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拉美天然气行业纵览
Una revisión a la industria gasífera latinoamericana

Written by cmoral20 on . Posted in feature, 能源|Energía

一个不断变化的世界需要能量支撑它的前行;从新型的亚洲城市到超现代的欧美大都市,全球的每个角落都需要能源的补给。拉丁美洲也不例外。

Un mundo en constante cambio requiere energía para perpetuar su movimiento; desde las ya no tan tradicionales ciudades asiáticas hasta las ultramodernas urbes europeas y norteamericanas, cada punto del planeta requiere
tener acceso a la energía. Latinoamérica no es la excepción.

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过去十年中,拉美持续的经济发展孕育了新的财富分配格局,也培育了一个活跃的,寻求脱离贫困进入新阶层的社会群体。这种人口社会阶层上的变化是如何影响拉美的能源需求的呢?

在前面的文章中我们分析了拉美几个国家的石油行业及其投资机遇,本文将论及拉美地区新兴经济体城市化过程中的关键行业——天然气行业。

拉美的挑战

拉美中产阶级能享受到教育、住房和交通等三方面的服务,这三个领域也是受社会变革影响最深的行业。具体来说,一个文明舒适的生活最基本的要求就是能享用水、电、气和燃料等基本服务,但如果不坚持走可持续发展的道路,提供基本服务也将对移民城市造成巨大的压力,并迫使当地政府寻求新的资源,以替代目前正处于高速消耗中的传统能源。

在水资源上,拉丁美洲有足够的水资源应对增长的需求——全球水资源最丰富的20个国家中有7个位于南美洲——因此,只需保证必要的基础设施可以把水资源输送到每个家庭即可。但是,化石燃料的形势却非如此。虽然拉美没有能源危机,但该地区却面临着石油和天然气的消费以及后续的开发问题。与水资源不同,石油资源在开采后期需要经过长期的处理才会有高的附加值,这不仅要求在勘探上的投资,还需要在开采、加工、运输和基础设施等方面进行投资,因此,一般来说,想获得便利文明生活的机会不仅有限而且成本不菲。

为此,拉美政府采取了两个简单措施来扩大能源存量: 1)详细研究石油与天然气的可能地质储量,探明现存储量; 2)制定对外国企业有吸引力的投资计划,保证开采不同阶段有足够的运转资金。

拉美的天然气贸易

从整个地区来看,拉美的天然气储量占全球储量的3.6%,相当于7.6万亿立方米。从国别上看,委内瑞拉最多(5.5亿),其次是巴西(0.5万亿)、秘鲁(0.4万亿)、玻利维亚(0.3万亿)、阿根廷(0.3万亿)和哥伦比亚(0.2万亿)。这些数字与拉美石油储量占全球比例(19.7%)相比很小,但已经足够满足当地人民的能源需求了。实际上,以该地区目前的
天然气产量及储量估计,天然气资源足够拉美未来45年使用。

有两个数据可以解释拉美各国急于寻找更多天然气资源的原因:即2011年天然气消费和生产的年增长率:分别为2.9%和3.0%。附图显示了近10年来拉美天然气产量和消费量的变化趋势:产量增加60%以上,消费量增长了近50%。拉美政府这10%的天然气产量盈余部分向其他国家出售而赚取收入,而这也是许多外国公司选择在拉美投资天然气行业的原因之一。他们看中拉美充足的资源供应,不仅能满足不断增长的国内需求,提高消费者的生活水平,还能增加产量供应全球的能源易。

在分析拉美天然气行业的形势时,我们会发现几乎每个国家与其他国家之间、都有相互依赖的关系。正如我们前面提
到的,储量最多的国家是巴西、玻利维亚、秘鲁和阿根廷,而消费最多的国家是巴西、阿根廷、智利和秘鲁。

巴西、阿根廷和智利是玻利维亚的主要客户,2009年三国消费量相当于玻利维亚天然气总产量的91%,这个数字由于玻利维亚国内需求的增长而逐渐下降。同时,委内瑞拉的天然气主要分布在与特立尼达领海之间的Deltana平台上,这些天然气被液化后出售到全球市场。秘鲁在Camisea地区的天然气在新建的Pampa Melchorita工厂液化并在墨西哥重新气化再出口到美国。巴西从桑托斯河谷和亚马逊地区的深水区开采天然气,加上从国外进口的天然气,基本满足了巴西国内的天然气需求,但天然气的消费只占巴西能源总消耗的一小部分。所附地图中显示了拉美地区具有代表性的天然气贸易路线和主要的贸易伙伴。

由此可见,拉丁美洲的天然气贸易已经非常发达;各国有比较固定的客户群和贸易额。因此,挑战仅限于如何提高生产能力
和增强国内地区间以及与贸易伙伴之间的输送能力。虽然目前已经出台了一些国家之间通过天然气管道进行输送的计划,如
哥伦比亚-委内瑞拉-巴拿马,墨西哥-中美洲,玻利维亚-巴拉圭,特立尼达和多巴哥-小安第亚斯群岛-古巴等线路,但拉
美国家还没有达到足够的发展和融资水平来修建这些基础设施。此外,技术的挑战和环境的限制都要求在勘探和生产阶段使
用最先进的技术以降低对环境的影响,使收益最大化。正是这样的形势为外国公司创造了投资机会。拉美的天然气贸易与石
油贸易不同,不仅仅意味着获得资源,还要求在每个国家建立相关行业,这其中就包含了挑战与收益并存的贸易前景。

 

天然气行业简介

什么是天然气?化学上说,气体是一定压力和温度下由离散成分构成的混合物;按照其化学构成来说,气体有不同的用途。
以碳和氢组成的称为燃气,从能源角度讲最为重要。

天然气是清洁能源吗? 从环境角度讲,天然气的生产和使用是“清洁”的。经过处理的天然气中酸性气体和氢气的部分被
除去,其最终产物中氢氧化物和硫化物的含量与其他燃料相比大大减少。此外,天然气处理站及各种生产及运输系统的设计
都注重预防泄露和火灾,以最大化减少对周边环境的影响。但是,尽管二氧化碳的排放量已经大大减少,由于大量使用天然
气而产生的气体量依然不可忽视,且会对臭氧层造成影响。此外,天然气本身就是一种温室气体,其效应较二氧化碳强烈,
但时间短。另一方面,随着与石油相近的勘探和开采技术的成熟,其社会影响将能与石油相提并论。

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El sostenido crecimiento económico de los países latinoamericanos durante los últimos diez años ha permitido la aparición de nuevos esquemas de repartición de las riquezas, creando así una pujante clase social que lucha por dejar la pobreza y pertenecer a un nuevo estrato. ¿Cómo afecta esta dinámica poblacional la demanda energética en América Latina?

En artículos anteriores hemos introducido casos de estudio de la industria petrolera en varios países de Latinoamérica, con lo que se ha dado una idea de las diferentes oportunidades de inversión en este sector, sin embargo, en el presente artículo hablaremos de aquellas relacionadas con el sector gasífero, de vital importancia en el proceso de urbanización de las economías emergentes de la región.

El reto latinoamericano

La clase media latinoamericana está caracterizada por su acceso a tres servicios fundamentales: educación, vivienda y transporte; por lo que estos resultan sectores altamente afectados a consecuencia de los cambios sociales.

En particular, si no obedece a un plan de desarrollo coherente, la promesa de una vida civilizada y cómoda, generalmente defi nida en términos del acceso a servicios básicos como agua, gas, electricidad y combustibles, genera una súbita carga en las ciudades receptoras de migración, obligando al gobierno local a iniciar la búsqueda de recursos con los que se puedan restituir aquellos que ahora serán consumidos a una mayor velocidad.

Respecto al agua, Latinoamérica posee sufi cientes recursos hídricos como para satisfacer substanciales aumentos en su demanda -7 de los 20 países con mayores recursos hídricos están localizados en Sudamérica- por lo que no
habría inconveniente más allá del desarrollo de la infraestructura necesaria para llevar el recurso hasta cada hogar. Sin embargo, la situación es distinta en el caso de los combustibles fósiles. Aunque no en crisis energética, la región presenta retos en lo que respecta el consumo y la posterior reposición de petróleo y gas. A diferencia del agua, los hidrocarburos requieren un largo proceso postextracciónpara poder tener un valor agregado, de manera que, en términos de inversión, no solo hemos de referirnos al costo de buscar los recursos sino también al de extraerlos, procesarlos y transportarlos en la infraestructura diseñada para tal fi n, por lo que el acceso a estas facilidades típicas de la vida civilizada es generalmente limitado y costoso.

Por ende, los gobiernos de la región se han abocado a expandir su inventario de recursos a través de dos sencillos pasos: 1) el estudio en detalle de zonas con probables acumulaciones de petróleo y gas, con lo cual pueden obtener
una clara idea del potencial existente y 2) el planteamiento de esquemas de inversión que resulten atractivos para compañías extranjeras, garantizando así la disponibilidad de capital para llevar a cabo los diferentes planes de explotación.

El negocio del gas en Latinoamérica

En vista regional, Latinoamérica posee 3,6% de las reservas mundiales de gasnatural, lo cual equivale a 7,6 trillones de metros cúbicos. Por países, Venezuela ocupa el primer lugar con (5,5 trillones), seguido por Brasil (0,5 trillones), Perú(0,4 trillones), Bolivia (0,3 trillones), Argentina (0,3 trillones) y Colombia (0,2 trillones). Aunque estos números parecieran pequeños si se contrastan con el porcentaje de las reservas mundiales de petróleo que posee la región (19,7%), aun representan sufi cientes recursos para satisfacer las demandas energéticas de su población. De hecho, con la producción actual de gas natural en la región y sus reservas, se cuenta con recursos gasíferos para los próximos 45 años.

Dos indicadores revelan la forma en que la región busca y necesita tener mayor acceso a su potencial gasífero; estos son, el aumento anual de consumo y de producción estimados en 2,9% y 3,0%, respectivamente durante 2011. Lagráfica adjunta muestra como en los últimos 10 años el mercado regional de productos gasíferos ha incrementado su volumen en más de 60%, mientras que el consumo, traducido en demanda, se incrementó cerca de 50%. Ahora bien, este margen de 10% de diferencia entre producción y consumo es lo que los gobiernos convierten en ganancias producto de la venta a terceros países y es, simultáneamente, lo que muchas empresas extranjeras tienen en mente cuando se plantean negocios en la región: Latinoamérica tiene sufi cientes recursos como para permitir el aumento del consumo local, mejorando así la calidad de vida de sus consumidores, y aun así generar un incremento de producción tal que negocios de escala global sean viables.

Analizando la dinámica de la industria gasífera latinoamericana encontramos una interdependencia entre casi todas las naciones de la región. Como mencionamos anteriormente, las reservas se encuentran principalmente en
Brasil, Bolivia, Perú, Argentina y Venezuela. Sin embargo, el mayor consumo se ubica en Brasil, Argentina, Chile y Perú.

Brasil, Argentina y Chile son los principales clientes del gas boliviano, con hasta un 91% del total producido en 2009, cifra que tiende a reducir por el aumento del consumo interno del país andino. A su vez, el gas venezolano,
mayormente ubicado en el mar transfronterizo entre Venezuela y Trinidad–plataforma Deltana- es licuado y vendido al mercado internacional. El gas peruano de la región de Camisea se licua en la recién inaugurada planta de Pampa Melchorita y luego es regasifi cado en México y exportado a Estados Unidos. Brasil por su parte obtiene gas de sus campos de agua profunda en la cuenca de Santos y de la amazonia que se suman a los volúmenes importados para satisfacer el mercado interno, sin embargo, este recurso constituye una pequeña porción de su consumo total de energía. En el mapa adjunto se aprecian las más representativas rutas de intercambio de gas natural de América Latina con sus principales socios comerciales.

Como puede ser apreciado, el negocio del gas en Latinoamérica, está bastante desarrollado; clientes están establecidos y recursos cuantifi cados. De manera que el reto se reduce a cómo elevar la capacidad de producción y transmisión interna y entre socios comerciales. Aunque actualmente existen planes para lograr la interconexión
energética de países a través de gaseoductos -Colombia-Venezuela-Panamá, México- Centroamérica, Bolivia-Paraguay, Trinidad y Tobago-Antillas Menores-Cuba, entre otros-, las crecientes economías de la región aun no alcanzan el nivel de desarrollo y fi nanciamiento necesarios para producir de forma viable esta infraestructura.
Además, retos técnicos y limitaciones de carácter ambiental, hacen que las más avanzadas tecnologías sean requeridas durante las etapas de exploración y produccióna fin de minimizar el impacto ambiental y maximizar las ganancias. Es precisamente en este escenario en donde las oportunidades de inversión para empresas extranjeras
surgen. Y es que el negocio del gas en Latinoamérica, a diferencia del de petróleo, no es únicamente aquel de obtener el recurso sino que también implica el desarrollo de la industria en cada país, con lo que nuevas perspectivas de negocios se crean trayendo consigo tanto retos como recompensas.

Aproximación a la industria del gas

¿Qué es el gas? En términos químicos, el gas es una mezcla de elementos que en ciertas condiciones de presión y temperatura se presenta de forma dispersa; dependiendo de su composición química, lo gases tienen diferentes usos. Aquellos basados en carbono e hidrógeno son conocidos como gases combustibles y son los que mayor relevancia tienen desde el punto de vista energético.

¿Recurso Limpio? En términos ambientales, la producción y uso de gas natural se presenta como una opción “limpia”. Al ser procesado, el gas natural pierde su contenido de ácidos y nitrógeno, con lo que su consumo fi nal tendrá una disminución considerable en la cantidad de óxidos de nitrógeno y compuestos de azufre generados con respecto a otros combustibles. Además, las estaciones de procesamiento de gas y, en general todos los sistemas de producción y transporte, son diseñados para evitar fugas y prevenir incendios, con lo cual se trata de minimizar el impacto en las comunidades aledañas. No obstante, aunque reducidas, las emisiones de carbono que se generan de su masivo uso tienen un carácter acumulativo y podrían afectar el ozono atmosférico. Además, el gas natural es, en sí mismo, un gas de efecto invernadero con efecto más potente que el dióxido de carbono aunque de menor duración. Por otra parte, al tener técnicas de prospección y extracción similares a las del petróleo, el impacto social es comparable.

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盐下石油的含义、开采挑战与分布特点
El petróleo pre-sal: qué es y sus retos

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

石油行业中的“盐”是指在油田中沉积、作为上层沉积物运动平台、并决定最终油田构造的含盐地层。

Tanto la exploración como la producción pre-sal están llenas de retos para las compañías que buscan el “oro negro”, por lo que únicamente durante periodos de escasez energética se considera su utilización. Los retos más importantes son: dificultad de exploración, alto coste de perforación y tecnología de producción.

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作者:  罗艺
eloy.jerviz@chinolatin.com

所有发现石油储量的地区都体现着类似特点:1)史前时期有机物的存在、死亡和分解; 2)沉积物覆盖分解产物; 3)沉积物积累过程中温度和压力升高; 4)有机物转化为石油; 5)石油积累的地下岩层符合必要条件。但是,全球每个地理区域都有不同的演化模式、结构和沉积物内容。例如,安第斯山麓地区从委内瑞拉、玻利维亚到阿根廷北部一带的石油来自于安第斯山脉的造山运动,这不仅决定了当地的构造,还限制了逐渐覆盖不同油田的沉积物范围(这些沉积物来源于新生山脉,被运送到现在的位置)。

非洲西部却呈现另一种演化模式,冈瓦纳次大陆分离使海水从南部进入,蒸发后留下大量盐分,后被刚果河等内陆大河带来的沉积物覆盖。这种演化模式不仅在非洲西部边缘有所体现,在其共轭边沿(巴西海岸)、墨西哥湾等地区均有体现;它们的特征十分一致:大量油气集中在极深水域。

石油行业中的“盐”是指在油田中沉积、作为上层沉积物运动平台、并决定最终油田构造的含盐地层。此地层以下累积的石油称为盐下石油。本文将回顾盐下石油矿藏的位置特点与开采作业中的最大挑战。

盐前、盐后及盐下断面图

前文中我们大致了解了特定地理区域的盐层分布情况,现在我们将进一步分析它如何影响石油的累积。

图1表示的是目前储量最大的油田之一——巴西—安哥拉共轭边缘的地层构造。可以看出,盐层在各地层之间不均匀分布,各地层向下倾斜,深度增加。

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图 1. 南大西洋巴西-安哥拉共轭边缘的构造图(图像来源:Sonangol)

盐层对其下部储油层起到密封的作用,由此几乎是保证了深层石油产生的温度和压力条件,所以也预示了巨大的储量。但是,由于其特殊的机械性能和结构演变(由海底扩张构造运动产生的一系列变形)可能导致盐层出现裂痕(技术上称为矿脉中断),而下层石油泄漏流至上层。为此,使用地震图像技术对地层进行详细研究对于所有勘探项目都至关重要。

近期在含盐地区勘探工作中出现了新的概念,主要与石油定位的关键地层命名有关。

挑战

对于寻找“黑金”的企业来说,盐下石油的勘探和开采都充满挑战,因此只有在石油紧缺的时期才会考虑使用盐下石油。下面列举一些最大的挑战。

勘探困难

盐层是邻近岩层中密度最高也是对声波在地下传播速度影响最大的地层;由于石油勘探主要依靠地震信息采集,这一点就意味着穿越各岩层的声波速度分析图像(见“石油勘探技术”一文)的质量将降低。这会导致本身就缺乏精准度的石油矿藏定位技术的可信赖性将再度降低。

钻井成本高昂

由于构造运动和沉积运动的作用,含盐地层中的油气矿藏的位置极深。这带来两个困难:水位超过1500米,地层钻井超过4000米。图2表示了巴西石油公司(Petrobras)过去三十年来勘探策略的变化;从中可以看出深水技术已经越来越重要。

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图2. 巴西的深海勘探(图像来源:Petrobras)

生产技术要求高

盐下开采面临的最后一个巨大的挑战是,缺乏一旦发现石油,就可以将其投入生产的技术。石油从储层中开采后将流至海床,然后应提升到地表进行加工销售。但是,深海的低温可能影响石油的流动能力,阻塞运输路线上的管道和连接点。为此必须研发新的技术保证石油在这种条件下的流畅运动。

综上所述,能源短缺形势和即将到来的石油生产高峰使全球各大石油公司都对盐下石油勘探青睐有加,但其中包含的挑战与困难仍不可小觑。

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。

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Por Eloy Jerviz
eloy.jerviz@chinolatin.com

Las acumulaciones de hidrocarburos existentes en cualquier región responden a principios muy similares: 1) un sitio en donde organismos prehistóricos existieron, murieron y se descompusieron, 2) deposición de sedimentos que cubrieron dichos organismos, 3) aumento de temperatura y de presión a medida que capas de sedimentos fueron depositadas, 4) transformación de la materia orgánica en hidrocarburos y 5) su acumulación en lugares del subsuelo en donde existan las condiciones necesarias. Sin embargo, en cada provincia geológica que compone nuestro planeta existieron diferentes patrones evolutivos en términos de estructura y contenido sedimentario. Así, por ejemplo, la faja de petróleo que se ubica en el piedemonte andino y se extiende desde Venezuela hasta Bolivia y el norte de Argentina, debe su existencia a la formación orogénica de los Andes, que no solamente definió la estructura de la zona sino que también marcó el origen de los sedimentos que paulatinamente cubrieron las diferentes cuencas petroleras (erosionados desde las nacientes montañas y transportados a su posición actual).

Por otra parte, el occidente africano posee una evolución totalmente distinta, definida por la separación del supercontinente Gondwana que permitió la entrada de las aguas oceánicas desde el sur, cuya evaporación produjo la acumulación de una gran cantidad de sal y luego cubierta por sedimentos transportados desde el interior del continente por los grandes ríos de la región (por ejemplo, el Río Congo). Esta evolución no es únicamente observada en el borde occidental del continente africano sino también  en su borde conjugado (costa de Brasil), el Golfo de México, entre otros; todos ellos con una característica común: grandes concentraciones de petróleo y gas, en aguas ultra profundas.

Los estratos salinos depositados en una cuenca que luego actuaron como plataformas de deslizamiento de los sedimentos superiores, generando estructuras que eventualmente se convertirían en trampas petroleras es lo que se conoce como “sal” en el contexto petrolero. Hidrocarburos acumulados por debajo de dichos estratos se les conoce como petróleo pre-sal. El presente artículo busca hacer una revisión a las locaciones geográficas de mayor auge en la exploración petrolera pre-sal y los retos que representa su exploración.

La sección pre-sal, pos-sal y sub-sal

En líneas anteriores explicamos de forma general la existencia de sal en una provincia geológica determinada, ahora tratemos de extender su estudio para lograr entender cómo influye en las acumulaciones petroleras.

La figura 1 muestra la distribución de capas geológicas dentro de una cuenca petrolera en una de las regiones de mayor prospección petrolera en la actualidad, el margen conjugado Brasil-Angola. Como vemos, la sal se muestra distribuida de manera no uniforme entre las capas geológicas, que se encuentran inclinadas, aumentando su profundidad.

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Figura 1. Diagrama estructural del margen conjugado Brasil-Angola en el Atlántico Sur (Imagen: Sonangol).

La sal se ubica de forma tal que sirve de sello a reservorios que se hallan formado por debajo de ella, de ahí el gran potencial que representa pues a esas profundidades las condiciones de presión y temperatura son tales que la generación de petróleo a partir de materia orgánica es casi garantizada. Sin embargo, por sus propiedades mecánicas y en especial por su evolución estructural (serie de deformaciones ocurridas a raíz del tectonismo producto de la expansión del fondo oceánico) los estratos salinos presentan grietas (técnicamente llamadas fallas) que pudieron permitir la fuga de hidrocarburos hacia estratos superiores. Por tal motivo, el estudio en detalle de estos estratos a través de imágenes sísmicas es vital para el éxito de cualquier programa de exploración.

Recientemente se han añadido nuevos conceptos a la exploración en regiones con acumulaciones de sal, principalmente relacionados con la denominación de los estratos claves en función de la localización del mencionado mineral.

Los retos

Tanto la exploración como la producción pre-sal están llenas de retos para las compañías que buscan el “oro negro”, por lo que únicamente durante periodos de escasez energética se considera su utilización. A continuación se enlistan los más importantes.

Dificultad de exploración

La sal, siendo más densa que las rocas adyacentes, tiene un efecto distorsionador en la velocidad de las ondas acústicas que se propagan en el subsuelo; siendo la adquisición sísmica el paso fundamental para la exploración petrolera, esto significa que las imágenes obtenidas a través de la interpretación de la velocidad con la que una onda se desplaza por los estratos rocosos (Ver artículo sobre Tecnología de Exploración Petrolera) pierden calidad. Esto trae como consecuencia que la identificación de las acumulaciones petroleras, que de por si carece de exactitud, sea mucho menos confiable.

Alto coste de perforación

Debido a la evolución tectónica y sedimentaria de las regiones con depósitos de sal en su secuencia estratigráfica, tanto el petróleo como el gas se encuentran depositados a grandes profundidades las cuales presentan básicamente dos dificultades: niveles de agua que superan los 1500 m y perforaciones del subsuelo de hasta 4000 m. La Figura 2 ilustra el cambio de estrategia exploratoria de Petrobras en los últimos 30 años; en ella se aprecia como en dominio de aguas profundas ha ganado importancia recientemente.

presal2Figura 2. Exploración de aguas profundas en Brasil (Imagen: Petrobras).

Tecnología de producción

El último de los grandes retos en el dominio pre-sal está relacionado con las tecnologías que se requieren para, una vez encontrado el petróleo, ponerlo en producción. Al ser extraído de su reservorio, el mineral fluirá por los pozos hasta llegar al lecho marino en donde deberá ser llevado hasta la superficie para su comercialización. Sin embargo, las bajas temperaturas que existen a tales profundidades afectan la capacidad del petróleo para fluir, obstruyendo tuberías y conexiones en la ruta de transporte. Por tal motivo, nuevas tecnologías están siendo desarrolladas para garantizar el flujo petrolero en estas condiciones.

Como vemos, motorizada por la escasez energética y la cercanía del cenit de producción petrolera, la exploración de las provincias geológicas pre-sal esta de “moda” entre las grandes compañías petroleras del mundo, sin embargo, aun presenta retos y dificultades que deben ser superados.

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

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非传统石油的含义及在拉美的发展形势
Hidrocarburos no convencionales en AL

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

碳氢化合物仍然是全球能源需求最可行的来源。非传统石油指受环境影响不以液体形态流动的碳氢化合物。

Los hidrocarburos siguen presentándose como la opción más viable para satisfacer las demandas energéticas mundiales. Se aplica el término “no convencional” a los hidrocarburos que se encuentran acumulados en condiciones que no permiten su movimiento como fluido.

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作者:  罗艺 

全球人口普遍增长和新兴国家经济腾飞促使能源行业不得不寻找替代能源以满足日益增长的世界能源需求。以石油为代表的碳氢化合物仍然是最可行的能源。但问题是:目前石油产量中95%勘探于2000年以前,75%甚至勘探于1980年以前1,如何补充这些大量消耗的库存呢?这个问题很难回答,但答案可能就在非传统石油能源中。

非传统石油资源

一般来说,非传统石油指受环境影响不能以液体形态流动的资源,原因可能是储油岩石的渗透性或其自身的高粘性。非传统石油包括:低渗透性岩层石油(也称致密油)、重油(高密度,通常利用水蒸气开采)、油页岩(由产油岩或页岩中直接开采)、沥青矿(浸于不流动的极高密度石油中的砂矿)、致密砂岩气(低渗透性低孔隙度岩石中的气体)、页岩气(与油页岩一样由母岩中产生)、煤层气(煤层中吸收存储的气体)以及天然气水合物(海平面300米以下海水中含甲烷的水分子固体化合物) 2

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非传统资源不能说是一种新的发现,从石油行业诞生以来人们就了解它们的存在。但由于开采技术特殊、开采成本高,这些资源一直扮演着次要角色。不过,由于寻找替代能源的需要强烈,现代石油技术有所提高,非传统资源的量化开采有了新的条件。

目前,传统原油是石油的主要来源,但其储量只占全世界总储量的三分之一。图1明确表达了两个方面:其一,传统石油只是石油业务的冰山一角,主体是其他石油能源形式;其二,非传统石油资源开采有固定顺序,每开采一级,就必须投入更多成本为下一级的开采做准备。如果应对能源危机的方式由非传统能源决定,那么不断增加的成本只能由不断调高的能源价格补偿,也就是说,这是一项高风险的投资。

拉丁美洲储量

据HIS统计,拉丁美洲的重油储量占其石油总量的45%,以委内瑞拉、巴西、哥伦比亚、厄瓜多尔、墨西哥、秘鲁和阿根廷等国为最多,各国已经做出开采项目规划。以委内瑞拉为例,其奥里诺科石油带含13.6亿桶重油,采收率高达20%,相当于中东地区全部储量,目前4个区块重新公开招标,吸引全世界的企业投资。哥伦比亚中部玛格达雷娜流域和东部流域蕴藏有丰富的致密砂岩气、页岩气和煤层气。巴西的油页岩和天然气产量居全球第二,但产出并不多,虽然工业发展急需天然气,巴西石油公司仍然更注重开发传统的前盐油藏。

如果我们逐个分析拉美各国,就会发现每个国家在非传统能源方面都有自己的优势,这有利于吸引国际投资。但是,虽然石油开采技术的提高有利于非传统石油行业的发展,拉美各国的政治、经济和金融不稳定性依然影响着很多大型石油企业的石油业务。

无论哪种形态的石油,都已经或即将与替代能源一起成为能源行业的主角。英国石油公司CEOBob Dudley说,“……非传统石油和天然气将在未来满足消费者需求中起到更重要的作用,这不仅包括油页岩、页岩气,还包括致密砂岩气、重油和生物燃料……”3

在不久的将来,全球能源需求的提高和人口的增加,势必催生一种新的能源形势,我们拭目以待。

  1. Prieto, D. (2012). La atracción del petróleo no convencional de América Latina.《拉美非传统石油的吸引力》
  2. Marzo, M. (2008). Recursos convencionales y no convencionales de petróleo y gas.《传统与非传统石油天然气资源》
  3. Dudley, B. (2013). Energy Outlook 2030 opening remarks. British Petroleum.英国石油公司《2030能源展望》序文

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El incremento de las demandas energéticas mundiales, motivado por el crecimiento poblacional relativamente generalizado y el desarrollo económico de países emergentes ha obligado a la industria a buscar fuentes alternativas de energía. Los hidrocarburos, y en especial el petróleo, principal recurso energético del planeta, siguen presentándose como la opción más viable, sin embargo, su uso supone una gran interrogante: como reponer sus inventarios si 95% de la producción actual fue descubierta antes del 2000 y 75% antes de 1980?1 La respuesta dista de ser sencilla pero pareciera hallarse en los hidrocarburos no convencionales.

Hidrocarburos no convencionales

En general, se aplica el término “no convencional” a los hidrocarburos que se encuentran acumulados en condiciones que no permiten su movimiento como fluido, bien sea debido a la permeabilidad de las rocas que los contienen o a su alta viscosidad. Entre los reservorios no convencionales podemos contar aquellos con petróleo en capas de baja permeabilidad (también conocidos como tight-oil), petróleo pesado (caracterizado por su alta densidad, generalmente extraído con el uso de vapor de agua), esquistos petrolíferos (producidos directamente desde la roca generadora o esquisto) y arenas bituminosas (arenas impregnadas de un hidrocarburo de muy alta densidad que no puede fluir en pozo), así como también los de gas en arenas compactas (gas contenido en rocas de baja permeabilidad y porosidad), esquistos gasíferos (acumulados directamente en la roca madre, al igual que los esquistos petrolíferos), metano en lechos de carbón (gas acumulado por absorción en capas de carbón) e hidratos de gas (compuestos solidos que contienen gas metano atrapado en moléculas de agua oceánica a profundidades mayores a 300m)2.

figurahidrocarburos                       Figura 1. Relación costes-recursos. (Repsol, 2012).

No se puede afirmar que los recursos no convencionales sean un nuevo descubrimiento pues la existencia de muchos de ellos se conocía desde el mismo inicio de la industria petrolera, sin embargo, sí se puede asegurar que siempre ocuparon un rol secundario debido a su alto costo de explotación, asociado con la necesidad de usar tecnología especial para su extracción. No obstante, han sido las modernas técnicas de exploración petrolera, en parte financiadas por la necesidad de encontrar fuentes alternativas, lo que ha permitido su cuantificación en términos de reservas no convencionales.

En la actualidad, el crudo convencional representa la principal fuente de petróleo, pero solo constituye cerca de un tercio de las reservas totales mundiales. La Figura 1 ilustra de forma muy clara dos ideas básicas; en primer lugar, los reservorios convencionales son únicamente la punta del ‘iceberg’ del negocio petrolero, a lo que subyacen todas las restantes fuentes de hidrocarburos y, en segundo lugar, la existencia de un orden en el mundo de los recursos no convencionales según el cual, mientras más explotemos el nivel actual, más hemos de invertir para lograr explotar el nivel siguiente. De manera que si el camino para combatir una posible crisis energética se decide en el sentido de los recursos no convencionales, una tendencia sostenida de inversión incremental que solo puede ser compensada con aumentos sucesivos en el precio del recurso natural debe predecirse, en otras palabras, se trataría de una inversión de alto riesgo.

Las reservas latinoamericanas

Según IHS, Latinoamérica posee cerca de 45% de sus reservas catalogadas como crudo pesado, siendo estas primeramente dominadas por países como Venezuela, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Perú y Argentina y proyectos específicos han sido planteados para cada caso particular. Entre los ejemplos más resaltantes podemos mencionar el caso de Venezuela, en donde se ha puesto nuevamente en oferta pública la llamada Faja Petrolífera del Orinoco, contentiva de 1.360 millones de barriles de petróleo pesado –que con un factor de recuperación del 20% competirían con las reservas totales del medio oriente- en 4 bloques de exploración, atrayendo inversiones de empresas a nivel mundial. Colombia por su parte posee reservas representativas de gas en arenas compactas, esquistos gasíferos y metano en lechos de carbón principalmente localizadas en las cuencas Magdalena Medio y Cordillera Oriental. En el caso de Brasil, país que tiene el segundo lugar a nivel mundial en reservas de esquistos petrolíferos y de gas, su explotación no tiene representatividad en la producción petrolera pues la compañía nacional (Petrobras) le ha dado prioridad a la exploración de recursos convencionales en aguas profundas (presal) a pesar de necesitar gas para impulsar su desarrollo industrial.

Si analizamos individualmente los países de la región, observaremos que cada uno posee un potencial energético representado en forma de hidrocarburos no convencionales, el cual abre una ventana de inversión para los mercados internacionales. No obstante, aún existe un largo camino por recorrer pues, aunque la tecnología de explotación que maximice los factores de recuperación sea desarrollada haciendo factible el negocio petrolero, las incertidumbres políticas, financieras y económicas que caracterizan a muchos países latinoamericanos seguirán presentes en los planes de negocio de las grandes petroleras.

En definitiva, los hidrocarburos, en cualquiera de sus formas, parecen haber llegado para quedarse y pudieran, en un futuro, compartir el escenario con las cada vez más nombradas energías alternativas. En palabras del CEO de BP, Bob Dudley, “…tanto el petróleo como el gas no convencional tendrán un mayor rol en el futuro, satisfaciendo la demanda de los consumidores, y esto no será únicamente debido a los esquistos petrolíferos y de gas, sino también a las reservas de gas compacto y petróleo pesado, como el producido en Canadá, y a los biocombustibles…”3

En un futuro no muy lejano el mundo requerirá más energía y los pueblos la demandarán a sus gobernantes, una nueva dinámica energética nacerá y solo allí veremos cómo termina esta historia.

  1. Prieto, D. (2012). La atracción del petróleo no convencional de América Latina.
  2. Marzo, M. (2008). Recursos convencionales y no convencionales de petróleo y gas.
  3. Dudley, B. (2013). Energy Outlook 2030 opening remarks. British Petroleum.

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

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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.

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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

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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.

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YPF石油公司国有化中的赢家和输家
Ganadores y perdedores en la nacionalización de YPF

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在阿根廷有130多个生产性和非生产性的石油盆地,根据2010年阿根廷石油和天然气研究所(IAPG)提供的数据,共含已探明石油储量超过25亿桶,天然气储量35.8亿立方米,总储量居世界第32位。

En Argentina existen más de 130 cuencas petrolíferas, entre productivas y no productivas, las cuales contienen, según datos del año 2010 del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), reservas probadas por más de 2.5 billones de barriles de petróleo y 3,58 billones de metros cúbicos de gas, ocupando la casilla número 32 de la lista de países con mayores reservas.

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罗艺

在阿根廷有130多个生产性和非生产性的石油盆地,根据2010年阿根廷石油和天然气研究所(IAPG)提供的数据,共含已探明石油储量超过25亿桶,天然气储量35.8亿立方米,总储量居世界第32位。

阿根廷能源局的数据显示,每天开采出的石油有76.36万桶,天然气434.6亿立方米,开采活动本身消耗了该国已钻出的6000多个油井的很大一部分产量。总产量中约三分之一出口给了贸易伙伴,其余被国内市场消耗掉;同时每天须进口19,380桶石油满足当地需求。

然而,尽管在过去十年中,为了提高油气开采量已经将油井数量翻倍,阿根廷平均每个油井的石油产量仍然下降了将近51%。专家们一致认为这是成熟油田的典型表现,也称“自然衰减”,但是,这种趋势一般利用增加勘探投资发现新储量来补偿。

这可能是克里斯蒂娜·费尔南德斯政府决定继续发展石油工业的最重要原因。在拉丁美洲已经有了石油工业国有化的先例,与其说这些先例证明了政府在这个措施中的得失,不如说它表明了每个政府在石油方面的结构性调整。

(查看关于阿根廷、玻利维亚和委内瑞拉石油工业的更多信息) 

参与者视角

不同的评判者和评判方法,可能导致对国有化是冲突还是共同协议意见不一。经验证明,石油市场的复杂性、涉及到的众多变数,更不用说,运作中的大量资金,都使这个判断向冲突一方倾斜。因此,参与方由合作者变成了对手。阿根廷的情况正是如此。

在国家一方,有说法称勘探和发现新油田方面的投资缺乏在过去十年里导致了石油产量的下降。另外,莱普索尔公司(Repsol)被批评在2011年末将阿根廷的运营收益大部分分给了股东而没有进行再投资。此外,阿根廷国库2011年为进口燃油支付了100亿美元,较2010年增长了110%,且2012年这个数字并未见回落。因此,国有化是重组石油工业并恢复国内生产的一个方法。

在跨国公司一方,这次国有化对莱普索尔公司的融资能力是一次严重的打击。如数据显示,到2011年莱普索尔公司在YPF公司中的股份约占这个西班牙企业的全部储量的46%和石油日产量的一半以上。另一方面,YPF公司在该地区新油田的发现方面有明确的预期,估计价值在105亿美元以上。在这个意义上,将莱普索尔公司在YPF公司中57.4%的股份中51%收归国有,将对该公司的投资能力产生决定性的影响,使其成为一个只在安哥拉等市场上拥有一些小的石油天然气勘探生产项目的小石油公司,而在这些市场上大型中国企业的竞争力和挑战性正在提高。

可能的选择

阿根廷国家石油公司国有化之前面临着两种选择。

阿根廷投资开采:60亿美元和进口削减的挑战

专家们一致认为阿根廷石油行业的重兴需要至少60亿美元的投资额来启动油田勘探。但是,这个选择一出现就有两个问题产生,第一个问题是阿根廷国库是否能够支付这笔资金。尽管阿根廷在过去十年的经济衰落后已经经过了一个巩固阶段,但仍然在许多领域呈现出贸易逆差,因此大规模的投资可能很困难。其次,时间也是个问题。石油勘探活动不仅成本高昂而且周期很长,地震数据——该领域最根本的元素——的获取需要数月的时间,油井开钻,样品分析,关联研究及其他勘探活动,还有申请许可都需要时间,考虑到为了减少进口量而需要勘探并投入生产的储量规模,可能需要5年的时间,在此期间政府必须不断投入成本以进口燃油并在国内进行石油勘探。因此这种选择被认为可能性不大。

石油行业开放:出售给中国

考虑到其他拉美国家的国有化形势,另一个有选择、有限制地允许外国企业参与本国石油业务的选择可能性更大。在这方面,中国是最有可能的选择。中国企业对阿根廷石油的兴趣由来已久; 2010年3月中海油公司(CNOOC)就表示了对收购布达斯公司(Bridas Corp.)的兴趣。同年11月,布达斯公司购买了英国石油公司(British Petroleum)在泛美能源(Panamerican Energy)60%的股份,这是中国在该地区的第二大投资。2011年的其他几笔交易都扩大了中国在南美的业务。

在莱普索尔-YPF这个项目上,中国资金的注入将足够支付补偿费用,并支持启动勘探活动,开始重兴石油行业。如果再考虑到中国公司完全有能力为国有化导致的技术力量减弱提供必要资源这一点,选择中国公司作为贸易伙伴就更加可行了。

无论将来的选择是哪一种,一个国家的经济已经被押为赌注,只有各政府部门的决策才能决定这个国家是走向繁荣还是陷入一个政策吓跑投资者的充满不确定性的经济环境。未来不可预测,然而, 牌已经出手。

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

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Escrito por Eloy Jerviz

En Argentina existen más de 130 cuencas petrolíferas, entre productivas y no productivas, las cuales contienen, según datos del año 2010 del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), reservas probadas por más de 2.5 billones de barriles de petróleo y 3,58 billones de metros cúbicos de gas, ocupando la casilla número 32 de la lista de países con mayores reservas.

Según cifras de la Secretaria de Energía Argentina, diariamente se extraen 763.600 barriles de petróleo y 43.46 billones de metros cúbicos de gas, utilizando para ello buena parte de los más de 6000 pozos que se han perforado en el país. Cerca de un tercio de esta producción es exportada a socios comerciales, mientras que el restante es consumido por el mercado interno; requiriéndose también la importación de 19.380 barriles por día para suplir la demanda local.

Sin embargo, durante esta última década, habiéndose duplicado la cantidad de pozos de extracción –una de las formas de incrementar las tazas de extracción mineral-, la producción petrolera Argentina ha observado una caída en el promedio de producción por pozo cercana al 51%. Especialistas concuerdan en que esto resulta un comportamiento típico de yacimientos muy maduros, también llamado “decaimiento natural”, no obstante, dicha tendencia suele ser compensada con descubrimientos de nuevas reservas como resultado de inversión en exploración.

Esta es, posiblemente, la razón de mayor peso para que el Gobierno de Cristina Fernández haya decidido retomar la industria petrolera. Ya existen precedentes de nacionalización en América Latina que, más que poner en evidencia una tendencia de ganancia o pérdida por parte del país que incurre en dicha medida, muestran los ajustes estructurales de cada gobierno en materia petrolera.

(Ver más sobre la industria petrolera en Argentina, Bolivia y Venezuela) 

Perspectiva de los involucrados

Dependiendo de la forma en que se juzgue y de quien sea el juez, un proceso de nacionalización puede ser tildado de conflicto o de acuerdo mutuo. La experiencia demuestra que debido a la complejidad del mercado petrolero, las muchas variables involucradas y, demás está decir, las cuantiosas sumas de dinero en juego, la línea que separa ambos términos tiende a inclinarse hacia el primero. De esta forma, los involucrados en el proceso pasan de ser socios a contrincantes. Esto es precisamente lo que sucede en Argentina.

En el lado nacional, se aduce que la falta de inversión en exploración y descubrimiento de nuevos yacimientos ha producido la caída de la producción petrolera durante los últimos diez años. Además, se critica que al final de 2011, Repsol haya repartido entre sus accionistas buena parte de las ganancias por concepto de sus operaciones en Argentina, dinero que pudo haber sido reinvertido. A esto se le suman los 10.000 millones de dólares que, por concepto de importación de combustibles, salieron del fisco Argentino durante 2011, representando un incremento del 110% respecto a 2010 y sin que se proyecte una tendencia decreciente para 2012. De manera que la nacionalización sería una forma de reestructurar la industria petrolera y así recuperar la producción local.

En el lado transnacional, la expropiación se manifiesta como un duro golpe a la capacidad financiera de la estatal española. Tal como las cifras lo demuestran, para 2011 la participación de Repsol en YPF represento un 46% de las reservas totales de la compañía española y más de la mitad de su producción petrolera diaria. Por otro lado, la petrolera argentina tenia claras perspectivas de crecimiento en base a descubrimientos en otras cuencas petrolíferas de la región, por lo que estaba valorada en más de 10.500 millones de dólares. En este sentido, la toma de 51 de 57,4% de las acciones que la Española Repsol poseía en YPF, afecta de manera definitiva la capacidad de inversión de la compañía, relegándola a ser una petrolera de menor rango con pequeños proyectos de exploración y producción de petróleo y gas en mercados como el angolano, en los que la presencia de grandes compañías chinas incrementa la competencia e impone nuevos retos.

Escenarios

Ante la nacionalización de la estatal petrolera argentina son dos los escenarios que se plantean.

Explotación con fondos Argentinos: el reto de los 6 mil millones de dólares y la reducción de las importaciones.

Expertos coinciden en  que la reactivación de la industria petrolera argentina requiere de un monto de inversión de al menos 6 mil millones de dólares, con los cuales se pudiera iniciar un proceso de búsqueda de yacimientos. Sin embargo, dos interrogantes surgen en cuanto esta opción es planteada, la primera se relaciona con la disponibilidad de capitales en el seno del fisco argentino. Si bien el país atraviesa por una etapa de fortalecimiento económico, posterior al declive de la década pasada, aun presenta una balanza comercial que lo desfavorece en muchos ámbitos, por lo que una inversión a gran escala podría ser difícil. En segundo lugar, el factor tiempo aparece en escena. Actividades de exploración petrolera resultan no solo costosas sino prolongadas, la adquisición de data sísmica –elemento fundamental en este ámbito – suele tomar meses, la apertura de pozos, el análisis de muestras, las correlaciones, entre otros niveles de la actividad exploratoria, sin contar la permisología y considerando la magnitud de las reservas que han de ser encontradas y puestas en producción con el objetivo de disminuir los volúmenes de importación, se demorarían al menos 5 años, durante los cuales el gobierno tendría que costear ambos, la compra de combustibles desde el exterior y la búsqueda de ellos dentro de los perímetros de la nación. De manera que este escenario no es considerado muy probable.

Apertura petrolera: la venta a China

Un segundo escenario en el que se plantea la participación selectiva y condicionada de empresas extranjeras en el negocio petrolero local podría resultar mucho más probable, además de encajar en el esquema de las nacionalizaciones de otros países latinoamericanos. Al respecto, se puede mencionar que el gigante asiático podría ser el candidato más probable. No resulta nuevo el interés de empresas chinas por el petróleo argentino; ya en marzo de 2010 la empresa China National Oil Offshore Corporation (CNOOC) pagaba 3.100 millones de dólares por el 50% Bridas Corp., garantizándose así su entrada en el país luego de la negativa del senado norteamericano a la negociación de Unolocal en 2005. En noviembre del mismo año, Bridas Corp. compra a British Petroleum el 60% de Panamerican Energy por 7.059 millones de dólares en lo que resultó ser la segunda gran inversión china en la región. Sin embargo, un tercer golpe fue asestado en diciembre de 2010 cuando el grupo SINOPEC Corp. adquirió la totalidad del negocio de petróleo y gas que Occidental Petroleum Corp. tenía en el país por la suma de 2.400 millones de dólares. Cabe destacar que este recuento únicamente considera las transacciones durante 2010, a lo que se le suman otras realizadas durante 2011 que extendieron la presencia china por Sudamérica, usando como base, en muchas ocasiones, filiales de compañías adquiridas en Argentina.

En el caso particular de Repsol-YPF, CNOOC ya había expresado su interés en adquirir parte de este mercado al realizar en 2010 una tentadora oferta que fue finalmente rechazada, esta fue seguida por otro ofrecimiento, ahora del grupo SINOPEC Corp., que también fue desestimado. Sin embargo, a la luz de los últimos acontecimientos, fuentes ligadas a la estatal petrolera china revelan un nuevo ofrecimiento –de 15.000 millones de dólares- por buena parte del porcentaje expropiado a Repsol. Desde el punto de vista del gobierno argentino, esta alta suma de dinero podría ser suficiente para cubrir gastos de compensación y además dar comienzo a la fase exploratoria que iniciaría el proceso de reactivación industrial. La selección de empresas chinas como socios comerciales resulta aun más factible si se considera que estos estarían en plena capacidad de aportar los recursos necesarios para paliar la merma tecnológica que se podría originar de cara a la nacionalización.

Sea cual sea el escenario que se desarrolle en un futuro, la economía de una nación se encuentra en juego y serán las decisiones tomadas por los distintos entes gubernamentales las que guiaran al país por el camino de la prosperidad o lo volcaran en un clima de incertidumbre económica afectado por políticas que podrían ahuyentar a posibles inversores. El futuro no puede ser predicho, sin embargo, las cartas ya están echadas.

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.

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历史回顾
Reseña histórica

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阿根廷、玻利维亚和委内瑞拉的石油行业

La industria petrolera en Argentina, Bolivia y Venezuela

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罗艺

很多年以前,在1907年的12月,何塞·菲戈罗亚·阿尔科塔政府的副钻井工程师亨姆波特·博金(Humberto Beghin)惊讶地喊道:“伟大的主啊,我们找到煤油啦!”从此开始了阿根廷石油工业的发展。 这个进程的第二个里程碑是1922年YPF石油公司的成立;它是阿根廷第一个从事石油开采和加工的公司。随后的政治动荡和管理疏忽使该公司的资本在十年的时间里几乎没有任何进步并因此阻滞了其增长。到庇隆(Perón)政权开始时期(1945),YPF公司已经制度腐朽,寻找外国资本以增加产量的努力也很失败。后来的政府也没有给阿根廷石油工业带来任何起色,庇隆政权垮台后的许多年里石油行业的特点一直是时进是退。1958年,阿图罗·弗兰迪(Arturo Frondizi)凭借其自给自足的政府计划赢得了国内的支持,但是,政府合同的失效使该计划失败。各届阿根廷军事政府没有在石油政策上做出任何重大改变,但是由阿根廷城市服务公司(Argentina Cities Service)和和英国阿莫科石油公司(Amoco)统率的石油行业生产一直在增长。1992年,卡洛斯·梅内姆(Carlos Menem)政府实施石油私有化,将国有的石油油田转给各省并将YPF公司私有化。在这个背景下,1998年,西班牙莱普索尔石油公司(Repsol)收购了这个阿根廷国有石油公司,改名为莱普索尔YPF(Repsol YPF)。从此以后,对阿根廷石油生产演变过程的意见开始各不相同。

拉丁美洲的国有化这个主题人们并不陌生,但是,在这个每桶石油价格超过100美元、世界石油需求曲线直线攀升的时代,它就显得格外重要了。在这一点上,不能说整个拉丁美洲都存在着矿产资源国有化趋势,因为在哥伦比亚和秘鲁等国家,这些资源由跨国企业公开开采,在巴西等其他国家,国有企业在国际证券所上市,其很大一部分股票被外国投资者掌握,但是,在玻利维亚和委内瑞拉,我们的确发现政府沿着国有化的方向前进的证明。

在声明自然资源是国家发展的战略资源之后,玻利维亚和委内瑞拉都各自对石油行业的重要部门进行了国有化改革。在委内瑞拉,第一次国有化发生在1976年卡洛斯·安德烈斯·佩雷兹(Carlos Andrés Pérez)总统在任期间,它在十年能源危机和石油输出国组织(OPEP)巩固的背景下,获得盈利,使这个国有石油企业闻名世界。但是,1980-1990年间的石油业开放计划使跨国资本进入国内领域。在这个背景下,2007年总统乌戈·查韦斯开展了第二次国有化,作为巩固其管理模式的必要工具;此后有人建议重新计划奥里诺科石油带的油田股份分配,在当时,最大的受益者是美国埃克森美孚公司(Exonmobil)、康菲石油公司(Conoco-Phillips)和雪佛龙公司(Chevron),以及法国道达尔石油公司(Total)、英国石油公司(BP)和挪威国家石油公司(Statoil)。 该措施意味着对外国石油公司的赔偿谈判中,有些与政府部门达成协议,而有些因不能在数额上达成一致,向世界银行提出了申诉。

玻利维亚的国有化过程更加复杂。1937年,该国政府驱逐了标准石油公司,创立了玻利维亚国家石油公司(YPFB), 成了国有化的第一步。后来的各届政府向外国企业提供便利,使其一点点地占领了行业领地;1969年发起了第二次国有化进程。在沉重的财政压力下,玻利维亚国家石油公司在1996年被私有化,开始了石油行业的新篇章,直到2006年的又一次国有化。这次国有化在2004年采取公投方式进行,由艾弗·莫拉雷斯(Evo Morales)总统以政府法令形式确定,给玻利维亚政府带来了大型油田石油产量总价值近82%的收入。这次国有化中,各方依然就命令变更进行了磋商。但是,赔偿金额上的巨大差异又一次导致了国际仲裁,至今仍有未决的申诉。

因为官方数据和国际组织提供的数据之间存在巨大分歧,对这些国有化影响的分析显得非常复杂。但是,国有石油企业在社会发展项目中的高参与度意味着收益中的很大一部分将用于社会发展而非再投资,这样将限制勘探能力-替换成熟油田的必要能力-并暗示着一个下降的趋势。这个观点被上述国家最近在石油方面的政策佐证。在委内瑞拉,奥里诺科石油带的重油油田通过招标形式由俄罗斯、中国、伊朗等国家实施工程,目的在引进外国资本,但是必须指出的是这些新的合作方式都建立在反映石油行业新模式的同一个条件基础上,即至少51%的股份应归委内瑞拉国家石油公司(PDVSA)所有。另一方面,玻利维亚政府为跨国石油企业创立了一个补贴制度,将生产出的每桶石油收益提高至30美元,以吸引外资。

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

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Por Eloy Jerviz

Muchos años han pasado desde que, en Diciembre de 1907, un sobresaltado Humberto Beghin, auxiliar de perforación del gobierno de José Figueroa Alcorta, aclamase “Grandioso Dios, hemos conseguido kerosene”, iniciando así la historia de la industria petrolera Argentina. Un segundo hito en esta evolución está marcado por la fundación de YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) en 1922; primera empresa a cargo de extraer y tratar el petróleo Argentino. Subsiguientes periodos de turbulencias políticas y dudosa administración produjeron una década de poco avance en el capital de la empresa y consecuentemente estancando su crecimiento. Ya para la llegada del régimen Peronista (1945), YPF estaba institucionalmente débil y capitales extranjeros fueron infructuosamente buscados para incrementar su producción. Gobiernos posteriores poco cambio trajeron a la industria de hidrocarburos de la nación austral, avances y retrocesos fueron característicos en los años que siguieron al derrocamiento de Perón. En 1958, Arturo Frondizi logra con su programa de gobierno autoabastecer el mercado interno, sin embargo, la anulación de contratos en el gobierno de Aturo Ilia representaron un revés. Los gobiernos militares Argentinos no incluyeron cambios trascendentales en las políticas petroleras, sin embargo, la producción continúo en crecimiento liderada por empresas como Argentina Cities Service y Amoco. En 1992, el gobierno de Carlos Menem desnacionalizo el petróleo, transfiriendo el dominio de los yacimientos petrolíferos del Estado Nacional a las provincias y privatizando YPF. Fue en este escenario que en 1998 se produjo la compra de la estatal petrolera Argentina por parte la Española Repsol, pasándose a llamar Repsol YPF. De aquí en adelante, las opiniones de lo que ha sido la evolución de la producción petrolera Argentina comienzan a discrepar.

Las nacionalizaciones en América Latina no resultan un tema desconocido, sin embargo, su importancia aumenta en una época en que el precio del barril de petróleo supera los 100$ y la curva de demanda mundial continua en franco ascenso. En este particular, seria errado afirmar que una tendencia a la nacionalización de los recursos minerales existe en  la región, pues en países como Colombia y Perú, estos son abiertamente explotados por empresas transnacionales mientras que en otros, como Brasil, acciones de las empresas estatales son cotizadas en bolsas internaciones con altas cuotas pertenecientes a inversores extranjeros, sin embargo, en Bolivia y Venezuela hallamos claros ejemplos de gobiernos que siguieron esta dirección.

Tanto Bolivia como Venezuela han llevado a cabo sendos procesos de nacionalización de importantes sectores de su industria petrolera al declarar sus recursos naturales como estratégicos para el desarrollo de la nación. En el caso Venezolano, una primera nacionalización fue llevada a cabo en 1976 por el entonces presidente Carlos Andrés Pérez teniendo como resultado la creación de un estado de bonanza económica debido a la crisis energética de la década y el fortalecimiento de la OPEP, lo cual llevo a la estatal petrolera a niveles de reconocimiento mundial. Sin embargo, el plan de Apertura Petrolera de la década de los 80-90, produjo la vuelta de capitales transnacionales al escenario nacional. En estas condiciones, una segunda nacionalización fue anunciada por el presidente Hugo Chávez en enero de 2007 como herramienta necesaria para alcanzar la consolidación de su modelo de gobierno; con esta se propuso replantear la distribución accionaria de los bloques de petróleo pesado en la Faja del Orinoco, las cuales eran, para la época, mayoritarias a favor de las empresas estadounidenses ExxonMobil, Conoco-Phillips y  Chevron, junto a la francesa Total, la inglesa BP y la noruega Statoil. La medida implico la negociación de compensaciones para compañías petroleras expropiadas, muchas de las cuales lograron acuerdos con el ente gubernamental mientras que otras, debido a la imposibilidad de reconciliar cifras, apelaron al uso del recurso de demanda ante el Banco Mundial.

Respecto al caso Boliviano, la historia de nacionalizaciones resulta más compleja. Hacia el año 1937, el gobierno de este país expulsa a Standard Oil y crea Yacimientos Petroleros Fiscales Bolivianos (YPFB), definiendo el primer proceso de nacionalización. Gobiernos posteriores otorgaron ventajas a compañías extranjeras que poco a poco fueron ganando terreno; desencadenando una segunda nacionalización en 1969. Ante crecientes presiones fiscales, YPFB fue privatizada en 1996 iniciando así otro capítulo de la industria petrolera que culmino con la nacionalización de 2006, la cual se realizo por medio de consulta popular en 2004 y fue confirmada por decreto del gobierno del presidente Evo Morales, estableciéndose ingresos para el Estado boliviano cercanos al 82% del valor de la producción de hidrocarburos para los megacampos. En esta oportunidad, el cambio de mando también fue negociado, sin embargo, una vez más, diferencias significativas en los montos compensatorios requirió arbitraje internacional, existiendo hasta el día de hoy querellas activas al respecto.

Los efectos de dichas nacionalizaciones en términos de producción resultan complicados de analizar pues las cifras oficiales discrepan en gran medida con aquellas reportadas por organismos internacionales. Sin embargo, el alto grado de compromiso que las estatales petroleras tienen en proyectos de desarrollo social tiene como implicación que una buena porción de las ganancias se destine a estos fines y no a la reinversión, poniendo un límite a la capacidad exploratoria –necesaria para sustituir yacimientos maduros-, asumiéndose una tacita tendencia al declive. Esta observación está respaldada por las políticas que, en materia petrolera, han sido recientemente tomadas por los países citados. En Venezuela, campos de petróleo pesado en la Faja Petrolífera del Orinoco fueron licitados a empresas rusas, chinas, iraníes, entre otras, con el objetivo de reinyectar capital extranjero, aunque ciertamente debe destacarse que estas nuevas asociaciones fueron establecidas con una condición que reflejo el nuevo modelo petrolero: al menos un 51% del volumen accionario debía pertenecer a la estatal PDVSA. Por su parte, el gobierno Boliviano creó un sistema de subvenciones a las compañías petroleras transnacionales, con lo cual se incrementaba a 30 dólares la ganancia por barril producido, como medida para atraer inversiones.

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.

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