Venezuela han estado en declive, las exportaciones estadounidenses de productos derivados del petróleo a Venezuela se han incrementado en gran medida debido a las necesidades financieras de Venezuela que dificultan invertir y mantener sus propias refinerías nacionales. Hace una década, los Estados Unidos exportaron 7,000 bbl / d para Venezuela; en 2013, los Estados Unidos enviaron a Venezuela 84.000 bbl / d de productos petrolíferos en 2013, éter metil terciario principalmente butilo (MTBE), destinado a la mezcla con gasolinas, y con fuel oil.
Aunque Estados Unidos recibe la mayor parte de las exportaciones de Venezuela, otros destinos importantes de las exportaciones de petróleo de Venezuela incluyen el Caribe, Asia y Europa. Dos de los destinos de más rápido crecimiento de las exportaciones de crudo venezolano han sido China y la India. EIA estima que Venezuela envió más de 260.000 bbl/d de crudo a China y más de 400.000 bbl/d para la India en 2013.
Venezuela ofrece una cantidad considerable de petróleo crudo y productos refinados a sus vecinos de la región. Bajo la iniciativa de Petrocaribe, Venezuela provee petróleo crudo y productos refinados a muchos países en el Caribe y América Central, con un financiamiento favorable y largos plazos de amortización, que a menudo cuentan con acuerdos de trueque en lugar de pagos en efectivo. Además, Venezuela tiene un acuerdo de suministro por separado con Cuba. De acuerdo con informes de la industria, estos acuerdos de suministro preferencial ascienden a más de 400.000 bbl/d de las exportaciones venezolanas. Aunque Venezuela sostiene públicamente que Petrocaribe no se disolverá, muchos analistas creen que, dada la situación financiera de PDVSA, la reducción de las reservas de divisas, y las exportaciones comprometidas con otros países, que Venezuela tendrá que redefinir los términos ofrecidos en el marco de Petrocaribe.

Refinación
Venezuela mantiene 2,8 millones de bbl / d de capacidad de refinación total mundial en activos en los Estados Unidos, el Caribe, Europa y el país en Venezuela en 2013.
Según OGJ , Venezuela tenía 1,3 millones de bbl / d de capacidad de refinación de petróleo crudo nacional en el año 2013, todos operados por PDVSA. Las principales instalaciones incluyen el Centro de Refinación Paraguaná (955.000 bbl / d), Puerto de la Cruz (195.000 bbl / d), El Palito (126.900 bbl / d), y San Roque (5.200 bbl / d). Si bien la capacidad sigue siendo en gran parte sin cambios, el rendimiento de estas refinerías ha sufrido a causa de la falta de inversiones para mantener las instalaciones. Este problema fue destacado por el incendio de la refinería Amuay en agosto de 2012 que dejó más de 40 muertos, y afectó la capacidad de parte del Centro de Refinación Paraguaná.
A través de PDVSA y su filial CITGO, Venezuela también controla una importante capacidad de refinación en el exterior, lo que supone una capacidad de refinación total mundial de 2,8 millones de bbl/d. La mayor parte de las unidades de transformación globales de Venezuela está en los Estados Unidos, seguido por importantes operaciones en el Caribe y participaciones en Europa. CITGO, filial 100%  propiedad de PDVSA, opera tres refinerías (Lake Charles, Luisiana; Corpus Christi, Texas; Lemont, Illinois), con una capacidad de destilación de crudo combinada de 755.400 bbl/d. Las refinerías de CITGO  en el Gulf Coast, compran la mayor parte de su petróleo crudo a PDVSA en virtud de contratos de suministro a largo plazo. PDVSA también posee una participación del 50% en la refinería Chalmette en Luisiana con una capacidad de 189.000 bbl/d.
En 2009, ConocoPhillips ejerció la opción de compra de las acciones de PDVSA en la refinería en Sweeny, Texas. Esta medida, junto con la venta de Venezuela de su participación en acciones de la alemana Ruhr Oel GmbH a Rosneft, constituyó una contracción importante en la capacidad global de la red de Venezuela. Además, PDVSA anunció su deseo de vender su participación en sus activos europeos, pero el país aún tiene que hacerlo. Adquisiciones de acciones menores en el Caribe han compensado en parte este cambio. A nivel nacional, Venezuela planea agregar nueva capacidad de más de 400.000 bbl/d en 2020. Las mayores incrementos de capacidad de refinación provendrán de incluir una empresa conjunta de 400.000 bbl/d con PetroChina en la provincia de Guandong, China; una empresa conjunta de 300.000 bbl/d con Petroecuador en Manabi, Ecuador; y una empresa conjunta de 230.000 bbl/d con Petrobras en el noreste de Brasil. A la luz de la escasez de divisas muchos de estos y otros proyectos anunciados se han retrasado o que están en espera.


Gas natural
Venezuela ocupa el segundo lugar de reservas de gas natural en las Américas, después de Estados Unidos. Gran parte del gas natural se utiliza para reforzar la producción en sus campos petroleros maduros.

Según OGJ, a principios de 2014 Venezuela contaba con 196 TCF (trillion cubic feet) de reservas probadas de gas natural, el segundo más grande de América, después de Estados Unidos. En 2012, Venezuela produjo y consumió 0,8 TCF de gas natural seco.
Desde 2003, la industria petrolera ha consumido aproximadamente el 40% de la producción bruta de gas natural de Venezuela, sobre todo para la reinyección de gas en los pozos para impulsar la extracción de petróleo crudo. Debido a la disminución de producción de los campos petroleros maduros, el uso de gas natural para la recuperación mejorada de petróleo ha aumentado un 42% desde 2005. Para satisfacer la creciente demanda industrial de gas natural, Venezuela importa gas desde Colombia. El gobierno ha priorizado el desarrollo de la producción nacional de gas natural para usos industriales, así como los mercados residenciales y comerciales y está desarrollando su infraestructura de gas en apoyo de este esfuerzo.

Organización Sector
En 1999 Venezuela votó la Ley de Gas, que tenía la intención de diversificar la economía facilitando el desarrollo de gas natural no asociado y la ampliación del papel del gas natural en el sector energético de Venezuela. Esta legislación permite a los operadores privados a poseer el 100 por ciento de los proyectos de gas no asociado, a diferencia de las normas de propiedad en el sector petrolero. También ordena bajar las regalías y tasas de impuesto a las ganancias sobre proyectos de gas natural no asociados. La ley otorga a PDVSA el derecho de adquirir una participación del 35 por ciento en cualquier proyecto que pase a estado de operación comercial. En 2007, Chávez anunció un referéndum público sobre las propuestas de enmiendas a la Constitución, una de las cuales da derecho al Estado a una participación de control en nuevos proyectos de gas, similar a la del sector petrolero. Sin embargo, el pueblo venezolano derrotó el referéndum de diciembre de 2007. Desde entonces, el Estado todavía tiene que volver a proponer enmiendas a la ley de Gas. PDVSA produce la mayor cantidad de gas natural en Venezuela, y es también el mayor distribuidor de gas natural. Varias empresas privadas también funcionan actualmente en el sector de gas de Venezuela. Los participantes con activos importantes son Repsol-YPF, Chevron y Statoil.
Exploración y producción
Alrededor del 90% del gas natural de Venezuela se encuentra asociado con el petróleo, pero el país está tratando de localizar y producir más gas natural de los campos no asociado.

Se estima que 90 por ciento de las reservas de Venezuela son de gas asociado, es decir, que se encuentran a lo largo de las reservas de petróleo. Tras el anuncio de Chávez de la "Revolución Gasífera Socialista", en 2009, el Ministerio de Energía y Petróleo anunció planes para aumentar la producción de gas natural de aproximadamente 14 bcf/d y comenzar a exportar en 2015. En la actualidad, Venezuela está trabajando para aumentar la producción de gas no asociado, en gran parte gracias al desarrollo de las reservas costa afuera. En tierra firme, PDVSA está trabajando para aumentar la producción y la capacidad en los yacimientos existentes, incluyendo Anaco, Barrancas y Yucal Placer. Costa afuera PDVSA ha adjudicado bloques de exploración a compañías petroleras internacionales, como Statoil Total y Chevron en las áreas Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y Blanquilla-Tortuga al noreste de la costa de Venezuela. Venezuela también ha adjudicado bloques exploratorios a Gazprom y Chevron para desarrollar los potenciales de 26 TCF de gas bloques en el Golfo de Venezuela. La exploración costa afuera ha producido numerosos hallazgos exitosos, incluyendo Repsol-YPF y el descubrimiento de ENI de 6.8 TCF de gas natural recuperable en el bloque Cardón IV del Golfo de Venezuela - uno de los mayores descubrimientos de gas natural en la historia del país. PDVSA había encontrado un campo con un potencial de 7,7 TCF en Tía Juana Lago, en la zona Sur. Para el desarrollo de gas costa afuera de Venezuela pueda avanzar de manera significativa, los asociados internacionales tendrán que desempeñar un papel central en la producción. PDVSA no tiene experiencia en la producción de gas no asociado – el intento más reciente de la compañía en operar un proyecto de gas natural costa afuera tuvo como resultado el hundimiento de la plataforma semi-sumergible Aban Pearl plataforma de perforación en mayo 2010.

Tuberías y gas natural licuado (GNL)
En los últimos años, Venezuela ha mejorado su red doméstica de 1.700 km de transporte de gas natural para permitir una mayor utilización interna y el movimiento de la producción de gas natural con el sistema de Interconexión del sistema Centro Occidente de aproximadamente 120 millas (ICO). El ICO conecta el este y el oeste del país, haciendo el gas natural más fácilmente disponible para los consumidores domésticos y para la reinyección en campos petroleros occidentales. A su finalización prevista a finales de 2012, el ICO tendrá una capacidad de transporte de 520 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d). Además, el proyecto de un gasoducto de 190 km, SINORGAS transportará gas que se produce en alta mar a la red de gasoductos nacionales a través de Sucre y Anzoátegui. En 2008 fue habilitado el gasoducto Antonio Ricaurte, que conecta Venezuela con Colombia. En la actualidad, el gasoducto permite a Colombia para exportar gas natural a Venezuela, con volúmenes contratados oscilan entre 80 y 150 MMcf / d. Los planes son que el flujo se revierta de dirección con Venezuela exportando 140 MMcf/d de gas natural a Colombia. En septiembre de 2008, Venezuela firmó acuerdos iniciales para crear tres empresas mixtas para desarrollar proyectos de GNL en la costa norte del país. Aunque PDVSA firmó contratos con una serie de inversores internacionales para estos proyectos, la continuidad en las negociaciones, las dificultades y preocupaciones de materias primas tienden a retrasar su fecha de inicio 2014.
Electricidad
Venezuela depende de la energía hidroeléctrica para la mayor parte de sus necesidades de electricidad.
En 2011, Venezuela contaba con cerca de 25 Gigavatios de capacidad de generación instalada. El país generó aproximadamente 119 Tera watts/hora de electricidad en 2011. El 70% de la energía fue hidroeléctrica y el resto lo generó con combustibles fósiles. Las estimaciones preliminares indican que los niveles de 2012 sigue siendo el mismo, con la energía hidroeléctrica para en el 69% y el restante a partir de combustibles fósiles.
En la última década, los datos disponibles muestran que el consumo de electricidad de Venezuela aumentó 48% mientras que la capacidad instalada creció sólo un 20%, forzando al límite a la red eléctrica de Venezuela. Una gran sequía en 2009-10 llevó al presidente Chávez a declarar una "emergencia eléctrica", y llevó al gobierno a poner en práctica políticas para reducir la demanda.


Organización Sector
Grandes empresas estatales dominan el sector de la electricidad en Venezuela. El gobierno controla el sector de la electricidad a través de la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), un holding de propiedad estatal creada en 2007 para consolidar el sector energético. CORPOELEC es responsable del suministro de electricidad a toda la cadena de electricidad, controlando todas las empresas eléctricas más importantes de Venezuela, incluyendo Electrificación del Caroní (EDELCA), que genera alrededor de las tres cuartas partes del suministro de electricidad del país total.
Hidroelectricidad
La hidroelectricidad proporciona la mayor parte del suministro eléctrico de Venezuela. La mayor parte de las instalaciones de producción hidroeléctrica del país se encuentran en el río Caroní en la región Guayana. La central hidroeléctrica de Gurí 10.200 megavatios en el Caroní es una de las mayores represas hidroeléctricas del mundo y proporciona la mayor parte de la energía eléctrica de Venezuela. Los niveles de agua en la presa de Gurí bajó a niveles históricamente bajos durante el 2009-10 la sequía, lo que obligó al país a implementar apagones, para reducir la producción industrial, y para multar a los grandes usuarios para el consumo excesivo. Venezuela planea ampliar la producción hidroeléctrica en el futuro.
Los combustibles fósiles

Alrededor de la mitad de la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles en Venezuela es a partir de gas natural, y el resto es de fueloil y diésel. Ha habido una creciente inversión en capacidad de generación convencional de combustibles fósiles para reducir la dependencia de la energía hidroeléctrica y el uso de los recursos de hidrocarburos nacionales. PDVSA comenzó a generar energía para su propio consumo en 2010 para gestionar los riesgos de suministro de energía en el sector de la producción de petróleo. La expansión de la generación de electricidad a partir de fueloil y diésel podría reducir aún más las exportaciones de petróleo de Venezuela


lunes, 5 de mayo de 2014

Vaca Muerta, una oportunidad que el país no se puede dar el lujo de desperdiciar

Por Ricardo Falabella  | Para LA NACION                                                         publicado el 5/5/14

La Administración de Información de Energía de Estados Unidos, que analiza información sobre energía en el mundo, elaboró un informe que ubica a la Argentina, fundamentalmente por Vaca Muerta , tercera en reservas de hidrocarburos no convencionales (shale) con sólo 11% menos que su país. Teniendo casi el mismo potencial para desarrollar sus yacimientos no convencionales de gas y petróleo, la Argentina no está hoy ni cerca de generar un mercado no convencional con un volumen similar al de Estados Unidos.

Además de la evidente riqueza de extraer gas y petróleo, que hoy importamos, los productos químicos y petroquímicos son usados en la fabricación de un 90% de los productos industriales del mundo. Precios bajos de petroquímicos por abundancia de gas natural representan una reducción de costos en las manufacturas.

El desarrollo de Vaca Muerta implica no sólo revertir las importaciones de gas natural licuado (GNL) al ahorrar US$ 5700 millones anuales, sino que volveríamos a desarrollar una industria como la que tuvimos en los 60. Vaca Muerta también significaría el aumento de las exportaciones tanto de petroquímicos como del GNL que hoy importamos. Habría que construir plantas de licuefacción de gas natural, puertos de aguas profundas, ferrocarriles que conecten los centros productivos con los puertos, etc. Todo teniendo en cuenta el debido cuidado del medio ambiente. Es imperativo que nuestros gobernantes entiendan que la energía es una política de Estado.

El desarrollo de las reservas no convencionales incluye la perforación horizontal de pozos y exige muchos de los servicios ofrecidos por empresas del sector, como la gestión de las emisiones atmosféricas y desechos, la restauración del sitio y pruebas ambientales. La extracción de shale gas y petróleo impone también nuevas exigencias en la gestión de las aguas de producción y de contraflujo que son utilizadas en las operaciones de fractura hidráulica. Ésta es una industria que en Estados Unidos genera ingresos de US$ 30.000 millones. La Argentina puede legítimamente aspirar a una riqueza equivalente.

Nos encontramos frente al desafío para que empresas tanto grandes como pymes proporcionen soluciones coherentes con un desarrollo sustentable en Vaca Muerta. Desde el tratamiento de aguas residuales desechadas en pozos profundos y su tratamiento centralizado, hasta el reciclaje y la reutilización in situ de esa misma agua. La extracción de hidrocarburos obliga a elaborar una agenda medioambiental de forma urgente y con la debida supervisión de organismos internacionales especializados.

Nuestras reservas en Vaca Muerta traerán aparejadas la creación de valor agregado en las industrias relacionadas, así como un desarrollo de la logística y la capacitación del personal. Estas reservas, nuevas industrias y nuevos servicios crearán futuros empleos para jóvenes profesionales y técnicos que hoy se encuentran sin trabajo.

Vaca Muerta es una oportunidad que hay que saber aprovechar. No la dejemos pasar.

miércoles, 30 de abril de 2014

Shale Gas y Medio Ambiente


La Administración de Información de Energía de EE.UU. que recopila, analiza y difunde información sobre energía en el mundo, elaboró un informe que ubica a la Argentina, fundamentalmente por Vaca Muerta, tercera en reservas shale con sólo un 11% menos que EE.UU. Teniendo casi el mismo potencial para desarrollar sus yacimientos no convencionales de gas y petróleo, Argentina no está hoy ni cerca de generar un mercado no convencional con un volumen similar al de EE.UU.

Además de la evidente riqueza de extraer gas y petróleo, que hoy importamos, los productos químicos y petroquímicos son usados en la fabricación de un 90% de los productos industriales del mundo. Precios bajos de petroquímicos por abundancia de gas natural, representan una reducción de costos en las manufacturas.

El desarrollo de Vaca Muerta implica no solamente revertir las importaciones de GNL ahorrando USD 5.700 millones anuales, sino que volveríamos a desarrollar una industria como la que tuvimos en los 60’s y les dejaríamos a nuestras futuras generaciones un país con trabajo y riqueza. Vaca Muerta también significaría el incremento de las exportaciones tanto de petroquímicos como del GNL que hoy importamos. Habría que construir plantas de licuefacción de gas natural, puertos de aguas profundas, ferrocarriles que conecten los centros productivos con los puertos, etc. Todo esto teniendo en cuenta el debido cuidado del medio ambiente. Es imperativo que nuestros gobernantes entiendan que la Energía es una política de estado.

El desarrollo de las reservas no convencionales incluye la perforación horizontal de pozos y exige muchos de los servicios tradicionales ofrecidos por empresas del sector como la gestión de las emisiones atmosféricas y desechos; la restauración del sitio; y el seguimiento y pruebas ambientales.  La extracción de shale gas y petróleo impone también nuevas exigencias en la gestión de las aguas de producción y de contraflujo que son utilizadas en las operaciones de fractura hidráulica.  Esta es una industria que en EE.UU. genera ingresos de USD 30.000 millones y adyacentemente entre USD 1,5-3,0 millones en ingresos por servicios de medio ambiente. Argentina puede legítimamente aspirar a una riqueza equivalente.

Nos encontramos frente al desafío para que empresas tanto grandes como PYMES proporcionen soluciones coherentes con un desarrollo sustentable en Vaca Muerta. Desde el tratamiento de aguas residuales desechadas en pozos profundos y su tratamiento centralizado, hasta el reciclaje y la reutilización in situ de esa misma agua. 

La extracción de hidrocarburos obliga a elaborar una agenda medio ambiental de forma urgente y con la debida supervisión de organismos internacionales especializados.

Nuestras reservas en Vaca Muerta traerán aparejadas la creación de valor agregado en las industrias relacionadas, así también como un desarrollo de la logística adecuada y la capacitación del personal correspondiente. Estas reservas, nuevas industrias y nuevos servicios crearán futuros empleos para jóvenes profesionales y técnicos que hoy se encuentran sin trabajo. 

Vaca Muerta es una oportunidad que hay que saber aprovechar.  No la dejemos pasar.

lunes, 31 de marzo de 2014

Recién ahora nos damos cuenta que hay que hacer un aumento de tarifas eléctricas?

Las tarifas eléctricas a los usuarios residenciales se componen de un cargo fijo y de un cargo variable. El cargo fijo quiere representar la remuneración a la concesionaria por la inversión realizada y enterrada en la red de distribución. El cargo variable quiere representar el consumo realizado por el usuario.
Es lógico pensar que si hubiese inflación estos cargos puedan incrementarse. La ley eléctrica así lo contempla en sus artículos 40 al 49 del capítulo Tarifas.

De acuerdo con el INDEC la inflación desde 2002 hasta 2013 fue del 154%, sin embargo, no se produjeron aumentos en los cargos fijo y sólo en parte de los variables. Es decir que la parte de la tarifa que se destina a pagar los costos de la distribuidora y para realizar inversiones no ha tenido ningún aumento excepto las dádivas que de tanto en tanto le dio el gobierno.
Esto explica en parte, porqué en el verano las cuadrillas no daban abasto atendiendo reclamos por cables y transformadores saturados en su capacidad. La otra parte de la explicación se refiere a la falta de unidades de generación y de combustible para hacerlas funcionar. (Escribiendo estas líneas me acordé de algunos de los países del África que visité por trabajo en los años ´80. ¿Porqué será?)
Esta falta de ingresos genuinos también explica que las concesionarias no cumplan con los pagos a CAMMESA y se financien con esos fondos que cobran del usuario por la tarifa pero que no pagan al sistema nacional por la generación y el transporte de electricidad.

Pero volvamos al tema que nos ocupa. Las tarifas residenciales no han tenido aumento y el consumo residencial de electricidad representó en estos 11 años desde el 2002 al 2013 más del 37% del consumo nacional. Como durante estos años hubo una inflación del 154% me pregunto porqué tenemos que asumir ahora todo el ajuste. ¿No lo vieron antes en el Ministerio de Planificación? ¿No saltó ninguna alarma en la Secretaría de Energía? ¿Qué magia esperaban?
No hay magia posible en esto. Se cobra un servicio lo que vale. Si no se cobra al público lo paga el Estado pero alguien lo paga. El subsidio para ser efectivo debe ser limitado tanto en el tiempo como en su extensión. De no ser así se convierte en impagable y por tanto quiebra el sistema.

¿Cómo solucionar este problema de forma correcta y efectiva? Lo primero que hay que hacer es nombrar los miembros del ENRE por concurso público y con acuerdo del Senado de la Nación. De esta forma nos aseguramos que quienes aplicarán las normas son idóneos y políticamente aceptables.
Lo segundo es llamar a Audiencia Pública para modificar las tarifas y requiriendo de las concesionarias una propuesta para establecer la tarifa social, cómo aplicarla y a quiénes beneficiaría.
De esta manera, evitamos la discreción gubernamental y politizada a la vez que hacemos partícipes a las concesionarias de la solución en el marco de una Audiencia Pública que denota transparencia y participación ciudadana.

Cuando tengamos encaminadas las tarifas veremos entonces cómo hacer para que el sector generación se interese por incorporar nuevos equipos dentro de una prospectiva elaborada por la Secretaría de Energía, único órgano en posición de hacerlo con una mira nacional y con la capacidad de sus cuadros de planta para ponerlo en marcha.

Durante estos 11 años hicimos todo lo posible para que los inversores se fueran del sector eléctrico. Revertir esta tendencia aún después de aplicar las medidas correctivas indicadas antes, tardará un tiempo prolongado. Al menos los 2 años que restan a la Presidente en ejercicio y luego otros 2 años más para que veamos algunas de las obras concluidas.

El tiempo parece largo porque la falta de idoneidad fue muy prolongada. Pero si empezamos ahora veremos antes los resultados.







lunes, 3 de febrero de 2014

El problema no es la titularidad sino cumplir con la ley eléctrica


Esta nota fue publicada por el Diario Perfil del domingo 2 de febrero de 2014
 
Si bien la verdadera situación del sector eléctrico argentino se pone de manifiesto frente a la opinión pública cuando su gravedad obliga a disponer cortes masivos de energía en todo el país, la crisis se viene gestando desde hace años.  En efecto, la confiabilidad del sector eléctrico es hoy muy baja cuando, hasta el 2002, la calidad y seguridad de suministro era muy buena.  Hoy, las autoridades tienen que recurrir a los cortes eléctricos similares a los del año 1989 porque las reducciones que en forma sistemática desde hace años en los picos de demanda son aplicadas forzosamente a la industria ya no alcanzan a disimular el problema.

Sumado a ello, la inflación y los grandes desembolsos de divisas por compras de fueloil y Gas Natural Líquido plantean con toda crudeza la necesidad de que el Estado equilibre sus cuentas y termine con las fuertes transferencias de fondos desde el Tesoro hacia CAMMESA y ENARSA, mostrando así la crisis estructural de la industria eléctrica y haciendo evidente que el Estado no puede más.

Al ser una industria que requiere grandes inversiones de capital, necesita estabilidad de reglas y condiciones a largo plazo.  De ahí que es incomprensible que se amenace a ciertas licenciatarias con el “fantasma” de la re-estatización como si ello produjera “mágicamente” el dinero fresco que hace falta para readecuar la industria.   Es un clásico Gatopardismo argentino que se puede cambiar la titularidad del propietario pero que no soluciona la falta de ingresos genuinos en el sector. En cambio, el gobierno debería considerar alternativas para que el sector eléctrico alcance el autofinanciamiento a largo plazo.

El servicio de electricidad, en Capital Federal y Gran Buenos Aires,  está en manos de privados desde 1992, pero la injerencia del Estado ha sido tan grande desde la crisis del 2002 que sería ingenuo creer que la situación actual del sistema eléctrico es culpa de las privatizaciones de los 90´s.  De ninguna manera la privatización fue considerada como una opción mágica, que aplicada en forma aislada contaba con razonables posibilidades de corregir distorsiones estructurales sin hacer las millonarias erogaciones que se han hecho.  Pero en aquel entonces se dictaron leyes y reglamentos que posibilitaron la readecuación energética. En aquella época el país se dio el lujo de hacer disputar a los más capaces de la industria eléctrica en el mundo y le otorgó la concesión a aquellos que más ofrecían a través de procedimientos de selección transparentes y competitivos.  Es más, hasta el Banco Mundial le solicitó al país dar conferencias hasta en la India sobre aquella transformación y sus resultados.

Hoy, la generación de electricidad es claramente insuficiente.  Por ejemplo, la demanda máxima registrada el pasado 23 de diciembre fue de 23.794 mega watts (MW), con una temperatura de 34.5°,  ya se habían desconectado muchos grandes usuarios y había cortes de suministro en varios lugares de Capital y Gran Buenos Aires.  Cualquier contingencia de generación o de transporte en alta tensión hubiera resultado en un colapso generalizado en todo el país.  Las posibilidades de ocurrencia eran y siguen siendo ciertas.  Idéntica situación se produjo el pasado viernes 17 de enero cuando la demanda máxima fue de 23.978 MW, con una temperatura de 35.7º,  pese a que para ese entonces las importaciones de electricidad desde Uruguay se habían casi duplicado de 334 MW a 600 MW.

¿Qué ha sucedido desde el 2002  hasta ahora?  Observemos la evolución de la demanda máxima de electricidad y comparémosla con las incorporaciones de nueva generación térmica.  Vamos a ver que desde 1992 hasta el 2003 ambas crecieron al unísono, la demanda máxima en 5.324 MW y la nueva generación térmica en 6863 MW.  Lamentablemente, durante la última década, la demanda creció en 9.435 MW mientras que la nueva generación térmica en sólo 4.958 MW.  Las centrales hidroeléctricas tienen plazos largos de construcción, pero con la ventaja de que el combustible es el agua del río que utiliza.  Hasta el 2003 construimos 3.351 MW hidráulicos mientras que en los siguientes 10 años sólo 253 MW.

Estas observaciones responden muchas de las preguntas que se hace la gente cuando le “cortan la luz” en sus casas o los empresarios cuando pierden producción y ventas. 

¿Por qué no invertir más en generación?  En estos 21 años la rentabilidad sobre los activos (ROA) de generación térmica e hidráulica fue negativa de aproximadamente -1,8% en promedio cada año.  En los primeros once años hasta el 2002 fue positiva +4,4% mientras que en los siguientes diez años hasta el 2012 fue negativa de -7,5%.  La producción o generación de electricidad es considerada una actividad apta para ser explotada con amplia libertad por capitales privados de riesgo.  Se entiende entonces por qué es tan difícil convencer a quienes tienen el capital a que financien expansiones en generación teniendo en cuenta estos magros indicadores.

Las actividades que constituyen monopolios naturales como la distribución eléctrica, en Capital Federal y Gran Buenos Aires son desarrolladas por operadores privados y reguladas por el Estado a través del ENRE para garantizar una adecuada protección al consumidor.  Se fijó una tarifa base que pueden cobrar al usuario, vigilando que las concesionarias no obtengan una rentabilidad excesiva y un régimen de control de calidad servicio técnico (frecuencia y duración de las interrupciones) y de calidad del producto técnico (nivel de tensión y perturbaciones).  Es decir, que las empresas ofertaron un canon por la tarifa que le podían cobrar a un número de usuarios cautivos, pero a los que debían darles una determinada calidad de servicio (sin cortes) y de producto (220/380V reales).  Las fallas de las empresas las pagaron en multas.  En total hasta 2011 el ENRE informó haber multado a las concesionarias bajo su control en $568 millones.

¿Por qué no invertir más en distribución?  En estos 21 años la rentabilidad sobre los activos (ROA) de distribución fue negativa de aproximadamente -6,2% en promedio cada año.  En los primeros once años hasta el 2002 fue positiva +3,9% mientras que en los siguientes diez años hasta el 2012 fue negativa de -15,4%.  La distribución de electricidad es un monopolio natural pero requiere estabilidad en las reglas de juego.  Los activos de una distribuidora lo constituyen principalmente, cables enterrados, cámaras transformadoras y subestaciones que tienen un alto costo y un período de amortización mayor a 50 años.  La falta de adecuación de los ingresos de las distribuidoras repercute en la calidad del servicio que pueden prestar ya que lo primero que se paga en esas compañías son los sueldos del personal y los impuestos.

Como dije al principio, los problemas del sector eléctrico son económicos y recuerdo lo que en su momento escribí en 2004 y vengo reiterando desde entonces: cuando estaban la Chade y la Italo (empresas privadas), el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y SEGBA. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión.

Esto comprueba que la titularidad de las compañías no es el problema, sino que se cumpla la ley. Para esto mismo sugiero el camino de volver a las condiciones de funcionamiento del sector adecuando gradualmente los cuadros tarifarios, privilegiando los sectores de menores recursos y reestableciendo la sanción de precios libres en el Mercado Mayorista Eléctrico.

lunes, 27 de enero de 2014

La Situación Energética de Ecuador publicada por el EIA - enero de 2014

Resumen

En Ecuador, el sector petrolero representa una parte importante de todos los ingresos de exportación y un tercio de los ingreso fiscales. La nacionalización de los recursos y los debates acerca de las implicaciones económicas, estratégicas y ambientales del desarrollo del sector petrolero son los asuntos importantes de la política de Ecuador y de su gobierno.  

Ecuador es el productor más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que produjo 505.000 barriles por día (bbl/d) de crudo en 2012 y exportó más de un tercio de ello a los Estados Unidos. La falta de suficiente capacidad de refinación nacional para satisfacer las necesidades locales ha obligado a Ecuador a importar productos refinados, lo que limita los ingresos netos de petróleo.

Ecuador se reincorporó a la OPEP en 2007, tras un paréntesis de 15 años, en los que estuvo fuera de la organización. A pesar de un entorno de inversión difícil, impulsado por las iniciativas gubernamentales para aumentar la proporción de los ingresos del petróleo para el Estado de 2012, la producción de petróleo en Ecuador volvió al nivel anual de 2008.

La matriz energética del Ecuador depende en gran medida del petróleo, lo que representó el 76% del país consumo total de energía en 2012, según surge del British Petroleum's Statistical Review of World Energy 2013. La energía hidroeléctrica es la segunda mayor fuente de energía. Gas natural y los combustibles renovables no hidráulicas son también importantes en la matriz energética del Ecuador.

 
Petróleo
Ecuador es el quinto mayor productor de petróleo en América Central y América del Sur y una de las principales fuentes  de las importaciones de petróleo de crudo en la costa oeste de EE.UU.

Ecuador, el quinto mayor productor de petróleo de América del Sur, produjo 505.000 bbl/d de combustibles líquidos en 2012, de los que casi todo era petróleo crudo y el resto condensados y líquidos de gas natural. Históricamente, Ecuador ha exportado la mayoría (aproximadamente el 70%) del crudo que produce. Los Estados Unidos es el mayor importador de crudo de Ecuador. Sin embargo, Ecuador planea diversificar las exportaciones a los mercados asiáticos, especialmente de China.
En enero de 2013, Ecuador contaba con más de 8 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, lo que supone un incremento anual del 14%. Las reservas de petróleo de ocupan el tercer lugar en América del Sur, después de Venezuela y Brasil. La mayor parte de las reservas de petróleo de Ecuador se encuentran en la Cuenca del Oriente, que se encuentra en el Amazonas.

Organización del Sector
Los recursos de hidrocarburos de Ecuador son titularidad exclusiva del Estado y los cambios en el marco legal continúan una tendencia hacia políticas de nacionalización de recursos.

En 2012, las operaciones conjuntas de estatales Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo, una asociación de Petroecuador y PDVSA, representaron aproximadamente el 73% de la producción total en el Ecuador y el resto corresponde a los campos operados por empresas privadas. En noviembre de 2012, Petroamazonas comenzó la operación de campos antes gestionados por Petroecuador y Operaciones Río Napo. Las compañías petroleras internacionales que operan en Ecuador incluyen a Repsol (España), ENI (Italia), ENAP (estatal chilena) y Andes Petroleum, que es un consorcio de la CNPC (55%) y Sinopec (45%). El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables es el responsable de las decisiones de política energética, mientras que la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos regula el sector petrolero.

Los recursos de hidrocarburos son propiedad exclusiva del Estado. Ecuador limita la inversión extranjera en el sector. Las compañías de petróleo y gas extranjeras tienen contratos de servicio con una tarifa fija por barril por sus actividades de exploración y producción. El cambio de los acuerdos de producción compartida por los contratos de servicios ha incrementado la participación del gobierno de los ingresos a la vez que disminuido el interés del sector privado incluyendo Noble Energy, Petrobras y Canadá Grande.

Los cambios en el marco jurídico del Ecuador siguen una tendencia hacia políticas de estatización de recursos en el sector petrolero. En 2006, Petroecuador se hizo cargo de los activos de producción de Occidental Petroleum después de vencidos los contratos de concesión respectivos. En 2009, a raíz de una disputa de impuestos, el gobierno se apropió también de dos bloques asignados a Perenco. La larga batalla legal de Chevron con demandantes ecuatorianos es un asunto muy diferente, librado en un escenario diferente, pero que también plantea interrogantes sobre los costos de inversión en Ecuador. En febrero de 2011, un tribunal ecuatoriano ordenó a Chevron a pagar más de $ 18 mil millones de dólares en daños y perjuicios a comunidades indígenas que se habrían perjudicado por las operaciones de Texaco en Ecuador entre 1964 y 1990 (Texaco fue posteriormente adquirida por Chevron). Chevron apeló esta decisión y un tribunal internacional se debe a pronunciarse sobre la cuestión en 2014.

Desde 2009, Ecuador ha firmado múltiples acuerdos de petróleo por préstamos con China en los que explícitamente se garantizan las exportaciones de crudo a China a cambio de préstamos. Los préstamos también requieren Ecuador invierta parte de la cantidad prestada en proyectos que involucren a empresas chinas. Estos préstamos se han aplicado al desarrollo de complejos hidroeléctricos y otros proyectos relacionados con la energía. China también ha hecho préstamos a gran escala a Ecuador en momentos coincidentes con los acuerdos de suministro de crudo.

Exploración y producción
La producción de petróleo de alrededor 500.000 bbl /d se ha casi estancado en Ecuador desde 2007. Enormes reservas de crudo se encuentran en los campos Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en el Parque Nacional Yasuní. Los campos estaban bajo una moratoria de extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013 en un esfuerzo del gobierno ecuatoriano para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aisladas. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria.

Ecuador produjo 505.000 bbl/d de petróleo crudo en el 2012 por encima de 2011 pero aún por debajo del pico de 536.000 bbl/d en 2006. El constante aumento de la producción estatal de petróleo y la disminución de la producción en el sector privado sugieren que algunos de los aumentos en la producción estatal corresponden a la absorción de los activos de propiedad y operados por empresas privadas, de acuerdo con PFC Energy.

Bloques petroleros más productivos del Ecuador se encuentran en la parte noreste del país. Según PFC Energy, Shushufindi y Auca (dos de los campos más prolíficos) en conjunto han producido un promedio de 31.000 bbl/d en 2010. La producción de crudo se incrementó en forma importante en 2003 con la inauguración del gasoducto Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP), que eliminó un cuello de botella en el transporte de crudo pesado en el país. Sin embargo, la producción se ha estabilizado en los últimos años como resultado de la declinación natural, la falta de nuevos proyectos y las dificultades para el desarrollo y explotación de maduros yacimientos existentes. La inauguración de la Panacocha campo en la Amazonía ecuatoriana, la primera nueva expansión de la producción ya que la actual gobierno asumió el poder en 2007, es una de las razones de los incrementos en la producción de los últimos dos años.

Los Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) campos en el Parque Nacional Yasuní tienen reservas estimadas en 909 millones de barriles de petróleo entre probadas y probables, de acuerdo con un estudio realizado por la empresa francesa Beicip-Franlab, para Petroecuador. Los campos estaban bajo moratoria desde la extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013, un esfuerzo por parte de Ecuador gobierno para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aislados. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria como resultado de los fallidos esfuerzos para recaudar contribuciones de la comunidad internacional. Posteriormente, el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en los campos ITT fue considerada de interés nacional. Se estima que los campos Tiputini y Tambococha comenzarán la producción primero.

Comercio
Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, frente a un máximo de 276.000 bbl/d en 2005. Otros destinos principales para el crudo ecuatoriano son Chile, Perú y Japón.

Ecuador exportó 354.000 bbl/d de petróleo crudo en 2012, según las estadísticas del Banco Central del Ecuador. Comercializa dos grados de crudo: de Oriente, que representa dos tercios de las exportaciones totales y Napo, que es un crudo más pesado. Además de los Estados Unidos, que fue el mayor cliente de Ecuador, los datos de comercio indican que otros destinos principales para el crudo ecuatoriano fueron Chile, Perú y Japón. A pesar de los informes sobre las relaciones bilaterales más fuertes entre China y Ecuador, China no fue un gran importador de crudo ecuatoriano en 2011. Sin embargo, los datos preliminares muestran un aumento moderado de las exportaciones a China en 2012.

Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, por debajo del pico de 276.000 bbl/d en 2005. Ecuador fue el 11 º mayor proveedor de petróleo extranjero a los Estados Unidos y proveyó un 2% del total de las importaciones de crudo de Estados Unidos haciendo que Ecuador fuese la tercer fuente de petróleo importado para la (Administración del Petróleo de la costa oeste de Defensa del Distrito V), que fue el destino de casi todas las exportaciones petroleras ecuatorianas a los Estados Unidos. En consecuencia, el Ecuador es una fuente más significativa de la oferta regional de la costa oeste, que está relativamente aislada de otras partes debido a las relativamente pocas tuberías terrestres, si se mira a los Estados Unidos en su conjunto.

A pesar de su condición de exportador de petróleo crudo, Ecuador es un importador neto de productos refinados del petróleo. En general, Ecuador exporta productos refinados pesados, como el fueloil, e importa productos más livianos incluidos la gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP). Según los datos del Banco Central, Ecuador exportó 27.000 bbl/d de productos refinados en 2012  e importó 110.000 bbl/d. De las importaciones totales, 63.000 bbl/d fue importado de los Estados Unidos, la mayoría de los cuales era fueloil, gas licuado de petróleo y gasolina.

Oleoductos

La infraestructura de Ecuador es vieja y limitada. Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, de 50.000 bbl/d que conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El oleoducto Transandino ocasionalmente ha sido el blanco de ataques de los rebeldes en Colombia.

Ecuador tiene dos oleoductos importantes. El gasoducto más antiguo y más utilizado es el Sistema Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE), que fue construido a principios de 1970. De una extensión de 480 Km y una capacidad de 400.000 bbl/d el SOTE corre desde Lago Agrio hasta la terminal petrolera de Balao en la costa del Pacífico. El segundo oleoducto del Ecuador es el Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP). De una extensión de 500 Km y una capacidad de 450.000 bbl/d, OCP es paralelo al SOTE. El OCP inició operaciones en septiembre de 2003 y su finalización duplicó inmediatamente la capacidad de transporte de crudo del Ecuador y ha facilitado el aumento de la producción. El SOTE transporta aproximadamente el 70% del crudo del país y el OCP el resto.
Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, con una capacidad de 50.000 bbl/d y conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El Transandino ha sido blanco de ataques rebeldes en Colombia. Aunque la seguridad ha mejorado en los últimos años, la tubería estuvo comprometida en julio de 2012.

En agosto de 2012, la compañía petrolera estatal de Perú, y el secretario de Hidrocarburos de Ecuador firmaron un acuerdo para el transporte de petróleo ecuatoriano a partir de bloques en el sureste de Ecuador. El acuerdo requerirá un ramal de 100 Km para conectar con el gasoducto Norperuano en la Región Loreto del Perú. Según PFC Energy, el proyecto ha sido abandonado.

Refinación
Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Ecuador y Venezuela ha estado en conversaciones para construir una nueva refinería y la china Sinopec y/o CNPC podría financiar una parte del proyecto.


Según Oil and Gas Journal, Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Operadas por Petroindustrial, filial de Petroecuador, Esmeraldas (110,000 bbl/d) está en Esmeraldas, La Libertad (46,000 bbl/d) está en la Península de Santa Elena y Shushufindi (20.000 bbl/d) se encuentra en Sucumbíos.

Esmeraldas opera por debajo de su capacidad y está programada para ser ampliada para procesar el crudo más pesado Ecuador Oriente. Adicionalmente, Ecuador y Venezuela han mantenido conversaciones para construir una nueva refinería con una capacidad de destilación de crudo de 300.000 bbl/d en Manabí provincia de Ecuador. De acuerdo con informes recientes de la industria, la china Sinopec y / o CNPC podrían financiar una parte del proyecto.

Ecuador consumió 213.000 bbl/d de petróleo en 2012. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), aproximadamente un tercio del consumo de petróleo de Ecuador es combustible diésel y un cuarto es gasolina. Los precios de los combustibles son controlados por el gobierno central.

Gas natural
Ecuador tiene relativamente pequeñas reservas probadas de gas natural y un mercado de gas natural limitado.

En enero de 2013, Ecuador tenía reservas por 247.000 millones de pies cúbicos (mpc) de gas natural. La producción bruta de gas natural del país fue de 54 millones de pies cúbicos en 2012, de los cuales 36 millones de pies cúbicos fue comercializado y el resto fue quemado o venteado. La producción de gas natural seco (Que se obtiene luego de extraer los hidrocarburos líquidos asociados) fue de 18 millones de pies cúbicos, de los cuales todo fue consumido en el país. Las bajas tasas de utilización de gas natural se deben principalmente a la falta de una infraestructura para la captura y comercialización de gas natural.
En el Golfo de Guayaquil, se encuentra el yacimiento Amistad que es el principal proyecto de gas natural del Ecuador. El yacimiento es operado por Petroamazonas y produjo 60 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d) en 2012. Con la incorporación de una nueva plataforma Jack-up y nuevos pozos se espera aumentar la producción en un futuro próximo. Petroecuador se hizo cargo del proyecto Amistad después de que Noble Energy, con sede en Estados Unidos, decidió salir del país en vez de renegociar su contrato. La producción de gas natural de Amistad alimenta la Planta de electricidad Machala, de 130 megavatios (MW) que suministra electricidad a la región de Guayaquil.

Las actividades de exploración se hacen sobre todo por Petroamazonas, aunque, Andes Petroleum, ENAP y PdVSA también participan en las mismas.

Electricidad
En 2011, la hidroelectricidad representó más del 50% de la generación del país. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica es un grupo de plantas de energía térmica convencional

A finales de 2008, había más de 200 plantas de energía en operación, con 89 que proporcionaban energía al Sistema Interconectado Nacional. De acuerdo con los datos más recientes disponibles, Ecuador generó 20 mil millones de kilovatios-hora (kWh) de electricidad de 5,3 gigavatios (GW) de capacidad en 2011. La hidroelectricidad representó 11 mil millones de kWh (más de 50%) del total de la generación del país. La generación hidroeléctrica del Ecuador tiene altas tasas de utilización de su capacidad nominal. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica del país es el conjunto de las centrales térmicas convencionales, que en su mayoría están equipadas para quemar combustible líquido.

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador se encuentra en la provincia del Azuay, en las tierras altas del centro-sur del país. Paute-Molino es el complejo hidroeléctrico más grande del país de casi 1.1 GW de capacidad. Las sequías en finales de 2009 afectaron los caudales del río Paute y el gobierno tuvo que programar cortes rotativos de suministro entre noviembre de 2009 y enero de 2010. Para enfrentar la falta de capacidad de generación, Ecuador planea construir en la próxima década seis nuevas plantas de energía hidroeléctrica con una capacidad de total de 2,8 GW. La planta de Coca Codo Sinclair, que estará ubicada en la provincia de Napo, tendrá una capacidad de generación de 1,5 GW. La financiación para todos estos nuevos proyectos provendrá de China.

También hay una pequeña cantidad de energía térmica generada con bagazo, eólica y con energía solar de limitada capacidad, que son apoyados a través de subsidios. Ecuador cuenta con la red de transporte interconexiones con Colombia y Perú. El país es un pequeño importador neto de electricidad.

De los combustibles renovables no hidráulicos, el bagazo, un residuo fibroso del proceso de la caña de azúcar, es utilizado en la industria. La biomasa tradicional se utiliza en los hogares rurales. Sin embargo, las estimaciones del consumo de biomasa tradicional son imprecisas ya que las fuentes de biomasa (leña, residuos de carbón vegetal, estiércol y cultivos) no se negocian habitualmente en mercados comerciales.

La red eléctrica, sin embargo, no llega a todos los ecuatorianos. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) informa que casi el 8% de la población (en su mayoría en las zonas rurales) no tiene acceso a la electricidad. Los usuarios residenciales consumen aproximadamente un tercio de la demanda de electricidad, de acuerdo con el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), seguidos estrechamente por el sector industrial.