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jueves, 4 de octubre de 2012

La situación energética de Venezuela según el EIA

3 de octubre de 2012
Antecedentes

Venezuela contiene algunas de las mayores reservas de petróleo y gas natural en el mundo. Consistentemente se la clasifica como uno de los principales proveedores de petróleo a los EE.UU.

Venezuela es uno de los mayores exportadores mundiales de crudo y el más grande en el hemisferio occidental. El sector petrolero es de vital importancia para la economía venezolana. Como miembro fundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Venezuela es un jugador importante en el mercado mundial de petróleo.

En 2010, Venezuela consumió 3,2 x 1015 BTU de energía total. El petróleo representa el grueso del consumo total de energía en Venezuela. La hidroelectricidad y el gas natural representan, cada uno, más del 20 por ciento mientras que el carbón representa el resto del consumo de energía. En la última década el porcentaje de consumo de petróleo en la matriz energética del país total ha aumentado del 36 por ciento al 47 por ciento, en gran parte debido a que el gobierno venezolano subsidia los combustibles líquidos.

 

Petróleo

Venezuela fue el octavo mayor exportador neto de petróleo en 2010.

Según el Oil and Gas Journal (OGJ), Venezuela tenía 211 x 109 (billions) barriles de reservas probadas de petróleo en 2011, la segunda más grande en el mundo. Este número constituye una importante revisión al alza - hace dos años la misma publicación figuran las reservas del país en 99,4 x 109 barriles. La actualización resulta de la inclusión de las enormes reservas de crudo extra pesado de la Faja del Orinoco. Las reservas podrían ser aún mayores llegando a 316 x 109 barriles, con una mayor investigación del proyecto "Magna Reserva".

En 2010 el país contaba con exportaciones netas de petróleo de 1,7 millones de barriles por día (bbl/d), la octava más grande del mundo y el más grande en el hemisferio occidental. Mientras que la producción de crudo para 2011 aumentó 100.000 bbl/d (e igualó los niveles de 2009), los niveles generales de producción han disminuido en casi una cuarta parte desde 2001. Declinación natural en los campos más antiguos, problemas de mantenimiento, y la necesidad de aumentar la inversión extranjera están detrás de esta tendencia. Además, las exportaciones netas de petróleo también han disminuido ya que el consumo interno ha aumentado un 39% desde 2001.

A partir de 2010, Venezuela mantuvo aproximadamente 3.400 km de oleoductos para atender el consumo interno del país. Si bien las discusiones para construir un gasoducto internacional con Colombia están en curso, Venezuela actualmente no tiene oleoductos internacionales.

 

Sector organización

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. 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
 

EIA estima que el país produjo alrededor de 2,47 millones de bbl/d de petróleo en 2011. El petróleo crudo representa 2,24 millones de bbl/d de ese total y los condensados ​​y líquidos de gas natural (GLP), la producción restante. Las estimaciones de la producción venezolana varían de una fuente a otra, en parte debido a la metodología de medición. Por ejemplo, algunos analistas suman el petróleo extra-pesado producido en la Faja del Orinoco en la producción de petróleo crudo de Venezuela. Otros (incluyendo EIA) lo cuentan como crudo sintético mejorado, cuyo volumen es de aproximadamente 10 por ciento menor que la del original extra pesado.
 

El petróleo crudo convencional de Venezuela es pesado y con mucho azufre para los estándares internacionales. Como resultado, gran parte de la producción petrolera de Venezuela debe ir a refinerías especializadas nacionales o internacionales. La zona de producción del país más prolífica es el lago de Maracaibo, que produce un poco menos de la mitad de la producción petrolera de Venezuela. Muchos de los campos de Venezuela son muy maduros, que requieren fuertes inversiones para mantener la capacidad actual. Analistas de la industria estiman que PDVSA debe gastar unos US $ 3 mil millones cada año sólo para mantener los niveles de producción en los yacimientos existentes, dadas las tasas de disminución de al menos el 25 por ciento.

 

El petróleo pesado de la Faja del Orinoco

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 de Venezuela 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 en manos 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 la Faja en los próximos años. En 2009, firmó acuerdos bilaterales para el desarrollo de cuatro grandes bloques en el área de Junín. El año pasado, otorgó otras dos grandes concesiones de desarrollo en la región Carabobo. Venezuela espera que estos proyectos puedan añadir más de 2.000.000 bbl/d de capacidad de producción de petróleo pesado a fines de la década (véase el cuadro).

Proyectos existentes y planeados en la Faja del Orinoco

 

Venezuela fue capaz de firmar estos acuerdos recientes, sin embargo, dados los recientes problemas regulatorios y operativos, la incertidumbre rodea el futuro de la producción del Orinoco.


Exportaciones

Las estadísticas más recientes muestran que las exportaciones de petróleo de Venezuela se han reducido en casi un 50 por ciento, desde el pico a 3,06 millones de b/d en 1997. Venezuela exporta gran parte de su producción de petróleo a Estados Unidos debido a la proximidad geográfica lo que aumenta la rentabilidad de sus exportaciones y justifica porqué las refinerías de la Costa del Golfo de EE.UU. están específicamente diseñadas para manejar crudo pesado venezolano.

En la actualidad, Venezuela es el cuarto proveedor de petróleo crudo de los Estados Unidos detrás de Canadá, México y Arabia Saudita. Sin embargo, las importaciones estadounidenses procedentes de Venezuela han disminuido en los últimos años. En 2011, Estados Unidos importó 951.000 bbl/d de crudo y productos derivados del petróleo de Venezuela, sólo un 8,3 por ciento del total de las importaciones estadounidenses. Incluso teniendo en 186.000 bbl/d de las importaciones estadounidenses de las Islas Vírgenes de EE.UU., que son casi exclusivamente productos petrolíferos refinados de crudo venezolano, la importancia de Venezuela para el sector energético de América está en declive (ver gráfico).

En los últimos años, Venezuela ha tratado de diversificar sus destinos de exportación de crudo de petróleo fuera de los Estados Unidos. Otros destinos importantes de las exportaciones petroleras venezolanas incluyen el Caribe, Asia y Europa (véase el gráfico). Uno de los destinos de más rápido crecimiento de las exportaciones de crudo venezolano ha sido China. En 2011, China importó 230.000 bbl/d de crudo de Venezuela, frente a sólo 19.000 bbl/d en 2005.

Venezuela proporciona una cantidad considerable de petróleo crudo y productos refinados a sus vecinos de la región a precios por debajo del mercado y con las condiciones de financiación favorables. Bajo la iniciativa de Petrocaribe, Venezuela provee petróleo crudo y productos refinados a numerosos países del Caribe y América Central, ofreciendo financiamiento favorable y largo plazo de amortización que a menudo cuentan con acuerdos de trueque en lugar de transacciones 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 cantidad a más de 400.000 bbl/d de las exportaciones venezolanas.

 
 

Refinación

Según OGJ, Venezuela tenía 1,28 millones de bbl/d de capacidad de refinación de petróleo crudo en 2012, operados todos por PDVSA. Las instalaciones principales 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). A través de PDVSA y su filial CITGO, Venezuela también controla una  significativa capacidad de refinación fuera del país (véase el gráfico) lo que resulta en una capacidad total de 2,8 millones de bbl/d.

La mayor parte de las operaciones de refinación de Venezuela están en los Estados Unidos.
CITGO, la filial de PDVSA en USA, opera tres refinerías (Lake Charles, LA; Corpus Christi, TX; Lemont, IL), con una capacidad de destilación de crudo de petróleo combinado de 755.400 bbl/d.

Las refinerías de CITGO en la costa del golfo se abastecen, en su mayor parte, con petróleo crudo de PDVSA en virtud de contratos de suministro a largo plazo. PDVSA también posee una participación del 50 por ciento en la instalación de 189.000 bbl/d Chalmette en Louisiana.

En 2009 ConocoPhillips ejerció la opción de compra de parte de PDVSA de su refinería de Sweeny, Texas. Esta operación, junto con la venta de su participación accionaria en Ruhr Oel GmbH de Alemania a Rosneft, constituye una reducción sustancial de la capacidad mundial neta de Venezuela.

Venezuela planea expandir las refinerías nacionales y en otros mercados de refinación internacional. A nivel nacional, Venezuela planea agregar una capacidad de más de 400.000 bbl/d en 2020. Los proyectos más notables incluyen una refinería de 400.000 bbl/d en joint venture con PetroChina en la provincia de Guandong; una de 300.000 bbl/d en joint venture con Petroecuador en Manabí; y una de 230.000 bbl/d un emprendimiento conjunto con Petrobras en el noreste de Brasil.

 

 

Gas natural

Venezuela tiene las reservas naturales de segundo gas más grandes del hemisferio occidental.

Según OGJ , Venezuela tenía 195 trillón de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural en 2012, la segunda más grande en el hemisferio occidental, después de Estados Unidos. En 2011, el país produjo 1,1 TCF de gas natural seco, mientras que consume cerca de 1,2 TCF (véase el gráfico).

La industria consume la mayoría de la producción de gas natural de Venezuela, siendo la mayor parte de ese consumo la reinyección de gas para mantener la presión y ayudar a la extracción de petróleo crudo. Debido a la disminución de la producción en campos ya maduros, el uso de gas natural para la recuperación secundaria de petróleo se ha incrementado en más de un 50 por ciento desde 2005. Para satisfacer la creciente demanda industrial, Venezuela importa gas de Colombia y Estados Unidos. El gobierno ha priorizado el desarrollo de la producción nacional de gas natural para la necesidad no sólo industrial, sino también para los mercados residenciales y comerciales; y en consecuencia está desarrollando su infraestructura de gas en apoyo de este esfuerzo.


Sector organización

En 1999 Venezuela votó la Ley de Gas, que tenía la intención de diversificar la economía mediante la facilitación del 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

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.

Gasoductos 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

Como la mayoría de los países de América del Sur, Venezuela depende de la energía hidroeléctrica para la mayor parte de sus necesidades de electricidad.

En 2010, Venezuela tenía casi 25 Gigavatios de capacidad de generación instalada. El país genera alrededor de 105 mil millones de kilovatios-hora de electricidad en 2010, el 72 por ciento de las cuales fue la energía hidroeléctrica. Durante la mayor parte de la década de 2000 el consumo de electricidad creció a más del doble de la tasa de la capacidad instalada, dejando al límite a la red eléctrica de Venezuela. Una gran sequía en 2009-2010 obligó al presidente Chávez a declarar una "emergencia eléctrica" ​​y llevó al gobierno a implementar dolorosas políticas de reducción de la demanda. Como resultado de ello, en 2010 la generación total de electricidad fue de 48% menos que en 2008.


Sector organización

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.

La hidroelectricidad

La hidroelectricidad proporciona la mayor parte del suministro de electricidad de Venezuela. La mayoría de las instalaciones de producción del país hidroeléctricas están situadas en el río Caroní en la región de Guayana. La planta Gurí de 8.900 megavatios de energía hidroeléctrica en el Caroní es una de las represas más grandes del mundo y proporciona la mayor parte de la energía eléctrica de Venezuela. Los niveles de agua en la presa de Gurí cayó a niveles históricamente bajos durante la sequía de 2009-2010, lo que obligó al país a implementar cortes de suministro rotativos, reducción del consumo para la producción industrial y multas a los grandes usuarios por consumo excesivo. Venezuela planea ampliar la producción hidroeléctrica en el futuro.

Térmica convencional

Generación usando gas natural como combustible representa alrededor de la mitad de la generación de electricidad térmica convencional en Venezuela; el fueloil y diesel el resto. Ha habido una creciente inversión en capacidad térmica convencional como un medio para reducir la dependencia de la energía hidroeléctrica y poder utilizar los recursos nacionales de hidrocarburos. PDVSA comenzó a generar energía para su propio consumo en 2010 para minimizar los riesgos de suministro de energía en el sector de la producción de petróleo. La expansión de la capacidad de generación térmica convencional con el uso de combustibles líquidos, podría reducir aún más las exportaciones de petróleo de Venezuela.



Artículo publicado por U S Energy Information Administration y traducido por nosotros

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