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
