petroleo-venezuela

委内瑞拉石油业的悖论 · La paradoja del petróleo venezolano

Written by Newsroom on . Posted in 报告 │Reportajes, 能源|Energía

2012年6月,在委内瑞拉流传数月的传言被证实:根据《BP石油公司世界能源统计回顾》公布的数据,委内瑞拉的石油储藏量超过沙特阿拉伯311亿桶、超过加拿大1213亿桶,成为了世界上石油储量最大的国家,其石油储量相当于世界总储量的17.9%。

En junio de 2012 se hizo oficial lo que en el país se rumoraba meses atrás: según datos publicados en el BP Statistical Review of World Energy, Venezuela sobrepasaba a Arabia Saudita en sus reservas petroleras por cerca de 31,1 miles de millones de barriles y a Canadá por unos 121,3 miles de millones de barriles, convirtiéndose en el país con las mayores reservas petroleras del mundo equivalente, a un 17,9% del total mundial.

[tabs]
[tabname]中文[/tabname]
[tabcont]

2012年6月,在委内瑞拉流传数月的传言被证实:根据《BP石油公司世界能源统计回顾》公布的数据,委内瑞拉的石油储藏量超过沙特阿拉伯311亿桶、超过加拿大1213亿桶,成为了世界上石油储量最大的国家,其石油储量相当于世界总储量的17.9%。这部分相当于2001年证实储量的200%的新增储量中,大部分来自于奥里诺科(Orinoco)石油带——该石油带位于委内瑞拉东部奥里诺科河流域的南段。

上述数据似乎描述了一个永远不会缺乏石油及其衍生物的国家。但是,事实并非如此,在这个“黑金”之国,一场能源危机可能正在酝酿当中。

储量与产量

对于大多数与石油工业没有特殊关系或特殊利益的公众来说,有三个石油术语似乎有着相同的含义,且每每以数以十亿桶的天文数字计算;这三个术语是:石油储量、开采量和精炼能力。

石油储量指在某区域储藏的,在未来可以进行商业开采的石油含量。而石油开采量指对这些储存的石油进行开采的操作能力。最后,精炼能力与开采出的石油中可以进行处理并转化成石油衍生品、燃料和石油化工产品的数量有关。这些转化产物中有些可以直接使用,如汽油和柴油,有些需要经过更多的处理工序才能为最终消费者使用,并产生附加价值。

因此,即使有庞大的储量,如果开采能力和精炼能力有限,也会减少能提供给消费者的衍生产品的数量。这恰恰是委内瑞拉的现状。下面我们将分析对委内瑞拉而言可能形成限制的因素。

重油

即便真如美国地质调查局的数据显示的那样,奥里诺科石油带延伸的11,500平方公里的范围内满是石油,达到12000亿桶石油储量,且其中5130亿桶是可开采的,而非委内瑞拉国家石油公司PDVSA所估计的235亿桶的话,那么开采活动将带来的、导致不同经济局面的那无数个技术挑战也将是实实在在的。

首先是重油的化学构成;高粘度和高密度的特性提高了生产难度并降低了产油比例,传统石油的采油比例在第一和第二次采油步骤之后是35-45%,如果进行第三次采油还将再得到15%,但委内瑞拉石油只能采出5-10%。这一切导致每立方米可得石油中采油量降低,从而降低了石油的利润。

其次,这个石油带中特有的高含硫量石油提高了炼油成本,与利比亚或沙特阿拉伯的轻质石油相比销售价格将偏低。另外,虽然重油可以在地下1000米以内的地层中获得-可以降低与矿物层深度直接相关的生产成本-但它带来的技术“价格”和运输方面的困难也是很大的不利因素。

为此可以提出两个解决方案;其一,是投资国家研究项目以提高石油开采率,从而提高开采量,并将石油利润进行再投资以保证持续的日常生产活动。此方案主要的限制性因素是,整个知识技术研发过程可能需要数年才能有成果,这还是在会有成果的情况下。为了说明石油业中创新过程的复杂性,我们可以举个例子——一个每天炼油20万桶的炼油厂需要5年的时间才能建成,在这期间,数十亿美元将投资进去而毫无产出。

上述原因,加上委内瑞拉国家石油公司在2011年的有限投资,使我们需要考虑第二种方案:借助外国投资振兴石油业并引进技术。但是,正如我的文章《拉丁美洲石油历史回顾》中提到的那样,委内瑞拉有着悠久的国有化-征用历史,使私人投资者和跨国企业产生了不信任感,这将限制与政府交易的可能性,“双赢”方案很难达成。

政治和汽油

委内瑞拉绝对是燃油价格最低的国家;一升最好的97号汽油只卖约0.03美元(0.2元人民币),比墨西哥便宜30倍,比中国便宜40倍。这个令人瞠目结舌的差异来源于政治家们对政府减少消费者的燃油补贴将导致选举支持率下降的担忧。

用数字说明一下,这个补贴使委内瑞拉国家石油公司损失130亿美元,这是从汽油上看,如果算上柴油,则还要加上85亿美元;总数超过了委内瑞拉的教育和卫生预算,相当于其国内生产总值的7%。

这个超低价格的最直接后果应该是委内瑞拉国家石油公司的资金流动性明显匮乏,这限制了新炼油厂的建设以及现有炼油厂的更新和维护。

从国际上说,委内瑞拉参加的国际政治联盟也影响了国内市场上石油产品的供应量。胡戈·查韦斯自上任以来,就成立了2004年的美洲玻利瓦尔联盟(ALBA)和2005年的加勒比石油联盟等集团,试图实现地区一体化。虽然这些政治集团的成员国和宗旨不同,但都有同一个特点:委内瑞拉通过用石油交换各国产品或服务的方式拉近与各国的关系。

为了更好地说明这个交换的实质我们可以举古巴的例子,2000年委内瑞拉同意每天提供给古巴5.3万桶石油,其中25%应付款15年内付清,年利率以2%计算,其余75%在90天内以现金或资产或服务的形式支付,这些服务中包括医生、体育教练、药品和住院服务。这个石油数量随着两国关系的推进增加到了每天10万桶,换来了约5.5亿美元的现金收入和价值只有16.5亿美元的“物物交换”。

相似的情况也发生在了尼加拉瓜和乌拉圭等国,前者用咖啡、肉和裤子换石油,后者用奶酪换石油。所有这些交换,无论等值与否,都影响了委内瑞拉国家石油公司的现金流,也间接影响了它满足国内需求的能力。

后果

分析了所有影响委内瑞拉石油业、尤其是最终消费者燃油供应量的因素后,问题出现了:后果是什么?

答案很简单。在2009-2011年间,向厄瓜多尔出口石油(按照2007年的双边协议,是厄瓜多尔所有但由委内瑞拉炼制的石油)的三分之一被再次进口,造成了约10亿美元的损失。这还没有计算这批石油中实际上只有53%是在委内瑞拉炼制的,因为其炼制能力不足,只能从第三国进口。

另一方面,2011年12月,根据美国能源部公布的数字,委内瑞拉从美国进口了1百万桶汽油;相当于其国内需求的11.3%。算上同期进口的其他石油产品,委内瑞拉一共进口了221万桶石油,相当于2010年进口量的2倍。

文章开头我们说过,委内瑞拉仿佛是一个有着丰富的、几乎是无法耗竭的资源的石油大国,它的石油如果流动起来堪比一条小河。但是,它的技术能力改变了这个局面。我们不应该忘记,石油不会自己流动,必须开采出来;也不会自己推动发动机运转,需要经过炼制,还不算一整个中间过程。那么我要问:这所谓的丰富资源在能源危机到来前还能维持多久?或者说,我们要像拉美俗语所说的那样,要“走着瞧”?

罗艺:委内瑞拉工程师,天然气和石油专家。中国地质大学石油地质专业硕士。查看简历

[/tabcont]
[tabname]Español[/tabname]
[tabcont]

En junio de 2012 se hizo oficial lo que en el país se rumoraba meses atrás: según datos publicados en el BP Statistical Review of World Energy, Venezuela sobrepasaba a Arabia Saudita en sus reservas petroleras por cerca de 31,1 miles de millones de barriles y a Canadá por unos 121,3 miles de millones de barriles, convirtiéndose en el país con las mayores reservas petroleras del mundo equivalente, a un 17,9% del total mundial. Gran parte de estas nuevas reservas, que representaron un incremento superior al 200% respecto a las cifras de 2001, fueron añadidas a raíz de las exploraciones realizadas en la denominada Faja Petrolífera del Orinoco –ubicada en el segmento sur de la cuenca del río Orinoco, al oriente del país-.

Los números  anteriormente citados parecieran describir a un país en donde el petróleo y sus derivados no pueden escasear. Sin embargo, la realidad es otra y una crisis energética podría estarse desarrollando en el país del “oro negro”.

Las reservas y la producción

Para el público en general, que no esté relacionado con la industria petrolera o tenga particular interés en ella, existen tres términos que parecieran tener el mismo significado y suelen ser enmascarados por astronómicas cifras expresadas en billones de barriles de petróleo; dichos términos son: reservas petroleras, volumen de extracción  y capacidad de refinación.

Las reservas petroleras se refieren a la cantidad de petróleo “almacenado” en un área determinada y que se considera puede ser recuperado comercialmente en fecha futura a partir de acumulaciones conocidas. Por su parte, volumen de extracción hace referencia a la capacidad operativa con la que se dispone para extraer dichas reservas. Finalmente, la capacidad de refinación se relaciona con la cantidad de petróleo extraído que puede ser procesado y transformado en sus derivados, combustibles o petroquímicos, de los cuales algunos pueden ser utilizados directamente, como la gasolina o el diesel, mientras que otros requieren procesos adicionales para ganar valor agregado frente a las necesidades del consumidor final.

De manera que, aunque se dispongan de cuantiosas reservas, limitaciones en la capacidad de extracción y refinación diezman los volúmenes de derivados que llegan a los consumidores. Esta es precisamente la situación en Venezuela. A continuación analizaremos los factores que, en el caso de esta nación, pudieran haberse convertido en limitaciones.

El petróleo pesado

Si bien es cierto los 11.500 km2 por los que se extiende la Faja Petrolífera del Orinoco están literalmente “llenos” de petróleo, con una capacidad de hasta 1.200 miles de millones de barriles –de los cuales 513 billones serian extraíbles, según datos del Unites States Geological Survey (USGS), cifra que dobla los 235 billones estimados por la estatal petrolera PDVSA-, también es cierto que su extracción plantearía un sin número de retos técnicos que crearían diferentes escenarios económicos.

En primer lugar se encuentra la composición química del petróleo pesado; altas viscosidades y densidades dificultan su producción y disminuyen los porcentajes de recuperación, los cuales pasan de ser entre 35-45% para el caso de petróleos convencionales -con técnicas de recuperación primaria y secundaria, más un añadido de 15% si recuperación terciaria se aplicase- a un disminuido 5-10%. Todo esto conlleva a que se obtenga menos petróleo por metro cúbico disponible, disminuyendo la rentabilidad el negocio.

En segundo lugar, el alto contenido de azufre que caracteriza al petróleo de la faja eleva sus costos de refinación, lo cual reduce su precio de venta en comparación con petróleos más livianos, como el Libio o el  Saudí. Además, aun cuando el petróleo pesado puede ser hallado a profundidades inferiores a los 1000 metros –lo cual tiende a disminuir los costos de producción, directamente relacionados a la profundidad a la que se encuentre el mineral-, el “precio” tecnológico que implica su producción sumado a las dificultades asociadas con su transporte son factores de mayor peso.

En este escenario se plantean dos posibles soluciones; la primera, el financiamiento de proyectos nacionales de investigación que tiendan a incrementar los factores de recuperación petrolera, incrementando así los volúmenes extraídos, combinado  con un plan de reinversión de la renta petrolera que mejore la continuidad de la producción diaria. La limitación principal en este plan de acción está en que, como todo proceso de desarrollo de tecnología y conocimientos, pudieran pasar años antes de obtener resultados, eso en caso de obtenerlos. Para hacernos una idea del grado de complejidad del que hablamos al referirnos a innovación en el contexto petrolero, podemos mencionar que la construcción de una planta refinadora con una capacidad cercana a 200.000 barriles diarios requiere al menos 5 años, durante los cuales, varios miles de millones de dólares serán invertidos sin réditos.

Lo anterior, sumado a la limitada inversión que en este particular fue realizada por la estatal petrolera venezolana (PDVSA) durante 2011, nos lleva a considerar una segunda solución: inversión extranjera que conlleve a la dinamización de la industria y una posible transferencia tecnológica. No obstante, como mencione en mi artículo ¨Reseña histórica de la industria petrolera latinoamericana¨, Venezuela tiene un largo registro de nacionalizaciones-expropiaciones que han creado un ambiente de desconfianza entre inversores particulares y empresas transnacionales que limita las posibilidades de negociación con el gobierno, con el que una solución “win-win” es difícil de alcanzar.

Política y gasolina

No es errado afirmar que Venezuela es el país con el menor precio en combustibles; un litro de gasolina extra de 97 octanos –la de mayor calidad- ronda los 0,03 USD (0,2RMB), 30 veces menos que en México y 40 menos que en China. Esta asombrosa y casi anecdótica diferencia se debe a un histórico miedo político al costo electoral asociado a una disminución al subsidio que el gobierno nacional otorga a los consumidores de combustibles.

En cifras, dicho subsidio produce pérdidas a PDVSA en el orden de los 13.000 millones de dólares, si hablamos de gasolina, y 8.500 millones de dólares en el caso de diesel; números que superan el presupuesto del país en materia de educación y salud y suman un 7% de su PIB.

La consecuencia más directa de estos precios es quizás la notable falta de liquidez en las arcas de la petrolera nacional, con lo que se limitan las obras de construcción de nuevas plantas refinadoras junto con la actualización y el mantenimiento de las ya existentes.

A nivel internacional, las asociaciones políticas del gobierno venezolano también pueden estar afectando la disponibilidad de los derivados del petróleo en el mercado local. Desde sus inicios como presidente de Venezuela, Hugo Chávez se ha caracterizado por sus intentos de integración regional a través de la creación de agrupaciones como la Alianza Bolivariana para las Américas (Alba), creada en 2004 y Petrocaribe (2005). Aunque cada uno de estos grupos políticos difiere en países miembros y objetivos, todos poseen un elemento en común: el acercamiento de Venezuela a países de la región a través del intercambio de petróleo por productos o servicios que cada nación posee.

Para ilustrar mejor el esquema de intercambio podemos citar el caso de Cuba, país al que en el año 2000 Venezuela acordó suministrar 53.000 barriles de petróleo diariamente, con 25% pagaderos en 15 años a 2% de interés anual y 75% pagaderos a 90 días en efectivo o en bienes y servicios, entre los que se mencionan médicos, entrenadores deportivos, medicinas y servicios de hospitalización. Dicho monto ha incrementado con el afianzamiento de las relaciones bilaterales hasta alcanzar una cifra superior a los 100.000 barriles diarios que se traducen en un ingreso en efectivo alrededor de 550 millones de dólares y un “trueque” valorado en poco más de 1,65 mil millones de dólares.

Condiciones similares han sido aplicadas a países como Nicaragua, con el que se canjea petróleo por café, carne y pantalones o Uruguay, un excelente proveedor de queso. Todos estos intercambios, equitativos o no, han afectado el flujo de caja de PDVSA e indirectamente su capacidad de satisfacer el mercado interno.

Las consecuencias

Habiendo analizado todos y cada uno de los factores que pudieran estar influenciando la industria petrolera venezolana y en particular la disponibilidad de combustibles para el consumidor final, cabe preguntarnos: ¿Cuál es la consecuencia?

La respuesta es sencilla. Durante el periodo 2009-2011, hasta un tercio de las exportaciones de combustibles a Ecuador (de origen ecuatoriano pero “refinado” en Venezuela, de acuerdo al convenio bilateral firmado en 2007) fueron reimportados, produciendo pérdidas cercanas a 1000 millones dólares. Eso sin contar que 53% de este volumen no fue, en efecto, refinado en el país sudamericano pues la capacidad de sus refinerías no era suficiente, por lo que tuvo que ser importado desde terceros países.

Por otro lado,  en Diciembre de 2011, de acuerdo con cifras del Departamento de Energía de los Estados Unidos, Venezuela importó 1 millón de barriles de gasolina desde esta nación; 11,3% de su demanda interna. Al sumar otros derivados que también fueron importados durante el mismo periodo se obtiene un total de 2,21 millones de barriles, doblando las importaciones de 2010.

Decíamos al principio de este artículo que Venezuela pareciera un paraíso petrolero de cuantiosos y casi inagotables recursos, con un flujo mineral que podría competir con el caudal de un pequeño río, sin embargo, los términos técnicos cambian este escenario. No debemos olvidar que el petróleo no fluye solo, sino que requiere extracción, y que tampoco pone en marcha motores por si mismo, sino que requiere ser refinado, esto sin mencionar todo el proceso intermedio. Entonces pregunto: ¿Cuán sostenible es esta situación antes de que se desarrolle una crisis energética?, o ¿será que, como decimos en Latinoamérica, “amanecerá y veremos”?

Eloy Jerviz: Ingeniero venezolano, especialista en Gas y Petróleo. M.A en Geología del Petróleo de la Universidad China de Ciencias de la Tierra. Ver biografía.

[/tabcont]
[/tabs]

Tags: , , , ,

Trackback from your site.