El informe BP Statistical Review 2015

Lo que sigue es solamente una traducción del informe publicado por BP cuando presentó su Informe Anual 2015. No incluye ningún análisis ni opinión al respecto. La edición 2015 de la BP Statistical Review of World Energy, lanzado el 10 de junio de 2015, pone de relieve cómo los cambios significativos en la producción mundial de energía y el consumo han tenido profundas implicaciones para los precios, para el mix global de combustibles y las emisiones de dióxido de carbono.         Esta edición de la revisión estadística pone de relieve la importancia que sigue teniendo la revolución del shale principalmente en Estados Unidos, superando a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo y a Rusia como el mayor productor mundial de petróleo y gas.         Por el lado del consumo, se observa un crecimiento de apenas 0,9% en 2014, una tasa más baja que en cualquier momento desde finales de 1990 (excepto luego de la crisis financiera de 2008). El crecimiento en el consumo de China se desaceleró a su menor nivel desde 1998. No obstante, China sigue siendo el mercado de mayor crecimiento mundial para la energía.         Hablando en el lanzamiento, el presidente ejecutivo del Grupo BP, Bob Dudley , dijo: "La extraña calma que había caracterizado a los mercados energéticos en los pocos años antes de 2014 llegó a un abrupto final el año pasado. Sin embargo, no deberíamos sorprendernos o alarmarnos. Estos eventos también pueden llegar a ser vistos como síntoma de un cambio más amplio de las “placas tectónicas” que conforman el panorama energético, con avances significativos tanto en el suministro de energía y su demanda. Nuestra tarea como industria es satisfacer los desafíos de hoy sin dejar de invertir para satisfacer la demanda de mañana, de manera segura y sostenible”.         Los cambios en la producción y el consumo tuvieron efectos importantes sobre los precios de la energía, así como el mix de combustibles. Para el crudo, los precios han caído fuertemente, en gran parte impulsado por la fuerza de la oferta ya que la producción fuera de la OPEP aumentó en una cantidad récord, mientras que la OPEP mantiene sus niveles de producción para conservar su participación de mercado. Por otra parte, el crecimiento del consumo de carbón en  China se estancó y el crecimiento mundial de gas natural también fue débil ayudado por un invierno europeo leve que provocó una fuerte caída en el consumo.         Las energías renovables, no obstante de representar  sólo el 3% de la energía primaria, fueron las de mayor crecimiento. Este aumento representó un tercio del incremento en el uso de energía primaria en un año en el que el crecimiento del consumo de energía primaria se desaceleró.          Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) por uso de energía crecieron sólo un 0,5%, el más bajo desde 1998 (salvo en el período inmediatamente posterior a la crisis financiera del 2008-9). Este más lento crecimiento relativo se debió en gran parte a China.       Hechos Relevantes El crecimiento del consumo mundial de energía primaria se desaceleró notablemente en 2014, a pesar de que el crecimiento económico mundial fue similar al consumo de 2013. Energía aumentó en apenas 0,9% en 2014, una fuerte desaceleración respecto a 2013 (+ 2,0%) y muy por debajo del promedio de 10 años de 2,1%.

El consumo aumentó para todos los combustibles, excepto energía nuclear. La producción aumentó para todos los combustibles, excepto el carbón. Las economías emergentes continuaron liderando el crecimiento del consumo mundial de energía, como lo vienen haciendo en la última década. Sin embargo, el crecimiento en estos países (+ 2,4%) estuvo muy por debajo de su promedio de 10 años del 4,2%. El crecimiento del consumo chino (+ 2,6%) fue el más bajo desde 1998. No obstante, China registró el incremento más importante del mundo en el consumo de energía primaria por decimocuarto año consecutivo. El consumo de la OCDE experimentó una caída mayor que la media (-0,9%), con debilidad en la UE y Japón compensado parcialmente por el crecimiento en los EE.UU. La caída en el consumo de energía de la UE fue la segunda mayor disminución porcentual registrada (superada sólo por las secuelas de la crisis financiera en 2008-9). El consumo de energía en la UE cayó a su nivel más bajo desde 1985. El crecimiento fue significativamente inferior a la media de 10 años para Asia y el Pacífico; Europa y Eurasia; y de Sur y Centro América. El petróleo siguió siendo el combustible más importantes del mundo, con 32,6% del consumo mundial de energía, pero perdió cuota de mercado para el décimo quinto año consecutivo. La evolución de los precios de energía en 2014 fue débil en general, con los precios del crudo y el carbón cayendo a nivel mundial. Los precios del gas natural disminuyeron en Europa; fueron relativamente similares en Asia; y se incrementaron en América del Norte.

Crudo Precios

El crudo Brent promedió 98,95 dólares por barril en 2014, un descenso de 9,71 dólares por barril desde el nivel de 2013 y la primera vez que el promedio anual cae por debajo de $ 100 desde 2010. Los precios del crudo se mantuvieron firmes a principios de 2014 en consonancia con importantes interrupciones en el suministro, pero cayeron con fuerza a finales de año. El promedio del diferencial WTI - Brent se redujo a 5,66 dólares por barril (de $ 10.67 en el 2013) debido al  continuo crecimiento en la producción de Estados Unidos, pero se mantuvo elevado en relación con los niveles anteriores.

El consumo y la producción

El consumo mundial de petróleo creció en 0,8 millones de barriles por día (bpd), ó 0,8% - un poco por debajo de su promedio histórico reciente y significativamente menor al aumento de 1,4 millones de bpd visto en 2013. Países fuera de la OCDE representaron todo el crecimiento neto en el consumo mundial. El crecimiento del consumo chino era inferior a la media, pero aun así registró el mayor incremento de consumo de petróleo mundial (390.000 bpd). El consumo de la OCDE se redujo un 1,2%, el octavo descenso en los últimos nueve años. Destilados ligeros (naftas y gasolina de aviación) fueron los de mayor crecimiento categoría de productos refinados por segundo año consecutivo. El crecimiento en la producción de petróleo (aumento de un 2,1 millones de bpd, o un 2,3%) fue más del doble que la del consumo mundial. La producción fuera de la OPEP aumentó en 2,1 millones de bpd, el mayor incremento en nuestra base de datos. Los EE.UU. (1,6 millones de bpd) registraron el mayor crecimiento del mundo, convirtiéndose en el primer país para aumentar la producción de al menos 1 millón de bpd durante tres años consecutivos y tomando la posta de Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo. Junto con los EE.UU., la producción en Canadá (310.000 bpd) y Brasil (230.000 bpd) también alcanzó niveles récord en 2014. La producción de la OPEP no tuvo cambios haciendo que su participación de mercado cayera ja 41%, su nivel más bajo desde 2003.

Refinación y el comercio

La refinación de crudo aumentó en 1,1 millones de barriles diarios (1,4%) en 2014 - el mayor crecimiento desde 2010 y más del doble del promedio de 10 años. La refinación en los EE.UU. aumentó en 530.000 barriles diarios, el mayor incremento desde 1986. La capacidad de refinación mundial creció un promedio de 1,3 millones de bpd, liderada por China y Oriente Medio que aumentó su capacidad un récord de 740.000 bpd. La utilización mundial de refinería se mantuvo en el 79,6%, su tasa más baja desde 1987. El comercio mundial de crudo y refinados creció en 2014 un 0,9% por debajo del promedio, o 490.000 bpd. Crecimiento de las importaciones se vio impulsado por China y otras economías emergentes, mientras que las importaciones estadounidenses netas disminuyeron. China reemplazó a los EE.UU. como el mayor importador neto de petróleo del mundo en 2013.

Gas natural El consumo y la producción

El consumo mundial de gas natural creció sólo un 0,4%, muy por debajo del promedio de 10 años de 2,4%. El crecimiento fue inferior a la media de la OCDE y a las economías emergentes, con el consumo en la UE (-11,6%) con disminuciones tanto en volumen como en porcentaje, más significativos de la historia. En Europa y Eurasia (-4,8%) se observaron las cinco mayores disminuciones en volumen del mundo (Alemania, Italia, Ucrania, Francia y el Reino Unido). A nivel mundial, el gas natural representó el 23,7% del consumo de energía primaria. La producción mundial de gas natural creció un 1,6%, por debajo de su promedio de 10 años de 2,5%. Este crecimiento fue inferior a la media en todas las regiones, excepto en América del Norte. Los EE.UU. (+ 6,1%) registraron el aumento más importante del mundo, que representan el 77% del crecimiento global neto. Los mayores descensos en volumen se observaron en Rusia (-4,3%) y los Países Bajos (-18,7%).

Comercio

El comercio mundial de gas natural se contrajo 3,4%  en 2014. Los envíos por gasoducto disminuyeron un 6,2%, la mayor caída de la historia, impulsado por las menores exportaciones de Rusia (-11,8%) y los Países Bajos (-29,9%). El comercio mundial de GNL aumentó en un 2,4%. El comercio internacional de gas natural representó el 29,4% del consumo mundial; La participación en el comercio mundial de gas de GNL se elevó a 33,4%.

Otros combustibles Carbón

El consumo mundial de carbón creció un 0,4% en 2014, muy por debajo del crecimiento anual promedio de 10 años de 2,9%. La participación del carbón del consumo mundial de energía primaria se redujo a 30,0%. El consumo fuera de la OCDE creció un 1,1%, el crecimiento más débil desde 1998, impulsado por un aplanamiento del crecimiento del consumo chino (+ 0,1%). Por otro lado,  India (+ 11,1%) experimentó el incremento en volumen más grande del mundo y de su historia. La producción mundial de carbón se redujo en un 0,7%, con grandes descensos en China (-2,6%, la mayor disminución en volumen del mundo) y Ucrania (-29,0%) que fueron parcialmente compensados por aumentos en India (+ 6,4%) y Australia (+ 4,7%) .

Nuclear e hidroeléctrica

La generación nuclear mundial creció por encima de la media del 1,8%. Fue este el segundo incremento anual consecutivo y por primera vez desde 2009 ha ganado participación de mercado Los aumentos en la generación nuclear en Corea del Sur, China y Francia superaron descensos en Japón, Bélgica y el Reino Unido. La generación hidroeléctrica mundial creció un 2,0% representando el 6,8% del consumo mundial de energía primaria. El crecimiento de la generación hidroeléctrica de China (+ 15,7%) fue la totalidad del aumento de la generación hidroeléctrica mundial.

Las energías renovables (incluyendo eólica, solar y biocombustibles)

Las fuentes de energía renovables – tanto en la generación de energía, como en el transporte - continuaron aumentando en 2014, alcanzando un récord de 3,0% del consumo mundial de energía, en comparación con 0,9% de hace una década. La energía renovable utilizada en la generación de energía creció un 12,0%, a la vez que las energías renovables representaron un récord de 6,0% de la generación de energía global. China registró el incremento más grande de las energías renovables en la generación de energía por quinto año consecutivo; el crecimiento del año anterior (+ 15,1%) era un tercio de la media de 10 años. A nivel mundial, la energía eólica (+ 10,2%, 65 TWh) creció menos de la mitad de su promedio de 10 años. La generación de energía solar creció un 38,2% (51 TWh). La producción de biocombustibles mundial creció un 7,4% por debajo del promedio (144.000 bpd).

El GNL y precios de fraude

Este artículo apareció publicado en El Cronista el 11/8/14 http://cronista.com.ar/columnistas/El-GNL-y-sus-precios-argentinos-20140811-0039.html

En energía hay tres temas de vital importancia y en el siguiente orden. El primero es la seguridad de abastecimiento. Luego vienen los costos de ese abastecimiento y más adelante los temas relativos al medio ambiente.

En aras a la seguridad de abastecimiento debemos hacer todo el esfuerzo posible como país para que no falte el gas para cocinar, calefacción, generar electricidad y manufacturas. Argentina no se puede quedar sin gas natural. Los cortes tienen un efecto social y económico indeseable y deben ser evitados.

Empezamos a importar gas natural licuado (GNL) en 2008 porque la producción nacional no alcanzaba para abastecer la demanda. Rápidamente se forzó la habilitación de un muelle en Bahía Blanca y se le adaptó para recibir GNL regasificado desde un buque especial. El apuro no fue obstáculo para realizar los trabajos muy profesionalmente y en forma segura. No hemos dejado de importar GNL desde entonces y se construyó otra terminal de regasificación, pero en Escobar. El año 2013 se importó un promedio de 15,5 millones m³/día o sea un 13% del consumo total de gas del país. En lo que va de este año incrementamos la cantidad hasta 16,5 millones o 14% del consumo.

Desde el año 2010 la importación de este hidrocarburo llegó a volúmenes notorios como lo es que representó en ese año el 4% del total consumido. Sin embargo, en los años subsiguientes, la importación de GNL creció hasta llegar al 14% del gas total consumido por el país. Si como decía antes, debemos asegurar el abastecimiento y sabiendo también que la producción nacional de gas natural sigue cayendo desde 2006 a tasas promedio del 3% anual, no es fácil vislumbrar dónde terminará esto.  

 

Además, ¿tenemos la capacidad financiera para pagar estos montos crecientes de importaciones de GNL? Me pregunto si hay un plan de acción para remediar esta situación. Sabemos que los productores locales de gas natural reciben, por los contratos anteriores a la pesificación, el mismo precio que antes compensado solamente por precios incentivo a nuevo gas. La mayoría de la producción local está seriamente influenciada por precios pesificados. Al mismo tiempo, el país importa de Bolivia a precios de mercado comparable con el que paga Brasil. Sin embargo, los precios que pagamos por el GNL son notoriamente superiores a los que paga Brasil y también Europa.

Durante 2011 pagamos precios de GNL del orden de U$S 12 por millón de BTU (unidad térmica) lo que representó unos U$S 5 por encima de los de Brasil o sea U$S 770 millones. Si comparamos con Europa el sobreprecio pagado es de US$ 211 millones.  

En los años 2012 y 2013 compramos mucho más GNL y además pagamos precios altos del orden de U$S 16 MMBTU. La comparación con los precios pagados por Brasil en los mismos años resulta en montos de U$S 1.700 millones en 2012 y de U$S 1.800 en 2013. Comparados con Europa el sobreprecio pagado es de US$ 700 millones en 2012 y U$S 1.000 millones en 2013.

 

 

Resumiendo, hemos importado GNL con sobreprecio entre U$S  2.300 millones y U$S 4.700 millones. La seguridad de abastecimiento es fundamental, pero pagar estos sobreprecios es un fraude. Es vergonzoso ver que no se han hecho planes para revertir esta situación que además provocó parte del desbalance de divisas que tanto necesitamos.

La Energía en Venezuela según el EIA

Venezuela tiene por delante grandes desafíos energéticos que están muy relacionados con su economía y con sus exportaciones de crudo.

El EIA hizo una actualización de su informe de 2012 en el que se puede ver cómo en los últimos 10 años los EE.UU. redujeron en más del 50% su dependencia del crudo venezolano. 

Es también significativo que Venezuela posea las mayores reservas de crudo del mundo (aunque son mayoritariamente de crudo pesado y con azufre)  pero ocupe el 5º lugar en el continente después de México y Brasil que tienen mucho menos reservas de crudo.

A la cada vez menor producción de crudo se le contrapone un mayor consumo interno, obligaciones de suministro con países del Caribe y falta de mantenimiento de las Refinerías con la consiguiente reducción en la producción.

El panorama es muy serio y puede llegar a ser comprometido si las autoridades no hacen algo para evitar el colapso. Tanto energético como de balanza de pagos.

Venezuela produce 90% del gas natural asociado con crudo y como la mayoría es pesado, debe utilizar el gas reinyectándolo en el pozo para mantener la presión. Como el consumo de gas natural es superior a la producción disponible, debe importar de Colombia. Los planes de construir terminales de regasificación de GNL no se materializaran.

La hidroelectricidad sigue siendo muy fuerte en Venezuela pero progresivamente se observa el uso de generación térmica sin un correlato en el aumento de la capacidad hidráulica también.

El reporte que sigue a continuación corresponde al EIA.

Síntesis

Venezuela tiene una de las mayores reservas probadas del mundo de petróleo y gas natural. En 2013, Venezuela fue el tercer exportador de crudo a Estados Unidos y consistentemente  clasifica como uno de los principales proveedores de crudo a Estados Unidos

Venezuela es uno de los más grandes productores y exportadores de crudo del mundo. Ha sido siempre uno de los mayores exportadores de crudo en las Américas. Como miembro fundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Venezuela es muy importante en el mercado mundial de petróleo. Mientras que la producción total ha disminuido, no sucedió lo mismo con las exportaciones venezolanas de crudo a Estados Unidos. En los últimos años y luego de importantes inversiones, una parte creciente de las exportaciones de crudo de Venezuela fueron a China y la India.

El petróleo sigue representando la mayor parte del total de energía consumida, mientras que el uso de gas natural ha aumentado en los últimos cinco años. La energía hidroeléctrica (grandes aprovechamientos del río Orinoco) es algo inferior al 25% del consumo total y el carbón menos de 1%.

Petróleo y otros líquidos

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

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

Organización Sector

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

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

Exploración y producción

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

El EIA estima que Venezuela produjo 2,49 millones de barriles por día (bbl/d) de petróleo y otros líquidos en 2013. Petróleo crudo y condensados ​​representan 2,2 millones de bbl/d del total. Los condensados, líquidos de gas natural, y ganancias de procesamiento de refinería que representa para la producción restante. Este nivel de producción supone una disminución significativa de los picos de producción de finales de 1990 a principios de 2000, debido en gran parte a las pérdidas de capital humano de la huelga de 2002-03 y la desviación de los ingresos a los programas sociales en lugar de ser reinvertidos en la producción de petróleo.

A pesar de sus caídas y la falta de reinversión, Venezuela sigue siendo uno de los mayores productores de petróleo del mundo. En 2013, Venezuela fue el quinto productor más grande de América, después de Estados Unidos, Canadá, México y Brasil.

Las estimaciones de la producción venezolana varían de una fuente a otra, en parte debido a la metodología de medición. Por ejemplo, algunos analistas cuentan directamente el petróleo extrapesado producido en la Faja del Orinoco de Venezuela, como parte de la producción de petróleo crudo de Venezuela. Otros (incluyendo EIA) cuentan como crudo sintético mejorado, cuyo volumen es de aproximadamente un 10% inferior a la de la materia prima extrapesada original.

El petróleo crudo convencional de Venezuela es pesado y con alto contenido de azufre  para los estándares internacionales. Como resultado, gran parte de la producción petrolera de Venezuela debe ir a las refinerías nacionales e internacionales especializadas. El área de producción más prolífica del país es la cuenca de Maracaibo, que contiene un poco menos de la mitad de la producción petrolera de Venezuela. Muchos de los campos de Venezuela están maduros y requieren grandes inversiones para mantener la capacidad actual.

Faja de petróleo pesado

La Faja del Orinoco de Venezuela puede contener más de 513 mil millones de barriles de petróleo crudo. Sin embargo, gran parte del recurso es pesado y requiere capital adicional para comercializarlo.

Venezuela contiene miles de millones de barriles de petróleo crudo extra pesado y bitumen, la mayoría de los cuales están situadas en la Faja del Orinoco, en el centro de Venezuela. De acuerdo con un estudio publicado por el Servicio Geológico de EE.UU., la estimación media de los recursos recuperables de petróleo de la Faja del Orinoco es 513 mil millones de barriles de petróleo crudo. PDVSA comenzó el proyecto "Magna Reserva" en el año 2005, que implicó dividir la región del Orinoco en cuatro áreas y 28 bloques para cuantificar las reservas en cada lugar. Esta iniciativa dio lugar a la mejora de las estimaciones de las reservas venezolanas en más de 100 mil millones de barriles.

En la década de 1990 PDVSA estableció cuatro asociaciones estratégicas para explotar estos recursos. Después de la aplicación de la política de nacionalización en 2007, las asociaciones estratégicas dirigidas por ConocoPhillips, ExxonMobil y Total con participaciones minoritarias de Chevron, BP, Statoil y PDVSA se convirtieron en nuevas empresas mixtas lideradas por PDVSA a través de su participación mayoritaria. La nacionalización también dio lugar a la salida de ConocoPhillips y ExxonMobil, que no llegaron a un acuerdo.

Estos proyectos implican la conversión del crudo extra pesado y bitumen por uno más liviano y sin azufre, conocido como crudo sintético. La modernización de las refinerías propias introduce otro elemento de riesgo en la cadena de suministro de petróleo de Venezuela. Si bien el país ha incrementado la capacidad de producción de alrededor de 600.000 bbl/d de crudo sintético, las estimaciones de la industria son que los niveles de estos proyectos de producción serán inferiores a 500.000 bbl/d debido a problemas de mantenimiento y seguridad.

Venezuela planea desarrollar aún más los recursos petroleros Faja del Orinoco en los próximos años. En 2009, Venezuela firmó acuerdos bilaterales para el desarrollo de cuatro grandes bloques en el área de Junín. En 2011, otorgó dos importantes licencias de desarrollo adicionales en la región de Carabobo. Venezuela espera que estos proyectos sumen más de 2 millones de bbl / d de capacidad de producción de petróleo pesado a finales de la década. Sin embargo, teniendo en cuenta aspectos financieros, regulatorios y operativos recientes, una gran incertidumbre rodea el futuro de la producción del Orinoco.

Comercio

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

EIA estima que en 2013 las exportaciones netas de Venezuela ascendieron a casi 1,7 millones de bbl / d de petróleo crudo y productos derivados del petróleo, una disminución significativa desde el pico de 3,1 millones de bbl / d en 1997. Venezuela envía una gran parte de sus exportaciones de petróleo a Estados Unidos a causa de la proximidad y la operación de las refinerías en Golf Coast, específicamente diseñadas para manejar el crudo pesado venezolano.

En 2013, Venezuela fue el cuarto proveedor de petróleo crudo y productos petrolíferos importados a los Estados Unidos después de Canadá, Arabia Saudita y México. Importaciones estadounidenses procedentes de Venezuela han estado en una disminución general en los últimos años. En 2013, Estados Unidos importó 797.000 bbl / d de crudo y productos derivados del petróleo de Venezuela, un descenso del 49% de hace una década. En años anteriores, las importaciones estadounidenses de las Islas Vírgenes estadounidenses eran consideradas como volúmenes importados de Venezuela debido a que los productos derivados del petróleo producidos se refinaron casi exclusivamente de crudo venezolano. Sin embargo, desde el cierre en 2012 de la refinería Hovensa, Islas Vírgenes no exporta petróleo venezolano refinado.

Mientras que las importaciones estadounidenses de petróleo crudo, principalmente de Venezuela han estado en declive, las exportaciones estadounidenses de productos derivados del petróleo a Venezuela se han incrementado en gran medida debido a las necesidades financieras de Venezuela que dificultan invertir y mantener sus propias refinerías nacionales. Hace una década, los Estados Unidos exportaron 7,000 bbl / d para Venezuela; en 2013, los Estados Unidos enviaron a Venezuela 84.000 bbl / d de productos petrolíferos en 2013, éter metil terciario principalmente butilo (MTBE), destinado a la mezcla con gasolinas, y con fuel oil.

Aunque Estados Unidos recibe la mayor parte de las exportaciones de Venezuela, otros destinos importantes de las exportaciones de petróleo de Venezuela incluyen el Caribe, Asia y Europa. Dos de los destinos de más rápido crecimiento de las exportaciones de crudo venezolano han sido China y la India. EIA estima que Venezuela envió más de 260.000 bbl/d de crudo a China y más de 400.000 bbl/d para la India en 2013.

Venezuela ofrece una cantidad considerable de petróleo crudo y productos refinados a sus vecinos de la región. Bajo la iniciativa de Petrocaribe, Venezuela provee petróleo crudo y productos refinados a muchos países en el Caribe y América Central, con un financiamiento favorable y largos plazos de amortización, que a menudo cuentan con acuerdos de trueque en lugar de pagos en efectivo. Además, Venezuela tiene un acuerdo de suministro por separado con Cuba. De acuerdo con informes de la industria, estos acuerdos de suministro preferencial ascienden a más de 400.000 bbl/d de las exportaciones venezolanas. Aunque Venezuela sostiene públicamente que Petrocaribe no se disolverá, muchos analistas creen que, dada la situación financiera de PDVSA, la reducción de las reservas de divisas, y las exportaciones comprometidas con otros países, que Venezuela tendrá que redefinir los términos ofrecidos en el marco de Petrocaribe.

Refinación

Venezuela mantiene 2,8 millones de bbl / d de capacidad de refinación total mundial en activos en los Estados Unidos, el Caribe, Europa y el país en Venezuela en 2013.

Según OGJ , Venezuela tenía 1,3 millones de bbl / d de capacidad de refinación de petróleo crudo nacional en el año 2013, todos operados por PDVSA. Las principales instalaciones incluyen el Centro de Refinación Paraguaná (955.000 bbl / d), Puerto de la Cruz (195.000 bbl / d), El Palito (126.900 bbl / d), y San Roque (5.200 bbl / d). Si bien la capacidad sigue siendo en gran parte sin cambios, el rendimiento de estas refinerías ha sufrido a causa de la falta de inversiones para mantener las instalaciones. Este problema fue destacado por el incendio de la refinería Amuay en agosto de 2012 que dejó más de 40 muertos, y afectó la capacidad de parte del Centro de Refinación Paraguaná.

A través de PDVSA y su filial CITGO, Venezuela también controla una importante capacidad de refinación en el exterior, lo que supone una capacidad de refinación total mundial de 2,8 millones de bbl/d. La mayor parte de las unidades de transformación globales de Venezuela está en los Estados Unidos, seguido por importantes operaciones en el Caribe y participaciones en Europa. CITGO, filial 100%  propiedad de PDVSA, opera tres refinerías (Lake Charles, Luisiana; Corpus Christi, Texas; Lemont, Illinois), con una capacidad de destilación de crudo combinada de 755.400 bbl/d. Las refinerías de CITGO  en el Gulf Coast, compran la mayor parte de su petróleo crudo a PDVSA en virtud de contratos de suministro a largo plazo. PDVSA también posee una participación del 50% en la refinería Chalmette en Luisiana con una capacidad de 189.000 bbl/d.

En 2009, ConocoPhillips ejerció la opción de compra de las acciones de PDVSA en la refinería en Sweeny, Texas. Esta medida, junto con la venta de Venezuela de su participación en acciones de la alemana Ruhr Oel GmbH a Rosneft, constituyó una contracción importante en la capacidad global de la red de Venezuela. Además, PDVSA anunció su deseo de vender su participación en sus activos europeos, pero el país aún tiene que hacerlo. Adquisiciones de acciones menores en el Caribe han compensado en parte este cambio. A nivel nacional, Venezuela planea agregar nueva capacidad de más de 400.000 bbl/d en 2020. Las mayores incrementos de capacidad de refinación provendrán de incluir una empresa conjunta de 400.000 bbl/d con PetroChina en la provincia de Guandong, China; una empresa conjunta de 300.000 bbl/d con Petroecuador en Manabi, Ecuador; y una empresa conjunta de 230.000 bbl/d con Petrobras en el noreste de Brasil. A la luz de la escasez de divisas muchos de estos y otros proyectos anunciados se han retrasado o que están en espera.

Gas natural

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

Según OGJ, a principios de 2014 Venezuela contaba con 196 TCF (trillion cubic feet) de reservas probadas de gas natural, el segundo más grande de América, después de Estados Unidos. En 2012, Venezuela produjo y consumió 0,8 TCF de gas natural seco.

Desde 2003, la industria petrolera ha consumido aproximadamente el 40% de la producción bruta de gas natural de Venezuela, sobre todo para la reinyección de gas en los pozos para impulsar la extracción de petróleo crudo. Debido a la disminución de producción de los campos petroleros maduros, el uso de gas natural para la recuperación mejorada de petróleo ha aumentado un 42% desde 2005. Para satisfacer la creciente demanda industrial de gas natural, Venezuela importa gas desde Colombia. El gobierno ha priorizado el desarrollo de la producción nacional de gas natural para usos industriales, así como los mercados residenciales y comerciales y está desarrollando su infraestructura de gas en apoyo de este esfuerzo.

Organización Sector

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

Exploración y producción

Alrededor del 90% del gas natural de Venezuela se encuentra asociado con el petróleo, pero el país está tratando de localizar y producir más gas natural de los campos no asociado.

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

Tuberías y gas natural licuado (GNL)

En los últimos años, Venezuela ha mejorado su red doméstica de 1.700 km de transporte de gas natural para permitir una mayor utilización interna y el movimiento de la producción de gas natural con el sistema de Interconexión del sistema Centro Occidente de aproximadamente 120 millas (ICO). El ICO conecta el este y el oeste del país, haciendo el gas natural más fácilmente disponible para los consumidores domésticos y para la reinyección en campos petroleros occidentales. A su finalización prevista a finales de 2012, el ICO tendrá una capacidad de transporte de 520 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d). Además, el proyecto de un gasoducto de 190 km, SINORGAS transportará gas que se produce en alta mar a la red de gasoductos nacionales a través de Sucre y Anzoátegui. En 2008 fue habilitado el gasoducto Antonio Ricaurte, que conecta Venezuela con Colombia. En la actualidad, el gasoducto permite a Colombia para exportar gas natural a Venezuela, con volúmenes contratados oscilan entre 80 y 150 MMcf / d. Los planes son que el flujo se revierta de dirección con Venezuela exportando 140 MMcf/d de gas natural a Colombia. En septiembre de 2008, Venezuela firmó acuerdos iniciales para crear tres empresas mixtas para desarrollar proyectos de GNL en la costa norte del país. Aunque PDVSA firmó contratos con una serie de inversores internacionales para estos proyectos, la continuidad en las negociaciones, las dificultades y preocupaciones de materias primas tienden a retrasar su fecha de inicio 2014.

Electricidad

Venezuela depende de la energía hidroeléctrica para la mayor parte de sus necesidades de electricidad.

En 2011, Venezuela contaba con cerca de 25 Gigavatios de capacidad de generación instalada. El país generó aproximadamente 119 Tera watts/hora de electricidad en 2011. El 70% de la energía fue hidroeléctrica y el resto lo generó con combustibles fósiles. Las estimaciones preliminares indican que los niveles de 2012 sigue siendo el mismo, con la energía hidroeléctrica para en el 69% y el restante a partir de combustibles fósiles.

En la última década, los datos disponibles muestran que el consumo de electricidad de Venezuela aumentó 48% mientras que la capacidad instalada creció sólo un 20%, forzando al límite a la red eléctrica de Venezuela. Una gran sequía en 2009-10 llevó al presidente Chávez a declarar una "emergencia eléctrica", y llevó al gobierno a poner en práctica políticas para reducir la demanda.

Organización Sector

Grandes empresas estatales dominan el sector de la electricidad en Venezuela. El gobierno controla el sector de la electricidad a través de la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), un holding de propiedad estatal creada en 2007 para consolidar el sector energético. CORPOELEC es responsable del suministro de electricidad a toda la cadena de electricidad, controlando todas las empresas eléctricas más importantes de Venezuela, incluyendo Electrificación del Caroní (EDELCA), que genera alrededor de las tres cuartas partes del suministro de electricidad del país total.

Hidroelectricidad

La hidroelectricidad proporciona la mayor parte del suministro eléctrico de Venezuela. La mayor parte de las instalaciones de producción hidroeléctrica del país se encuentran en el río Caroní en la región Guayana. La central hidroeléctrica de Gurí 10.200 megavatios en el Caroní es una de las mayores represas hidroeléctricas del mundo y proporciona la mayor parte de la energía eléctrica de Venezuela. Los niveles de agua en la presa de Gurí bajó a niveles históricamente bajos durante el 2009-10 la sequía, lo que obligó al país a implementar apagones, para reducir la producción industrial, y para multar a los grandes usuarios para el consumo excesivo. Venezuela planea ampliar la producción hidroeléctrica en el futuro.

Los combustibles fósiles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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