Perspectivas energéticas a corto plazo del Energy Information Administration

·                     El EIA espera que el precio spot del crudo Brent de petróleo alcance un promedio de 110 dólares por barril en el cuarto trimestre de 2012, mientras que el precio spot del West Texas Intermediate (WTI) tendrá un promedio de $ 89 por barril. Estos mismos productos tendrían un precio spot en promedio de $ 104 por barril y US $ 88 por barril, respectivamente, en 2013. La diferencia de precios entre ambos fue  de un promedio de 23 dólares por barril en noviembre de 2012 y se prevé una caída de esta diferencia hasta $ 11 por barril en el cuarto trimestre de 2013. Esta previsión se basa en la suposición de que el GDP de EE.UU. crece un 2,1 por ciento en 2012 y 1,8 por ciento en 2013, mientras que el consumo mundial de petróleo ponderado con el GDP crece un 2,7 por ciento y 2,4 por ciento en 2012 y 2013, respectivamente. Como comentario, el EIA pronostica una caída en la tasa de crecimiento del GDP (PIB) de los EE.UU. y siguen siendo el motor del mundo.
 

·                     En los Estados Unidos los precios en promedio de nafta al por menor se redujo de $ 3.85 por galón en septiembre de hasta $ 3.45 por galón en noviembre, cuando los precios del crudo cayeron y el mercado de la nafta pasó de “calidad de verano” a las especificaciones de nafta de menor costo para invierno. Las estimaciones de precios promedio de nafta al por menor son de $ 3.63 por galón para el 2012 y 3,43 dólares por galón en el 2013, comparado con $ 3,53 por galón en el 2011. El Pronóstico de precios del combustible diesel al por menor en promedio de $ 4,02 por galón durante el cuarto trimestre de 2012, antes de caer a un promedio de $ 3,84 por galón en el 2013.  Comentario, el galón americano tiene 3,7854 litros. El precio por litro de la nafta en noviembre es de 91,13 centavos que al tipo de cambio oficial es de pesos 4,4367. En el ACA el precio de la súper es de pesos 5,879 o un 32,5% más cara.

·                     EIA estima la producción total de EE.UU. del petróleo crudo en un promedio de 6,4 millones de barriles por día (bbl / d) en 2012, lo que representa un aumento de 0,8 millones de bbl / d con respecto al año anterior. La proyección para 2013de la producción de EE.UU. de petróleo crudo es de 7,1 millones de bbl / d, lo que sería la tasa anual promedio de producción más alta desde 1992.

·                     Los inventarios de gas natural (no es lo mismo que reservas probadas), que alcanzaron a principios de noviembre el récord semanal más alto de todos los tiempos cerró el mes en 3,8 TCF, casi igual al nivel en el mismo período del año pasado. EIA estima que el precio spot en Henry Hub natural, que tuvo un promedio de 4,00 dólares por MMBtu en 2011, tendrá un promedio de $ 2.78 por MMBtu en 2012 y $ 3.68 por MMBtu en 2013.  Comentario, En su paso por Buenos Aires Jerôme Ferrier (Presidente del IGU) estimó que los pequeños productores americanos (independents) producen gas a precios muy bajos contribuyendo de manera significativa al exceso de gas en EE.UU. Esto explicaría por qué tanta diferencia de precios entre Henry Hub y NBP.

La publicación del EIA es en inglés y mi contribución se limita a la traducción al español y a hacer algunos comentarios en cursiva. Ricardo Falabella

En batalla judicial, un juego de la política arriesgada con Argentina

Reconozco que no tiene que ver con la energía directamente, pero el hecho es tan grave que merece conocerse bien. Además, la Corte de Apelaciones aplazó la sentencia pero en algún momento de 2013 volveremos a tener este caso en la tapa de los diarios.
Traduje este artículo de Deal Book que me pareció muy explicativo.

Por STEVEN M. DAVIDOFF

¿Ejecutar la hipoteca de un país?

Suena descabellado, pero una corte de Estados Unidos dice que Argentina debe separar $ 1.330 millones para algunos fondos de cobertura estadounidenses y otros. Esta decisión amenaza con sumir al país sudamericano y todo el mercado de la deuda soberana en el caos.

Este “game of Chicken” (cuando 2 autos se enfrentan a toda velocidad para ver quién cede primero que resulta fatal si ninguno lo hace) es una lección sobre los peligros para los Estados Unidos tribunales de interferir en los asuntos internacionales.

El origen de la confusión surge de la condición de la Argentina como deudor incumplidor. En 2001, el país incumplió en pagar unos  $ 80.000 millones en bonos soberanos. Históricamente, el incumplimiento de los tenedores de bonos como este deja pocas opciones. No existe un proceso de bancarrota global y los individuos no pueden obligar a un país a pagar. Un siglo atrás, los países acreedores enviaban barcos de guerra y tropas para lograr el pago.

En estos días, los abogados y los banqueros son enviados y por lo general se llega a una restructuración de la deuda del país. Por lo general, los acreedores están obligados a aceptar una gran quita, mientras que el país paga algo para tratar de mantener el acceso a los mercados de crédito globales.

Esto es lo que ocurrió en Argentina. En 2005 y 2010, la Argentina restructuró su deuda ofreciendo canjear los viejos bonos por nuevos en la mísera suma de 25 a 29 centavos de dólar. Argentina fue capaz de empujar los tenedores de bonos a aceptar un precio tan bajo porque la oferta se acopló con una nueva ley aprobada por su Asamblea Legislativa, por lo que es ilegal en el país para pagar los bonos viejos. En otras palabras, era aceptar los nuevos bonos o nada.

Pero había holdouts, incluyendo miles de jubilados italianos, que son dueños de lo que hoy es cerca de $ 11.000 millones en deuda.

Los holdouts también incluyeron una serie de fondos de cobertura, algunos de los cuales habían adquirido esta deuda en la década de 1990, viendo la oportunidad con un gran retorno, a pesar del riesgo. El grupo incluye a Elliott Management y Aurelius Capital.

Elliott, un fondo de cobertura de $ 20 mil millones fundada por Paul Singer, es uno de los líderes en este campo . Obtuvo grandes retornos al invertir en deuda soberana en default y tratando de forzar al país a pagar para tener control de sus bienes. Por alrededor de $ 2 millones, por ejemplo, Elliott compró deuda soberana con un valor nominal de más de $ 30 millones que fueron emitidos por la República del Congo. El fondo fue capaz de ganar un juicio de $ 100 millones en Inglaterra e interceptar $ 39 millones de dólares en petróleo propiedad de la República del Congo. En el caso de Argentina, Elliott recientemente fue capaz de obtener que un corte de Ghana ordenara la incautación de una fragata argentina.

Mientras que la disputa por la fragata es vergonzosa para la Argentina, es parte del espectáculo en el litigio por Elliott y Aurelius en Nueva York.

Hace unos años, Elliott y Aurelius cambiaron su táctica legal. Argumentaron ante el tribunal que la cláusula pari passu en los documentos de renta fija - lenguaje común en tales documentos, que dice que los inversionistas no pueden ser tratados de manera diferente - requiere que si la Argentina paga algún dinero por sus nuevos bonos, también tiene que pagar a los tenedores anteriores de bonos impagos. "Pari passu" es una frase latina que significa más o menos "en igualdad de condiciones". El objetivo es garantizar que si un deudor emite deuda nueva, no puede ser superior a la deuda anterior.

Argentina se presentó en la Corte Federal para el Distrito Sur de Nueva York a través de sus abogados que argumentaron con vehemencia que estas cláusulas se limitaba a exigir Argentina tratar a los tenedores de bonos legalmente igual, no hacer pagos iguales, como los fondos argumentan.

Este es un misterioso argumento y la mayoría de eruditos legales y los del mercado estuvieron de acuerdo con Argentina, afirmando que se trataba de cómo las restructuraciones de deuda habían sido hechas durante décadas.

Pero en octubre, la Corte de Apelaciones para el Segundo Circuito interrumpió este precedente, poniéndose del lado de los fondos de cobertura. El tribunal sostuvo que la cláusula pari passu requería que Argentina pagase a los fondos de cobertura por la deuda vieja toda vez que algún pago se hiciera a la nueva deuda.

Argentina tiene un pago de $ 3 mil millones por los bonos nuevos que deben pagarse el 15 de diciembre. La semana pasada, el juez Thomas P. Griesa de la Corte de Distrito Federal se montó a cuestas de la decisión del Tribunal de Apelaciones, ordenando que si la Argentina hiciera este pago ella junto a los terceros a través de los cuales se transfiera el dinero,  deberían reservar $ 1.330 millones, lo que es todo el monto adeudado a los fondos de cobertura, para pagar la deuda vieja de la misma manera.

Ahora es el caos. Muchos creen que la Argentina simplemente dejará de pagar toda su deuda, negándose a pagar la nueva deuda para evitar el pago de los fondos de alto riesgo - que han sido considerados "buitres" por los políticos del país.

Hernán Lorenzino, ministro de Economía de Argentina, reaccionó airadamente a las decisiones de la corte, diciendo que eran "una especie de colonialismo jurídico" y que todos "necesitamos ahora es que Griesa que nos envíe la Quinta Flota."

La incertidumbre ha afectado a los mercados de capitales de la Argentina. Su mercado de valores cayó debido a estas noticias y los precios de credit-default swaps de la deuda argentina se dispararon ya que los mercados creen en otro default argentino.

Elliott y Aurelius son, sin duda vertiginosos. Los tenedores de bonos actuales se preguntan cómo fueron arrastrados a esta disputa.
Esta decisión también tendrá efectos reales sobre las finanzas mundiales. La mayoría de los bonos emitidos por gobiernos contienen cláusulas pari passu  que son aceptadas las restructuraciones de deuda de los países (Pensemos en Grecia). Y mientras que los bonos han cambiado en los últimos años para dar cabida a nuevas formas  y pueden estar bajo las leyes de los diferentes países, todavía no está claro si estas circunstancias afectarán a la sentencia del Tribunal de Apelaciones, como Anna Gelpern, una destacada académica en este ámbito, ha escrito. La capacidad de un país para lograr un acuerdo y evitar este tipo de guerrilla acaba de ponerse más difícil y más incierto el momento de una restructuración de deuda en Europa.
Esto no debe suceder.

La Ley de Inmunidad Soberana Extranjera de 1976, que exime a las naciones soberanas de litigio, se promulgó para eso. Evita que los tribunales estadounidenses confisquen la propiedad de países extranjeros, lo que es la razón por la que no vemos acreedores estadounidenses apoderarse de fragatas argentinas en el puerto de Nueva York. Pero en el litigio con Elliott y Aurelius, los tribunales eludieron este acto al declarar que su decisión refleja cómo la Argentina debe actuar, sin que le obligue a pagar. Si la Argentina decide no pagar la deuda nueva, no tiene que pagar la deuda anterior. Sin embargo, el espíritu de la ley parece violado. Y es una mala noticia cuando los jueces de los Estados Unidos son vistos como el control de los países extranjeros.
Argentina no es un ángel.  Evitó deliberadamente pagar a estos tenedores de bonos y utilizó su inmunidad soberana para forzar una situación desventajosa. El país está ocupado nacionalización de otros activos, incluyendo la empresa de energía YPF, lo que indica cada vez más que es un mal ciudadano del mundo globalizado.
Sin embargo, el Tribunal de Distrito Federal que supervisa este caso, a través de una década agotadora de litigios parece más centrado en estrechas interpretaciones jurídicas y la moralidad de la deuda que en las amplias consecuencias de sus decisiones. El juez en la materia, incluso llamó las acciones de la Argentina "inmorales" – por lo que pueda significar para fondos de cobertura y otros inversionistas en el mundo de las finanzas, donde sólo los números importan.
Y los tribunales federales voluntariamente entraron en esta arena movediza, reversando décadas de costumbre y la práctica en estos acuerdos. Porque unos pocos jueces federales hayan tomado una medida extrema y alterado los mercados de deuda, no sólo los mercados de capital de Argentina, parece ser una medida un poco arriesgada.

El siguiente paso corresponde a la Argentina, que está apelando la medida. Pero pase lo que pase en la apelación, es poco probable que el país pague a los fondos cobertura en el corto plazo, lo que significa que esta batalla entre los tribunales federales americanos y los del país, es probable que se intensifique. Qué desastre.

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Steven M. Davidoff, profesor de la Michael E. Moritz College of Law de la Ohio State University

El Gigantesco Apagón de ayer miércoles

Ayer una de las líneas de 220 kV que une las centrales de Dock Sud y Costanera con la mega estación de Transener en Abasto, tuvo una contingencia a 13 km al sur de Buenos Aires. Por razones de la gran demanda debido al calor reinante, esta contingencia arrastró a la otra línea de 220 kV. Su consecuencia inmediata fue que se desconectaron las Centrales de Dock Sud y Costanera. Pero como también estaba conectada a ese subsistema una máquina de Central Puerto, el efecto látigo desconectó a ésta también.
La segunda línea de 220 kV se repuso inmediatamente. La primera tuvo que repararse y eso toma un tiempo dependiendo del tipo de falla.

Sabemos que los problemas de subtransmisión y de transformación son, generalmente, producto de la falta de buen mantenimiento y de inversión para abastecer de electricidad a una demanda incrementada (y que se preveía incrementada). Estamos al límite en algunas áreas y cualquier contingencia se paga cara.

En este punto quiero referirme a mis predicciones de 2004 y 2005 escritas en sendas notas para el diario La Nación. En abril de 2004 concluía:

• "Los problemas de rentabilidad persisten. Esta situación es insostenible en el largo plazo y conlleva una eventual falta de inversión ante un aumento sostenido de la demanda.
• ¿No debería el Estado ejercer el control, pero dejar que los privados lo resolvamos eficiente y eficazmente?
• Cuando estaban la Chade y la Italo, 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. ¿Cuál es el próximo paso? "

En diciembre de 2005 escribía..."a las tarifas establecidas políticamente durante años se le había sumado la progresiva falta de control en la dirección por parte del Estado. La falta de inversión y de mantenimiento al sistema eléctrico provocada por falta de tarifas apropiadas fue de tal magnitud que, con el tiempo, se hizo crítico... Los aumentos de costos no se reflejaron en aumentos de precios o tarifas al público, lo que no es sostenible en el tiempo. Hemos vuelto a las tarifas subsidiadas. ¿Volveremos también a la calidad de los servicios de antes? Si no hacemos algo, esto será inevitable".

No me satisface haberlo previsto. Quisiera que tuviéramos un sistema eléctrico que exportara fuertemente a Brasil y Chile como teníamos planeado cuando hicimos la interconexión con Itá y con el SING de Chile. Una industria eléctrica próspera hubiera creado muchos empleos y favorecido el desarrollo industrial del país. En cambio tenemos problemas todo el año.

La teoría conspirativa de bajar la palanca no convence a nadie. Fue una contingencia técnica que tuvo consecuencias superiores a las normales debido a la fuerte demanda y la pobreza en subtransmisión y distribución.

Si esto último es producto de la falta de ingresos suficientes en el sector, deberá discutirse en el marco de una reprogramación de la política energética de la Argentina de 2012.

La Situación Energética de Ecuador según el EIA

October 26, 2012

Antecedentes

Ecuador es el miembro más pequeño de la OPEP

De acuerdo con estándares globales, Ecuador es un productor y exportador de petróleo relativamente pequeño. Sin embargo, el sector petrolero desempeña un papel prominente en la política y la economía del país. El sector petrolero representa alrededor del 50 por ciento de los ingresos de exportación de Ecuador y alrededor de un tercio de todos los ingresos tributarios. A pesar de ser un país exportador de petróleo crudo, Ecuador todavía debe importar productos refinados del petróleo, debido a la insuficiente capacidad de refinación para satisfacer la demanda local. Como resultado, el país no siempre puede aprovechar los beneficios de los altos precios mundiales del petróleo. Mientras que estos altos precios traen al Ecuador mayores ingresos por exportaciones, también se aumentan los montos de refinado importados.
Ecuador se reincorporó a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en 2007, tras abandonar la organización a finales de 1992. A pesar de un entorno de inversión cada vez más desafiante, el Ecuador ha logrado aumentar ligeramente la producción desde 2009.
El mix energético depende en gran medida del petróleo, que en 2010 representó aproximadamente el 70 por ciento del consumo total de energía del país. La energía hidroeléctrica es la segunda mayor fuente de energía, aunque su participación en la generación de electricidad de Ecuador - casi dos tercios en 2008 - ha disminuido en los últimos años debido a las sequías. Las energías renovables no hidráulicas constituyen otra parte importante de la matriz energética del Ecuador, casi todos los cuales se puede atribuir al uso de bagazo en la industria y el uso tradicional de la biomasa en los hogares rurales. Sin embargo, las estimaciones de consumo de biomasa Ecuador son intrínsecamente imprecisas debido al hecho de que la madera de combustible tradicional, no se suele comprar y vender en los mercados comerciales.

 

 

Petróleo

 

Ecuador es el quinto productor de petróleo de América del Sur y una de las principales fuentes de las importaciones de petróleo crudo en la Costa Oeste de los EE.UU.

 

Ecuador, aunque sólo el quinto mayor productor de petróleo de América del Sur, es uno de los únicos dos países del hemisferio occidental que pertenecen a la OPEP. Ecuador produce 500.000 barriles de crudo por día (bbl/día), la mayoría de los cuales se exporta. Los Estados Unidos es el mayor cliente de petróleo crudo, pero Ecuador ha comenzado a mirar hacia el mercado asiático (China) como mercado de exportación y fuente alternativa de inversión. Nacionalismo, debates acerca de las implicaciones económicas, estratégicas y ambientales de la función de desarrollo del sector petrolero ocupa un lugar destacado en la política de Ecuador y las políticas de su gobierno.

 

 

Reservas

 Según Oil & Gas Journal (OGJ), Ecuador tenía reservas probadas de petróleo de 7.200 millones de barriles al cierre de 2011, un aumento con respecto al año anterior. Ecuador afirma que las reservas de petróleo del tercer más grande de Sudamérica después de Venezuela y Brasil. La mayor parte de las reservas petroleras del Ecuador están en la cuenca Oriente en la parte oriental del país, detrás de la Amazonía.

Sector organización

Petroecuador, la compañía petrolera nacional, controla la mayor parte de la producción de petróleo crudo de Ecuador. Petroamazonas Ecuador es otra gran empresa estatal petrolera, que el gobierno tentativamente planea fusionarse con Petroecuador, mientras que Río Napo actúa como una empresa conjunta de Petroecuador y Petróleos de Venezuela. Las principales compañías de propiedad extranjera petroleras que operan en Ecuador incluyen Repsol (España), ENI (Italia), ENAP (de propiedad estatal de Chile de la empresa), y Andes Petroleum, que es un consorcio de la China National Petroleum Corporation (CNPC, 55 por ciento de participación) y la Corporación Petroquímica de China (SINOPEC, el 45 por ciento de participación). El Ministerio de Recursos No Renovables (Ministerio de Recursos No Renovables) tiene la supervisión reguladora del sector petrolero.
Ecuador permite la inversión extranjera en sus recursos de hidrocarburos, que están exclusivamente en manos del Estado, pero la naturaleza de los términos contractuales y las incertidumbres jurídicas han disuadido la inversión privada. En noviembre de 2010, el gobierno de Ecuador completó sus renegociaciones de contratos bajo una nueva ley de hidrocarburos, que sustituyó a acuerdos de producción compartida para las empresas privadas por un precio fijo por barril en pago por sus actividades de exploración y producción. El nuevo marco está diseñado para estimular la participación del gobierno, pero han llevado a algunas compañías - como Noble Energy y Petrobras - a abandonar su presencia en el upstream en Ecuador.
Los cambios en el marco jurídico del Ecuador siguen una tendencia hacia políticas de nacionalización de recursos en el sector petrolero. En 2006, Petroecuador se hizo cargo de los activos de producción de Occidental Petroleum, como resultado de los contratos vencidos. En 2009, a raíz de una disputa de impuestos, el gobierno también asignó dos bloques asignados a Perenco. La larga batalla legal de Chevron con los demandantes ecuatorianos es un asunto muy diferente, pero también plantea interrogantes sobre los posibles costos de la inversión en el Ecuador. En febrero de 2011, un tribunal ecuatoriano ordenó a Chevron a pagar más de $ 18 mil millones en daños y perjuicios a comunidades indígenas que habían sido perjudicadas por las operaciones de Texaco en Ecuador entre 1964 y 1990 (la compañía fue adquirida por Chevron). Chevron apeló el fallo y un tribunal internacional debe a pronunciarse sobre la cuestión en 2014.
Desde 2009, Ecuador ha firmado tres contratos de préstamo por separado con China, que están respaldados expresamente por exportaciones de petróleo. En virtud de estos acuerdos, el Ecuador está obligado a invertir una parte de los préstamos en los proyectos de infraestructura que involucren a empresas chinas y repagar los préstamos con envíos de petróleo crudo. Además de estos acuerdos formales, China ha hecho muchos otros grandes préstamos a Ecuador que han coincidido con los acuerdos de suministro de petróleo.

Exploración y producción

Ecuador produjo 499.000 bbl/día de petróleo en 2011, los cuales eran casi todos crudo. La producción de petróleo de Ecuador ha aumentado ligeramente desde 2009, pero se mantiene por debajo del máximo de 2006 de 536.000 bbl/día. Hasta ahora, en 2012, la producción de petróleo de Ecuador ha fluctuado alrededor de 500.000 bbl/día. Las empresas estatales produjeron más del 70% del crudo del país en 2011, mientras que el resto is atribuible a los campos operados por empresas privadas.
Los bloques de petróleo más productivos del Ecuador se encuentran en la parte noreste del país. Shushufindi y Auca son dos de los campos más prolíficos. La producción de petróleo crudo aumentó considerablemente en 2003 con la apertura del 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 de los yacimientos, la falta de desarrollo de nuevos proyectos y las dificultades operativas en los campos petroleros existentes. La inauguración del campo Pañacocha, en la Amazonia Ecuatoriana - la primera expansión de la producción desde que el actual gobierno llegó al poder en 2007 - es una de las razones para el aumento de la producción en los últimos dos años.
Ecuador aspira a aumentar la producción en alrededor de 50.000 bbl/día en el próximos dos años, una meta más obtenible que la de 600.000 bbl/día, que las autoridades habían esperado lograr para el año 2013. Con el fin de aumentar la producción, Petroecuador se encuentra en proceso de negociación de contratos con Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, y la ecuatoriana SERTECPET empresa de servicios para llevar a cabo proyectos de recuperación secundaria de petróleo en algunos de las grandes aunque maduros campos del país. Ecuador planea hacer el 11º llamado a licitación de licencias para la exploración de petróleo en noviembre de 2012, que incluirá 13 bloques en la Amazonia.
Ecuador está llevando a cabo una novedosa iniciativa en lo que respecta al desarrollo, o la falta de ella, de Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en el Parque Nacional Yasuní. En 2007, el gobierno ecuatoriano propuso una moratoria indefinida sobre la extracción de petróleo del ITT, que tiene 850 millones de barriles de reservas probadas, con el fin de proteger la biodiversidad y evitar la relocalización de dos culturas indígenas aisladas. La moratoria propuesta estaba condicionada a las contribuciones de la comunidad internacional, que debe rembolsar a Ecuador el 50% del costo de oportunidad - o los ingresos no percibidos - de no desarrollar el petróleo en un área ambientalmente sensible. Aportes de al menos 3,6 mil millones dólares de la comunidad internacional se depositaría en un fondo - administrado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) - que se invertirían en proyectos para promover la conservación, la energía renovable y los esfuerzos de desarrollo social en Ecuador. Sin embargo, las contribuciones internacionales han sido decepcionantes, en parte porque han habido informes de actividades de exploración alrededor de los bloques en cuestión y además porque persisten los cuestionamientos sobre la credibilidad del compromiso por parte de este o futuros gobiernos ecuatorianos de no desarrollar estas reservas en el futuro, después de haber aceptado hoy estos aportes de la comunidad internacional. Como resultado, aunque Yasuní-ITT representa un enfoque innovador en la sustitución de los efectos negativos al medio ambiente de la producción de petróleo por otros  proyectos diseñados para tener efectos positivos, el pronóstico es incierto.

Comercio

Ecuador exportó 333.500 bbl/día de petróleo crudo en 2011, según las estadísticas de su Banco Central. Se comercializan dos tipos de petróleo: Oriente, que representa dos tercios de las exportaciones totales y Napo, que es un grado más pesado. Estados Unidos fue el cliente más grande de petróleo crudo de acuerdo con los informes de comercio internacional y el análisis de las descargas de tanqueros petroleros hecho en un Análisis de Inteligencia de Lloyd´s que además indican que los otros destinos importantes para el crudo ecuatoriano son Panamá, Perú y Chile. A pesar de los informes de prensa sobre estrechar las relaciones bilaterales entre China y Ecuador, China no fue un gran importador de crudo ecuatoriano en 2011 y los datos preliminares indican un aumento moderado de los flujos a China en 2012.
Estados Unidos importó 203.000 bbl/día de crudo de Ecuador en 2011, frente a un máximo de 276.000 bbl/día en 2005. Ecuador ocupó el 11º lugar entre los proveedores de petróleo a los Estados Unidos y representó sólo el 2% del total de las importaciones estadounidenses de crudo. Sin embargo, el Ecuador fue la segunda mayor fuente de petróleo extranjero para la Costa Oeste, que fue el destino de casi todas las exportaciones ecuatorianas de petróleo a Estados Unidos. Por consiguiente, el Ecuador es una fuente más significativa de la oferta regional para la Costa Oeste, que está relativamente aislada de otras partes del territorio continental de Estados Unidos debido a la menor cantidad de gasoductos de interconexión.
A pesar de su estado como un exportador de petróleo crudo, Ecuador es un país importador neto de productos refinados del petróleo. En general, el Ecuador exporta productos refinados pesados, como el fueloil, e importa productos más ligeros, incluyendo la gasolina, diesel y gas licuado de petróleo (GLP). Según datos del Banco Central, Ecuador exportó 32.000 bbl/día de productos refinados en el 2011, mientras al tiempo que importó aproximadamente 100.000 bbl/día. Los Estados Unidos exportaron a Ecuador 59.000 bbl/día, siendo la mayor parte gasolina y el fueloil destilado.

Oleoductos

Ecuador tiene dos sistemas de oleoductos primarios. El mayor y más ampliamente utilizado es el Sistema Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE), que fue construido en la década del ´70. El SOTE 310-millas, 400.000 bbl/día se extiende desde Lago Agrio a la terminal petrolera de Balao en la costa del Pacífico. El segundo oleoducto de Ecuador es el Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP). El OCP de 300-millas y 450.000 bbl/día corre en su mayor parte paralelo al SOTE. El OCP inició sus operaciones en septiembre de 2003 y duplicó la capacidad de oleoductos de Ecuador facilitando una mayor producción. El SOTE transporte el 70% del crudo del y el resto es transportado a través del OCP.
Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, de 50.000 bbl/día que une los campos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El oleoducto Transandino en ocasiones ha sido el blanco de ataques por los rebeldes en Colombia. Aunque la situación de seguridad ha mejorado en los últimos años fue atacado en julio de 2012.

Refinación

Según OGJ, Ecuador tiene tres refinerías comerciales de petróleo, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/día. La refinería más grande de Ecuador, Esmeraldas (110.000 bbl/día), se encuentra en la costa norte del país. Esmeraldas y dos refinerías más pequeñas, La Libertad y Shushufindi, son operados por Petroecuador.
El gobierno ecuatoriano está buscando activamente oportunidades para aumentar la capacidad de refinación, en particular para aumentar la producción de productos livianos. Los planes incluyen una actualización de la refinería de Esmeraldas para procesar los crudos pesados de Ecuador. Ingeniería de la surcoreana SK está actualmente bajo contrato para reparar, reacondicionar y modernizar la refinería de Esmeraldas, que en ocasiones ha tenido problemas de funcionamiento. También ha habido discusiones entre Ecuador y Venezuela sobre la construcción de una nueva refinería en Ecuador. Los dos países establecieron una empresa conjunta para construir una planta en la costa del Pacífico, en la provincia de Manabí, con una capacidad de destilación de crudo de 300.000 bbl/día. Sólo una pequeña parte del proyecto se ha realizado hasta la fecha debido a la falta de financiamiento externo. De acuerdo con informes recientes de la industria, la china SINOPEC y/o CNPC podría financiar una parte del proyecto.
Ecuador consumió aproximadamente 201.000 bbl/día de petróleo en 2011. Según la Agencia Internacional de Energía, una tercera parte del consumo de petróleo de Ecuador es combustible diesel y una cuarta parte es nafta. Los precios de los combustibles están controlados por el gobierno.

 

Gas natural

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

Según OGJ, el Ecuador tenía 282 mil millones de pies cúbicos de reservas de gas natural a finales de 2011, una de las reservas más pequeñas de América Latina. Ecuador produjo aproximadamente 50 millones de pies cúbicos de gas natural en 2010, casi todos los cuales estuvieron asociados con la producción de petróleo crudo y sólo 12 millones de pies cúbicos se comercializaron como gas natural seco. Ecuador ventea y quema unos 17 millones de pies cúbicos, cifra que se encuentra entre las más altas tasas de Sudamérica de acuerdo a la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica. Sus bajas tasas de utilización de gas naturales se deben principalmente a la falta de infraestructura para la captura y comercialización de gas natural.
El único proyecto de gas natural digno de mención en el Ecuador es el campo Amistad, ubicado en el Golfo de Guayaquil, que produce un estimado de 24 millones de pies cúbicos por día. Petroecuador se hizo cargo del proyecto Amistad después que la estadounidense Noble Energy decidió salir del país en lugar de renegociar su contrato de producción. Toda la producción de gas natural de Amistad fluye hacia la planta de Machala, una  central eléctrica de 130 MW, que suministra energía eléctrica a la región de Guayaquil.

Electricidad

Ecuador generó 17.000 GWh de electricidad con sus 4,9 GW de capacidad en 2009, el año más reciente con estimaciones completas disponibles. La hidroelectricidad representó más del 50 por ciento de la generación del país, pero una. La otra fuente importante de suministro de energía eléctrica son las centrales térmicas convencionales, que en Ecuador están en su mayoría equipadas para quemar líquidos. Hay también una pequeña cantidad de energía térmica generada con bagazo y también generación y solar que son subvencionadas a través de la tarifa. Ecuador que cuenta con interconexiones de red de transmisión con Colombia y con Perú es un pequeño importador neto de electricidad.
La red eléctrica no llega a toda la población de Ecuador. Las tasas de electrificación urbana son aproximadamente el 95 por ciento de acuerdo con Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), y posiblemente superior según otras fuentes. Sin embargo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) informa que 1,1 millones de personas - o casi el 8 por ciento de la población - no tienen acceso a la electricidad, sobre todo en las zonas rurales. Los usuarios residenciales son aproximadamente un tercio de la demanda eléctrica, según las estadísticas CONELEC, seguidos de cerca por el sector industrial.

La hidroelectricidad

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador se encuentra en la provincia del Azuay, en la sierra sur-central. Paute-Molino es el complejo hidroeléctrico más grande del país con una capacidad nominal de casi 1.100 MW. Las sequías de finales de 2009 afectaron los caudales del Río Paute y llevó al gobierno a implementar cortes de suministro desde noviembre 2009 a enero de 2010. Para hacer frente a la falta de capacidad instalada, Ecuador planea construir seis nuevas centrales hidroeléctricas en la próxima década. La financiación para todos estos nuevos proyectos viene de China.


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

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