10 años del Plan Siembra Petrolera

Dr. Kenneth Ramírez

El 18 de agosto de 2005, una vez superado los efectos del paro petrolero, el Presidente Chávez, acompañado del Ex-Ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, presentó al país desde el Hotel Caracas Hilton, el ambicioso “Plan Siembra Petrolera 2006-2012” con visión 2030, para la expansión de PDVSA en el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y en un contexto estratégico de “fin del petróleo barato”. Recientemente, el Presidente Maduro acompañado del Ministro de Petróleo y Minería, Eulogio del Pino, celebraron los 10 años de este acontecimiento. No obstante, cabe la pregunta: ¿Hay algo que celebrar? Para responderla objetivamente, debemos hacer un balance.

En materia de reservas, el Plan Siembra Petrolera se proponía certificar la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), donde se estimaban reservas por 236 millardos de barriles de petróleo, lo cual aumentaría las reservas totales de Venezuela hasta 313 millardos de barriles. Con el aval de la empresa certificadora Ryder Scott, las reservas ascendieron hasta 299,9 millardos de barriles a finales de 2014, es decir, se alcanzó un satisfactorio 96% de la meta. En la actualidad, Venezuela es reconocida como el país con mayores reservas petroleras a nivel mundial.

Sin embargo, en materia de producción, la historia ha sido muy distinta. Lo que se ha hecho es “correr la arruga” debido a los retrasos de los proyectos por falta de capacidad de ejecución y financiamiento. Originalmente, el Plan Siembra Petrolera proponía pasar desde 3,3 millones de barriles diarios (MMBD) que se producían en 2005 hasta 5,8 MMBD en 2012, con una inversión de 123 millardos de dólares, en el marco de la OPEP y bajo el modelo de empresas mixtas que mejoró la participación fiscal del Estado. Para ello, se apostaba por aumentar significativamente la producción de la FPO con la construcción de 5 nuevos mejoradores. En 2013, de un plumazo, se desfasaron las metas hasta 4,25 MMBD para 2015 y 6,1 MMBD para 2021, con una inversión de 236 millardos de dólares.

En 2015, tenemos 12 empresas mixtas operando (incluyendo las 4 antiguas Asociaciones Estratégicas) en la FPO, pero los nuevos proyectos sólo han sumado alrededor de 50 mil barriles diarios de producción temprana (apenas 8% de la meta) y no se ha construido ni un mejorador. Por ello, y debido a la declinación de las áreas tradicionales, la producción petrolera de Venezuela ha descendido en la última década hasta ubicarse en 2,7 MMBD. Es decir, según cifras OPEP, se ha experimentado una caída de 600 mil barriles diarios (-18%), cuando estaba previsto un aumento de 2,5 MMBD.  En ese mismo período, casi todos los países petroleros de importancia elevaron su producción aprovechando los precios altos. Por tanto, la cuota de mercado de Venezuela ha caído, y esto se ha traducido a una pérdida de músculo dentro de la OPEP. 

Las premuras han llevado a la pragmática estrategia de importar crudo liviano para diluir con el extrapesado de la FPO, y así producir una mezcla tipo Merey 16 para exportar sin necesidad de invertir en mejoradores en un contexto de precios bajos y caída de producción de livianos (-30% en el Lago de Maracaibo desde 2008 y -25% en el Norte de Monagas desde 2010). Empero, este esquema presenta una rentabilidad que no queda clara, y no maximiza el valor al Estado venezolano en contradicción con la política “Plena Soberanía Petrolera” y el “Plan de la Patria”.

Por otra parte, los indicadores operativos y financieros se han deteriorado. En los últimos diez años, la producción de barriles por empleado ha caído en más de 70% y casi se ha triplicado el costo de producción promedio desde 4,34 $/Bl en 2006 hasta 12 $/Bl en 2015. Mientras la deuda de PDVSA ha aumentado desde 3 millardos de dólares en 2005 hasta 45 millardos de dólares en 2015.

En materia de refinación, el Plan Siembra Petrolera proponía aumentar la capacidad de refinación nacional desde 1,3 MMBD hasta 2 MMBD, a través de la construcción de tres nuevas refinerías (Batalla de Santa Inés, Cabruta y Caripito), y la ampliación de las refinerías de Puerto La Cruz y El Palito. Sin embargo, nada de esto se ha materializado. Además, la capacidad de refinación en el exterior se contrajo desde 2,06 MMBD en 2005 hasta 1,3 MMBD en 2015, con la venta del circuito Ruhr Oel y de varias refinerías en EEUU, y la cancelación o desfase de proyectos en Brasil, Ecuador, Nicaragua, Uruguay, Siria, Vietnam y China.

Las exportaciones petroleras aunque se han logrado diversificar, consolidándose China como segundo destino, han caído más que proporcionalmente respecto a la producción debido al aumento del consumo interno y el contrabando. Además, se encuentran muy atadas a convenios que afectan el flujo de caja de PDVSA.

En materia de gas natural, aunque las reservas han aumentado, los proyectos emblemáticos Rafael Urdaneta, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana se encuentran retrasados, excepto los campos Perla y Dragón. Mientras los trenes de licuefacción y proyectos como el “Gasoducto del Sur” quedaron en el olvido.

En definitiva, hay poco que celebrar y mucho por hacer tras una década del Plan Siembra Petrolera. Hoy por hoy, PDVSA no se encuentra en franca expansión como se planificó, sino en medio de un preocupante estancamiento. En consecuencia, resulta imperativo un nuevo plan de negocios de PDVSA que sea creíble, lo que supone adaptarlo a un nuevo contexto estratégico marcado por precios moderados y aumento de las restricciones ambientales, donde la geopolítica parece no tener árbitro y la geoeconomía se inclina al Pacífico. Además, debe lograr concitar un amplio consenso nacional. De ello depende la revitalización de PDVSA. ¿Y usted qué opina?

@kenopina

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

Daño colateral: Venezuela y la Guerra de Naimi

Dr. Kenneth Ramírez

Tal como pronosticamos, la 166° Reunión Ministerial de la OPEP no fue fácil. Después de cinco horas de acalorado debate, el grupo decidió mantener el techo de producción colectivo en 30 millones de barriles diarios (MMBD) aprobado en 2011, sin siquiera hacer un llamado a una mayor disciplina. El Canciller Ramírez abandonó la sede de la OPEP sin hacer comentarios y visiblemente molesto. El Ministro de Petróleo iraní, Bijan Zanganeh, señaló que “la decisión no era favorable para todos”, pero no protestó para no mostrar debilidad y dejar la puerta abierta a un futuro reclamo de su cuota de producción en caso de alcanzarse un acuerdo nuclear en 2015. Mientras el Ministro de Petróleo saudita, Alí Al-Naimi, declaró que se alcanzó “una excelente decisión”: Había impuesto su tesis, con lo cual hizo una marca sobre la arena para defender la cuota de mercado OPEP y declaró oficialmente la guerra a los esquistos de EEUU.

Desde entonces, el crudo marcador Brent se desplomó 10% más -ha perdido de manera acumulada 40% desde junio-, y se ubicó puntualmente en 69 $/Bl en la primera semana de diciembre –el  nivel más bajo en 5 años. Barclays ha señalado que el crudo Brent tendrá una cotización promedio de 72 $/Bl en 2015, mientras Goldman Sachs lo ubica en 80 $/Bl. Por su parte, Arabia Saudita ha señalado recientemente que los precios podrían estabilizarse incluso alrededor de 60 $/Bl.

Los precios pueden caer un poco más, o pueden experimentar un modesto repunte en los próximos 2 o 3 años debido a crisis geopolíticas o la reactivación económica mundial, pero expectativas de 100 $/Bl están fuera de lugar. Entonces, ¿qué reflexiones debemos hacer respecto a la OPEP y Venezuela?

En primer lugar, debemos apuntar, que a pesar de los desacuerdos coyunturales, la OPEP sigue siendo relevante para defender los intereses permanentes de los países productores. No han faltado artículos que en tono exagerado han decretado el fin de la organización. No obstante, la OPEP cuenta con 33% de la producción y 78% de las reservas mundiales; y por tanto, su importancia a largo plazo sigue siendo considerable. De hecho, el nuevo nivel de precios hará las energías renovables menos competitivas y debilitará los esfuerzos de eficiencia energética. Asimismo, la “revolución de esquistos” será al menos ralentizada –las estimaciones del costo de producción de esquistos varían desde las más optimistas en 40-60 $/Bl hasta las más realistas en 80-90 $/Bl según la cuenca-, y la OPEP recuperará centralidad en el mercado petrolero. Empero, aún existe el riesgo de una severa descoordinación de la OPEP que hunda los precios.

En segundo lugar, debemos recordar que estamos ante precios moderados, no bajos. Desde el nacimiento de la industria petrolera moderna, el precio del petróleo ajustado por inflación ha promediado más de 70 $/Bl sólo 16 de 153 años. De hecho, el nivel de precios actual es similar a los de los años 2009 -después de la crisis financiera en EEUU- y 2006 -antes de alcanzar niveles iguales o superiores a 100 $/Bl debido al tirón de la demanda de las economías emergentes. Un nivel de 70 $/Bl es suficiente para mantener el petróleo como fuente de energía competitiva y garantizar una buena rentabilidad de la industria petrolera.

En tercer lugar, Venezuela se ha convertido en un daño colateral de la “Guerra de Naimi”, ya que los precios moderados asedian las arcas públicas en plena crisis económica, sin reservas internacionales suficientes y con un alto endeudamiento. Ante un estado de sitio, lo mejor es asumir que el enemigo acampará frente a las puertas por un largo tiempo. En este sentido, hay 3 líneas defensivas posibles:

La primera es mejorar la gestión del propio sector petrolero. A partir de ahora resulta crucial que PDVSA sea más eficiente, concentrándose en sus actividades medulares y capitalizando socios que realmente apalanquen proyectos y no sólo tengan significado geopolítico. Recordemos que, desde 2005, PDVSA ha fallado reiteradamente en materializar las metas del Plan Siembra Petrolera. La caída de precios hace que los campos venezolanos, incluyendo la Faja Petrolífera del Orinoco, sean más atractivos que otros proyectos más costosos en aguas profundas, esquistos y arenas bituminosas -si los términos son atractivos, flexibles y transparentes. Con esto, estaremos preparados para colocar barriles en el mercado cuando esta coyuntura de mercado sobre-abastecido culmine hacia 2019. Recordemos que un proyecto petrolero tarda al menos 5 años en desarrollarse. Además, se requiere mayor exploración de crudos livianos y más tecnología e inversión para levantar producción en las áreas tradicionales.

Por otra parte, debemos reconocer que es urgente un cambio del modelo económico. En los últimos 15 años, y paradójicamente al socaire de la frase “sembrar el petróleo”, hemos pasado a depender mucho más de las exportaciones petroleras. Al respecto, como hemos insistido, debe aparcarse el ineficiente paradigma de “Estado corporativista” que se ha venido impulsando, y mirar a Brasil con su exitoso paradigma de “Estado logístico” que planifica e impulsa el desarrollo nacional junto al sector privado y la sociedad civil.

Finalmente, el gobierno venezolano debe mejorar su gestión macroeconómica, recortar gasto público suntuario y de naturaleza estrictamente política. Aquí una gran oportunidad se abre en una revisión de la diplomacia petrolera, y más específicamente la cooperación energética con PETROCARIBE y ALBA, a los cuales incluso seguimos enviando crudo liviano mientras hemos empezado a importarlo desde Argelia y Rusia para utilizarlo como diluente. No es posible mantener una fuerte proyección geopolítica sin una sólida base de poder nacional.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

CITGO a la luz de las nuevas realidades

 

Dr. Kenneth Ramírez

En el último mes, se ha establecido un intenso debate sobre la conveniencia o no de la venta de CITGO. Muchos argumentos presentados tienen fuertes tintes políticos, y en buena medida han sido superados por las circunstancias. Veamos.

El viejo debate entre neoliberales y socialistas

La compra de CITGO -entre 1986 y 1990- se realizó siguiendo cinco premisas: 1) PDVSA debía transformarse en una empresa energética global, lo cual implicaba ir más allá de la producción de petróleo en Venezuela; 2) PDVSA aumentaría su producción desde 3,5 millones de barriles diarios (MMBD) hasta 7 MMBD, sin mayor consideración a la cuota OPEP; 3) Las reservas petroleras venezolanas están compuestas mayoritariamente por crudos pesados (83%), con alto contenido de azufre y metales, por lo cual PDVSA debía adquirir capacidad para procesarlos, en un mercado con pocas refinerías complejas; 4) La adquisición de refinerías en el exterior fortalecía la seguridad energética de Venezuela, garantizando demanda en un mercado rentable y cercano como EEUU, recordando las restricciones a las importaciones de crudo venezolano desde 1959 hasta 1973; 5) Esto convertía en especial a la relación EEUU-Venezuela, proporcionando influencia en Washington.

El actual Gobernador venezolano en la OPEP, Bernard Mommer, junto al mexicano Juan Carlos Boué, realizaron críticas a esta política -que posteriormente se denominó “Apertura Petrolera”-, y en especial, a la compra de CITGO: 1) Venta de crudo venezolano con descuentos entre 2 $/Bl y 3 $/Bl; 2) Compra de crudo mexicano y canadiense para satisfacer parte de la dieta de CITGO; 3) Utilización de los activos en el exterior como justificación de una política volumétrica contraria a la OPEP; 4) Sustracción de parte de la renta petrolera que era invertida en EEUU fuera del control del Estado venezolano; 5) CITGO no arrojaba dividendos. Mommer y Boué se convirteron en asesores de Alí Rodríguez y el Presidente Chávez, quienes apostaron por la OPEP para rescatar los precios del petróleo y subrayaron el rol de PDVSA como empresa petrolera nacional. En este marco, se eliminaron los descuentos a CITGO, se vendieron 2 de sus refinerías en 2007 -Paulsboro y Savannah, lo cual se sumó a la venta forzada del 41% en Lyondell por incumplimiento de suministros-, y se culminó la relación con la red de estaciones de servicio 7 Eleven. Además, se ordenó a CITGO arrojar dividendos, por cuyo concepto se han obtenido 9.350 millones de dólares desde 1999.

Nuevas realidades

Hoy por hoy, la dimensión de CITGO ha sido reducida, se han eliminado los descuentos y produce dividendos. De sus 3 refinerías, sólo Lemont de 167 mil barriles diarios (MBD), no procesa crudo venezolano. Además, la importancia del mercado estadounidense para nuestras exportaciones ha sido racionalizada, pasando de 58% en 2000 a 35% en 2014 -aumentando Asia al 43% y América Latina al 18%. En consecuencia, el viejo debate en torno a CITGO ha sido superado y su posible venta no luce conveniente a la luz de las nuevas realidades.

En segundo lugar, el Plan Siembra Petrolera plantea aumentar paulatinamente la producción de PDVSA hasta 6 MMBD, en concordancia con la OPEP. Todo esto apalancado en el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, con una estrategia de mejoramiento y dilución que implica transformar el crudo extrapesado (8 °API) en crudos tipo Merey (16 °API) y Leona (22 °API). Para colocar estos crudos en el mercado mundial, se requieren refinerías complejas como las otras dos refinerías de CITGO, Lake Charles y Corpus Christi, que no abundan. En este sentido, CITGO es compatible con la nueva internacionalización diseñada por PDVSA que busca colocar crudos de manera diversificada, y construir nuevas refinerías en América Latina y Asia –donde destacan Jie Yang, Weihai y Shanghai en China.

En tercer lugar, sería un error perder la participación y el valor de marca de CITGO en un mercado tan incierto como el de EEUU actualmente -con la Revolución de Esquistos, el desarrollo de las arenas bituminosas de Canadá que se puede potenciar con el oleoducto Keystone XL, y la Reforma Energética en México-, lo cual concentraría aún más nuestra apuesta por la carta china.

En cuarto lugar, la venta de CITGO en el mejor de los casos puede proporcionar alrededor de 8 millardos de dólares. Con este dinero no se podría construir un nuevo mejorador de 400 MBD en la Faja, cuyo costo se encuentra en 12 millardos; y si se utiliza para gasto corriente implicaría una pérdida patrimonial para el país.

Finalmente, CITGO como noveno refinador en EEUU -750 MBD- es un punto de apoyo valioso para influir políticamente en la primera potencia mundial. En los momentos más bajos de la relación con EEUU en la Era Bush, el Presidente Chávez utilizó CITGO para desplegar un fuerte cabildeo en Washington e inauguró el programa de combustible para la calefacción de hogares pobres junto a Citizens Energy dirigida por Joe Kennedy, lo cual le permitió construir interlocutores en el Partido Demócrata y apalancar el llamado Grupo de Boston -que buscaba rescatar el diálogo y la cooperación bilateral. Incluso CITGO apoyó la difícil campaña de Obama en 2008 -respaldado por el clan Kennedy contra Hillary Clinton-, quien ha desplegado una política de búsqueda de compromiso (engagement policy) hacia Venezuela desde su llegada a la Casa Blanca. Esto puede ser clave para negociar con ConocoPhillips y ExxonMobil que tienen litigios abiertos contra Venezuela, mitigando así riesgos de embargo a CITGO y otros activos de PDV America, Inc. Recordemos que la Administración Obama tiene poder de veto sobre cualquier transacción que involucre CITGO a través de diferentes comisiones regulatorias.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

@kenopina

El "renacimiento" energético de EEUU

Prof. Rafael Quiroz Serrano

La revolución de esquisto o lutitas (“shale oil”/”shale gas”) que muchos han magnificado, no es tan “revolución” o tan novedosa como la quieren hacer ver, pues esta tecnología se remonta desde 1947 cuando se estudia por primera vez la posibilidad de utilizar agua, y en 1949 al iniciarse su aplicación industrial.

De hecho, esta revolución tecnológica que, mediante el método de fracturación hidráulica (“fraking”), permite extraer crudo o gas desde la roca madre, comenzó propiamente en los años 90 cuando el primer pozo de esquisto moderno fue perforado cerca de Fort Worth, Texas, Estados Unidos (EEUU); por lo tanto, es el país del norte el que posee la tecnología más avanzada para la explotación de este hidrocarburo no convencional.

El desarrollo de los yacimientos de esquisto, como crudo no convencional, por parte de Estados Unidos, llega en momentos en que el país del “Tío Sam” hace esfuerzos por asegurarse el suministro, debido principalmente a que su actividad de transporte depende de los hidrocarburos, su consumo energético aumenta, su producción petrolera disminuye; lo cual, aunado a la escasez de sus reservas, lo hacen altamente vulnerable del impredecible mercado petrolero.

Emancipación y seguridad

Esta es la razón fundamental por la que la seguridad y emancipación energéticas de los EEUU son una variable clave para el desarrollo de petróleo de esquisto, a pesar de su gran impacto ambiental y social; pues, la cada vez más creciente dependencia petrolera extranjera, ha venido convirtiéndose en un peligro significativo para su seguridad nacional, pues la garantía del abastecimiento energético interno aún está en manos de países extranjeros, algunos básicamente miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

En la medida que la producción de petróleo de esquisto satisfaga la demanda interna estadounidense, se espera que los precios de los principales crudos livianos/dulces disminuyan progresivamente en EEUU, y ello arroja la posibilidad de que una considerable porción del parque refinador estadounidense pueda acometer interesantes inversiones para adecuarse al procesamiento de este petróleo, aumentando así el volumen de procesamiento.

Precios y costos

He aquí la importancia del desarrollo del “shale oil” y “shale gas” dentro de la política energética estadounidense; siendo este uno de los dos aspectos sustanciales para el desarrollo de este petróleo. El otro es, los altos precios de realización o venta del crudo, sobre todo desde que estos sobrepasaron los 90 dólares el barril (U$/B), y con la tendencia de seguir subiendo. Debido a esto, el “nuevo” petróleo no convencional, desde hace tres años viene haciéndose presente, en forma destacada, en el mercado petrolero estadounidense y canadiense; de hecho, en la actualidad, la producción de petróleo de esquisto se lleva a cabo en su totalidad en Norteamérica.

Para evaluar las perspectivas de este petróleo, se debe considerar el nivel de los costos de producción y desarrollo, los cuales promedian actualmente los 50 U$/B, sin incluir impuestos y regalías; y entre 6 y 9 millones de dólares de inversión en perforación y operación por cada pozo horizontal. La Industria petrolera estadounidense necesita precios altos de petróleo para poder desarrollar las cuantiosas reservas de crudos no convencionales que posee, por lo que precios por debajo de los 90 U$B no hacen comercializable los esquistos.

Ventajas competitivas de EEUU

No hay duda que el petróleo y el gas natural de esquisto representan una especie de “renacimiento” energético para EEUU y Canadá; sin embargo, exportar esta revolución a diferentes países resulta mucho más difícil de lo previsto, pues tanto gobiernos como empresas petroleras están encontrando obstáculos a medida que intentan replicar la experiencia estadounidense a otros países, donde se podría tardar desde una hasta dos décadas en alcanzar una producción importante de este crudo.

No es tan simple ni sencillo lo de esquisto, y su cronograma de desarrollo llevará mucho más tiempo del calculado; entre otras cosas, por la disponibilidad limitada de taladros con capacidad de perforación horizontal, lo que es una variable clave en el desarrollo de este petróleo allende las fronteras estadounidense. Claro está, que ello le da una significativa ventaja competitiva a EEUU, que junto a Canadá seguirán siendo, y durante un buen tiempo, los únicos países en aprovechar las ventajas económicas de este desarrollo. La declinación de la producción de crudos convencionales se mantendrá en EEUU, mientras que el petróleo de esquisto y las Aguas Profundas del Golfo de México representarán los principales incrementos de la producción de Norteamérica.

No es para tanto

No hay duda que la “aparición” de este tipo de hidrocarburo alternativo amenaza con modificar el mapa energético mundial y trastoca en parte la balanza del poder energético; sin embargo, hay una especie de exuberancia irracional mundial respecto al desarrollo de esquisto, y tal como ya hemos señalado, dicho crudo tampoco las tiene todas consigo; pues países como Francia y Bulgaria, por solo citar dos europeos, fueron más allá y prohibieron la fracturación hidráulica por completo, debido a preocupaciones ecológicas y sísmicas, lo que detuvo en seco el desarrollo de esta industria; y Francia, no obstante todas las reservas que tiene, ya dijo no a tal proyecto. Los movimientos ambientalistas están cabildeando por todo el mundo, destacando lo dañino que es para el ecosistema tal explotación; de tal manera que EEUU y Canadá aun no podrán montar indefinida fiestas patronales.

Así las cosas, la aparición de este “nuevo” petróleo tampoco es para que los demás países productores de petróleo se pongan a llorar. Los crudos no convencionales venezolanos (extra-pesados de la Faja) le ganan en costos a los crudos no convencionales de esquisto. EEUU podrá reducir bastante su dependencia energética de las actuales importaciones petroleras, pero no logrará auto abastecerse del todo, mucho menos en convertirse en exportador de petróleo, como algunos han afirmado, y quisieran, por allí. Ya como colofón, se podría afirmar que con el renacimiento energético de EEUU, gracias a esquisto, la era del petróleo barato ha quedado atrás, pero ello no significa el final de la matriz energética sustentada en fuentes energética fósiles; pues pasará aún mucho tiempo antes que nazcan los modelos energéticos post-fosilistas.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

Los “nuevos” petróleos

Prof. Rafael Quiroz Serrano

El punto de partida de cualquier valoración o análisis es definir el objeto o tema a tratar.

Esquisto es el nombre común de un crudo fósil no convencional, al que también se le conoce como lutitas, o llamado en el lenguaje sajón “shale oil” y/o “shale gas”. Lutitas es una roca sedimentaria abundante donde se forma el petróleo, y por ello a lutitas (shales) se le llama también la roca madre, capaz de generar y expulsar suficientes hidrocarburos para formar una acumulación de petróleo o gas, que van a migrar hacia las rocas recipientes (que son las areniscas por excelencia) o reservorios. De modo que esquisto (lutitas) es el petróleo que no nació, es aquel petróleo que se quedó en feto o embrión porque no fertilizó, y por ello permaneció en la roca madre para siempre.

La revolución de los “nuevos” petróleos es posible gracias a nuevas tecnologías que EEUU ha desarrollado, hasta lograr un método de fracturación hidráulica (fracking), que consiste en fracturar la roca en el sustrato rocoso, mediante la inyección de agua y fluidos químicos a altas presiones de agua, con el objeto de recuperar los hidrocarburos (petróleo o gas) que se quedaron depositados en las rocas madres (lutitas).

Reservas mundiales

Esparcidos mundialmente los recursos in-situ del petróleo de esquisto se estiman en 1.200 millardos de barriles (MMMB), de los cuales 345 MMMB son de “shale oil” y el resto es de “shale gas”; todos estos localizados en 41 países que encabeza Rusia, EEUU, China, Argentina, Libia y Venezuela, que ocupa el sexto lugar, ubicados en la Cuenca de Maracaibo y Faja del Orinoco; después siguen Sudáfrica, Polonia, Jordania, Francia, México, Argelia, Brasil, Alemania, Pakistán, Suecia, Paraguay, Canadá, Australia, Chile, India e Indonesia. Lo cierto es que solamente Rusia y China se equiparan con EEUU para materializar una producción significativa de petróleo de esquisto.

Costos y precios

Uno de los factores limitantes con que se encuentran estos “nuevos” petróleos, no convencionales, para la expansión de su producción, son los costos de producción; ya que el precio necesario para que estos desarrollos sean rentables se encuentran muy por encima de aquellos necesarios para la producción de otros crudos, tanto convencionales como no convencionales.

Según especialistas en el tema, el costo de producción de un barril de esquisto se encuentra entre 50 y 85 U$/B; lo cual resulta muy elevado al comparársele con los 10 a 20 U$/B de la Faja del Orinoco, sin incluir mejoramiento, claro está. De allí que los yacimientos de crudos de esquisto requieren mayor actividad de perforación que los crudos convencionales, para alcanzar y mantenerse en un rango de producción debido a las altas tasas de declinación estimadas en 50% en 5 años, pues los factores de recuperación de petróleo de este “nuevo” crudo son muy bajos, ubicándose entre 5% y 8%.

Esta es la razón por la que los yacimientos de esquisto necesitan niveles de precios altos y regímenes fiscales flexibles pro explotación petrolera, para así garantizar la rentabilidad de los proyectos. Esto es lo que hace, entre otras cosas, que el perfil de inversiones de los yacimientos de esquisto sea mucho mayor y prolongado en el tiempo que los yacimientos convencionales. Por esta causa es que esquisto solo empezó a ser rentable, en términos comerciales, una vez que el precio del petróleo cruzó el techo de los 90 dólares el barril; por consiguiente, a EEUU es el país a quien menos le conviene la baja de los precios del crudo por debajo de dicho nivel.

Dificultades y repercusiones

Sin embargo, entre los factores asociados al petróleo de esquisto, debemos señalar que existe gran incertidumbre respecto al nivel de reservas estimadas, impacto ambiental, y disponibilidad de recursos; implicando ello gran margen de variabilidad en las estimaciones de producción futura, que algunos analistas tanto en Venezuela como en el exterior han magnificado.

Una de las múltiples y variadas dificultades para hacer factible y rentable este“descubrimiento” es la alta demanda de agua dulce que ello comporta; por lo que se corre el temible riesgo de contaminación de acuíferos. Algo similar sucede en China, país al cual algunas agencias le asignan más petróleo y gas de esquisto que EEUU, donde la mayor parte de sus yacimientos de esquisto se encuentra en zonas áridas o densamente pobladas, lejanas de la orilla de la mar, carentes de la suficiente gran cantidad de agua para llevar adelante este proyecto; amén de problemas de formación geológica.

También las razones ambientales por el gran riesgo de dañar suelos y subsuelos se encuentran entre las repercusiones, pues el empleo de químicos dañinos que contaminan el medio ambiente no es baladí para los gobiernos y organizaciones protectoras del ambiente. Y qué decir de los efectos telúricos, que debilita el terreno dejando espacios y cavidades vacías, debido a la fracturación de la roca, que posteriormente producirán movimientos sísmicos.

Igualmente, la contaminación de esquisto, es el fósil más contaminante por encima de los crudos convencionales, deja una huella ecológica bastante marcada, que a su vez aumenta la deuda ecológica. Esto, ya justifica las presiones de las múltiples ONG ambientalistas y ecologistas para impedir que se lleve adelante este tipo de desarrollos energéticos. Estos elementos, son razones más que suficientes para entender por qué Europa toda se opone al petróleo de esquisto.

Sin embargo, hay efectos e impactos inmediatos, y a largo plazo, que indubitablemente podrían hacerse sentir, sobre todo cuando consideramos los crecientes volúmenes que de petróleo de esquisto, condensados y productos líquidos del gas natural, matizadamente en los tres últimos años, han tenido cierto impacto debido a la producción y consumo del mercado estadounidense; lo que podría seguir representando algunas reducciones de las importaciones de EEUU del crudo Opep (Arabia Saudita, Venezuela, Nigeria, Argelia, Libia y Angola).

Finalmente, no hay duda que la aparición de estos “nuevos” petróleos amenaza con cambiar el tablero energético mundial, dado que podrían realinearse los mercados y las naciones que nunca han tenido disponibilidad de energía. No obstante, y debemos de afirmarlo con absoluta convicción, los “nuevos” petróleos (esquisto), definitivamente, nos las tienen todas consigo, las “ventajas” que promete esta “revolución” de esquisto no son tan halagadoras como mucha gente desea y ha creído, y entre ellas algunos venezolanos. Se sugiere aun no hacer fiesta.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

Geopolítica petrolera cambiante

Dr. Kenneth Ramírez

El pasado 28 de enero, el Presidente Obama dirigió al Congreso estadounidense el Discurso sobre el Estado de la Unión de 2014, donde señaló sin ambages que la “estrategia integral para la energía que anuncié hace unos años está funcionando y, hoy por hoy, EEUU está más cerca de la independencia energética”. En realidad, el Presidente Obama intentó adjudicarse una situación energética que si bien es benigna para EEUU, no se debe totalmente a su política energética. De hecho, su política “Nueva Energía para EEUU” (New Energy for America) ha sido una apuesta por las energía renovables y la eficiencia energética con marcado sesgo anti-petrolero y resultados mixtos.

EEUU ha logrado mejorar sus niveles de autoabastecimiento energético gracias al gran aumento de la producción de hidrocarburos no convencionales a partir de la llamada “revolución de los esquistos” (shale oil); que si bien tiene un costo de producción que oscila entre 70 $/Bl y 90 $/Bl según el yacimiento, han podido desarrollarse gracias a los niveles de precios actuales.

De manera que, el Presidente Obama ha terminado cediendo a la realidad: el petróleo estará aquí por mucho tiempo, y es parte vital del futuro de EEUU y la matriz energética mundial. Esto lo confesó sin decirlo al cambiar el Secretario de Energía en 2013, sustituyendo a un físico proclive a las renovables como Steven Chu, por Ernest Moniz, otro físico cercano a la industria petrolera y nuclear.

Así, un Presidente Obama más pragmático señaló en esta ocasión “las empresas pretenden invertir casi 100 mil millones de dólares en nuevas fábricas que usan gas natural. Eliminaré los impedimentos para ayudar a construirlas (…) Mi administración continuará trabajando con el sector”. La producción de gas natural en EEUU ha aumentado 21% desde 2010 gracias a yacimientos de gas de esquistos como Marcellus, haciendo que los precios bajen y la economía reciba oxígeno. Las importaciones de gas han disminuido en 23% respecto a 2010.

Aunque el Presidente Obama no lo mencionó, la producción petrolera de EEUU también ha aumentado considerablemente gracias a yacimientos de petróleo de esquistos como Bakken y Eagle Ford -alcanzando niveles similares a 1989. Por primera vez en 25 años, la producción petrolera en EEUU superó las importaciones en 2013, las cuales han disminuido en casi 15% desde 2010. Según las proyecciones, EEUU podría elevar su producción hasta 8,5 millones de barriles diarios (MMBD) en 2014 y 9,6 MMBD en 2015, niveles que no se han visto desde 1970 cuando alcanzó su pico de producción.

Aún así el Presidente Obama intentó tranquilizar su conciencia al señalar que aumentó la producción de energías renovables y disminuyeron las emisiones de dióxido de carbono. Sin embargo, coloquemos las cosas en contexto: En 2014 sólo 13% de la energía eléctrica en EEUU tiene un origen renovable.

Todo esto se traduce en una mayor seguridad energética para EEUU y en una posición de fortaleza en el ámbito geopolítico. Por ello, en el apartado de política exterior de su discurso, el Presidente Obama se comprometió con alcanzar un acuerdo nuclear con Irán este año que podría derivar en una ampliación de su sistema de alianzas en el Medio Oriente y permitiría un regreso del petróleo persa a los mercados, lo cual ha causado malestar en Arabia Saudita -aliado petrolero tradicional de EEUU y mayor productor de la OPEP. Además, el Presidente Obama señaló que seguirá utilizando la diplomacia en Siria y culminará la retirada de tropas de Afganistán en 2014.

En definitiva, reiteró su voluntad de disminuir la implicación estratégica directa de EEUU en el Medio Oriente -donde ha gastado cuantiosos recursos en una larga década de guerras y del cual dependerá menos energéticamente en el mediano plazo.

También reafirmó su compromiso con el “pivote” al Pacífico, región donde el ascenso de China plantea un gran reto geopolítico para EEUU en las próximas décadas.

Todo lo señalado implica que la demanda petrolera se concentrará en China, hacia donde se dirigirá el interés de los productores de Medio Oriente. También que EEUU tendrá mayor margen de maniobra respecto a estos últimos al menos por una década –momento en el cual su producción de esquistos declinará.

Por su parte, China tendrá un abanico de alternativas de suministro, desde Rusia, Asia Central y Medio Oriente hasta África y América del Sur.

De hecho, el Informe Mensual del Mercado Petrolero de la OPEP de enero de 2014, señala que la demanda petrolera mundial aumentará en +0,9 MMBD este año para ubicarse en 90,91 MMBD, con 38% de este crecimiento en China. Empero, el informe agrega que el espacio para el crudo OPEP en 2014 disminuirá en -0,4 MMBD para ubicarse en 29,6 MMBD. Esto último se debe al aumento de la producción en países No-OPEP, y sobre todo como vimos en EEUU.

Además, el informe agrega que China desplazará a EEUU como primer importador petrolero mundial a finales de 2014 –puesto que ocupa desde hace cuarenta años. China importó 5,74 MMBD en noviembre de 2013 e importará 6,04 MMBD a finales de 2014, mientras las importaciones de EEUU se ubicaron en 7,35 MMBD en diciembre de 2013 y caerán hasta los 6 MMBD a finales de 2014.

Como respuesta a este cambio de tendencia, China -que ya tiene una relación energética importante con Irán- está buscando estrechar vínculos con Arabia Saudita, y lo mismo empieza a considerarse en Riad donde ya se habla de una “Nueva Ruta de la Seda”. Sin duda, la revolución de esquistos en EEUU empieza a generar impacto en el mercado petrolero y reacomodos de alianzas.

Venezuela debe tomar nota de todo esto. PDVSA se ha planteado mantener a largo plazo el nivel de exportaciones actuales a EEUU –esto es 0,8 MMBD- y elevarlas a China desde 0,64 MMBD en 2012 hasta 1 MMBD en 2015 -transformándose en nuestro principal cliente- y 2 MMBD en la década de 2020, a partir del desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Más allá de las dudas sobre la capacidad de PDVSA para concretar estas metas, lo primero que salta a la vista es que no hay espacio en el mercado mundial para más producción venezolana sin afectar la cohesión de la OPEP y la estabilidad de los precios –ya en riesgo por la rivalidad entre Irán y Arabia Saudita. En segundo lugar, también resulta evidente que nuestros propios socios OPEP –con la geografía a su favor- buscarán satisfacer la demanda china. A la luz de todo esto, se requiere una profunda revisión del Plan Siembra Petrolera.

Publicado originalmente en El Mundo Economía y Negocios

Panorama retador para la OPEP

Dr. Kenneth Ramírez

El pasado miércoles 4 de diciembre, el edificio blanco de estrechas ventanas que alberga la sede de la OPEP en la Helferstorferstrasse 17 del Distrito 1 de la ciudad de Viena, volvió a convertirse en centro de la atención mundial al albergar la 164° Reunión de Ministros del grupo. La OPEP aprobó mantener por cuarta vez consecutiva el techo de producción conjunto en 30 millones de barriles diarios (MMBD). Sin embargo, bajo este aparente clima apacible, fue discutido el complicado panorama que se plantea para la OPEP en 2014 y los próximos años.

 

El grupo encara un peligroso coctel de débil demanda petrolera mundial, revolución de esquistos en América del Norte, creciente oferta petrolera en otros Estados No-OPEP y dentro de la propia OPEP, debilitamiento de la cohesión del grupo producto de la rivalidad entre Riad y Teherán, todo ello junto al  rol de Arabia Saudita como productor de equilibrio o en lenguaje coloquial “el que pone lo que falta” (swing producer).

 

De hecho, el informe de pronóstico petrolero mundial publicado por la OPEP a principios de noviembre, señala que la demanda del crudo OPEP permanecerá invariable hasta 2020, considerando un crecimiento económico mundial en torno a 3,8% y un crecimiento de la economía china en torno a 8% para los años que restan de la presente década; lo cual es optimista al comparase con los pronósticos de otras agencias, que ya hablan de una desaceleración de China. Es decir, la demanda de crudo OPEP más allá de permanecer estable, podría reducirse en lo que resta de década. Dos premisas básicas para 2014, será una demanda petrolera mundial que aumentará solamente en +1,1 MMBD, e inventarios que cerrarán a finales de este año en aproximadamente +0,3 MMBD.

 

Por otra parte, la producción petrolera No-OPEP aumentará en 2014 en +1,8 MMBD, debido a EEUU y Canadá. La producción petrolera de EEUU ascendió a 7,7 MMBD en octubre de 2013 –su nivel más alto desde 1990-, de los cuales 2,6 MMBD fue petróleo de esquistos. Esto ha llevado a las importaciones petroleras de EEUU a descender desde 12 MMBD en 2007 hasta 7,6 MMBD en octubre –es decir, por primera vez en dos décadas EEUU produce más de lo que importa. Debido a esto, China desplazará a EEUU como primer importador de petróleo mundial en 2014. Además, el informe de pronóstico de la OPEP, señala que la producción de esquistos de América del Norte aumentará desde 2,5 MMBD en 2012 hasta 4,7 MMBD en 2020 para luego disminuir hasta 2,7 MMBD en 2035.

 

Además, debemos tomar en cuenta los pronósticos de mayor oferta en México y Brasil. México acaba de aprobar una Reforma Energética de corte neoliberal –mucho más amplia y aperturista a la inversión extranjera que la presentada por el Presidente Peña Nieto al Congreso-, con lo cual se espera que México aumente su producción desde 2,5 MMBD en la actualidad hasta alrededor de 3,5-4 MMBD en 2025. En el caso brasileño, la producción ha caído sorpresivamente en 2013 reflejando la creciente utilización de PETROBRAS por el gobierno brasileño para objetivos distintos a los petroleros, así como la complejidad de producir en aguas profundas, aumentará en los próximos años. El plan de negocios de PETROBRAS espera elevarla desde 2,4 MMBD en 2012 hasta 3,4 MMBD en 2017, apalancada en las áreas pre-sal.

 

Todo esto implica una reducción del espacio de mercado para la OPEP en aproximadamente -1 MMBD en 2014, ubicándose en aproximadamente 29 MMBD a partir del próximo año y hasta 2020. No obstante, los pronósticos apuntan a un crecimiento de la oferta del crudo OPEP en aproximadamente +1,5 MMBD en 2014, en medio de problemas de cohesión interna del grupo. Libia en 2013 ha experimentado la toma de sus terminales petroleros por milicias, lo cual ha llevado su producción a sólo 0,55 MMBD y ha reducido sus exportaciones a niveles ínfimos. Empero, con apoyo externo, el gobierno libio intenta formar nuevas fuerzas de seguridad para fortalecer su control sobre las instalaciones petroleras, por lo cual es probable que su producción aumente en +0,5 MMBD en 2014, intentando volver paulatinamente a los niveles de 1,6 MMBD que tenía antes de la guerra civil de 2011.

 

El reciente acuerdo provisional del G-5+1 con Irán permitirá a las aseguradoras europeas respaldar sus embarques, permitiendo a Teherán llevar sus exportaciones a niveles promedio de 2012, lo que implica un aumento entre +0,3 MMBD y +0,5 MMBD en los próximos meses. Si un acuerdo definitivo toma forma y las sanciones son levantadas en 2014, Irán podría recuperar paulatinamente sus niveles de producción y exportaciones pre-sanciones. Así, el Ministro de Petróleo iraní Zanganeh anunció a sus socios OPEP su firme propósito de llevar su producción hasta 4 MMBD –actualmente produce 2,7 MMBD niveles similares a 1990- a partir de 2014: “aunque el precio llegue a 20 $/Bl, es nuestro derecho” sentenció amenazante. Aunque Irán alcance un acuerdo definitivo bien sabe que no podrá recuperar esos niveles inmediatamente, lo cual ha reconocido en el borrador del presupuesto 2014; sin embargo, ya ha dejado claro su intención. Con un acuerdo definitivo en 2014, Irán podría elevar su producción en los siguientes seis meses hasta 3,5 MMBD, pero le tomará más tiempo alcanzar 4 MMBD.

 

Arabia Saudita ha cubierto el vacío dejado por Libia e Irán en los últimos años, y le será más digerible reducir producción para hacerle espacio al primero. En Riad sentó mal el acuerdo con Irán, ya que fortalece indirectamente la proyección geopolítica persa en Medio Oriente. Hacerle espacio a Teherán, significa para Riad darle más dinero para apoyar a Assad en Siria y el resto de sus aliados.

 

Por su parte, Irak podría aumentar en +0,5 MMBD su producción hasta alcanzar 3,5 MMBD en 2014, aunque el Ministro de Petróleo iraquí Luaibi anunció su propósito en la OPEP de alcanzar la meta de 4 MMBD y no ha aceptado regresar al sistema de cuotas. Irak ha desplazado a Irán como segundo productor OPEP, y las agencias esperan que alcance 6 MMBD para 2020. Esto implica un desafío para Irán que no quiere verse relegado. Sin embargo, las cuestiones para Irak siguen siendo la seguridad –este año fue el más violento desde 2008-, los déficits de infraestructura –sobre todo de terminales- que han llevado a las empresas a cortar entre 2,35 y 2,65 MMBD las metas de producción para los principales yacimientos, los problemas político-burocráticos que han impedido aprobar una ley de hidrocarburos y han generado desencuentros con el gobierno provincial del Kurdistán que desea explotar sus reservas por su cuenta.

 

En consecuencia, Arabia Saudita debe decidir si asumirá como swing producer recortes de aproximadamente -2 MMBD para defender el precio objetivo OPEP de 100 $/Bl a costa de su participación de mercado; o dejará caer el precio hasta el piso de 85-90 $/Bl marcado por el costo de producción de los esquistos para afectar indirectamente a Irán; o buscará negociar un complicado acuerdo colectivo en la próxima reunión OPEP en junio de 2014. Riad que ha inyectado más de 130 millardos de dólares a su economía en 2013 para contener cualquier revuelta, necesita un precio de 70 $/Bl para lograr equilibrio fiscal. Además, posee reservas de 700 millardos de dólares, lo cual le permitiría soportar precios más bajos.

 

Para Venezuela, todo esto implica que no existe espacio en el mercado para el plan de expansión de la Faja Petrolífera del Orinoco que llevaría nuestra producción hasta 4 MMBD en 2015 y 6 MMBD en 2019, más allá de las dudas sobre la capacidad de ejecución de PDVSA. Asimismo, apunta a que debemos prepararnos para vivir con menores ingresos petroleros bien por posibles recortes OPEP o por la reducción del precio apuntando al piso de 85-90 $/Bl en los años que restan de la presente década.

@kenopina

La nueva posición de China en el mercado petrolero mundial

Dr. Kenneth Ramírez

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en su Informe Mensual del Mercado Petrolero del mes de abril de 2013, señaló que la demanda petrolera mundial aumentará en +0,8 MMBD para ubicarse en 89,67 MMBD en 2013, con 50% de este crecimiento debido a China. Además, el informe agrega que China desplazará a EEUU como primer importador de petróleo a nivel mundial en 2014 –puesto que ocupa desde hace cuarenta años-. China importó 5,74 MMBD en febrero de 2013 e importará alrededor de 6 MMBD a finales de este año, mientras las importaciones de EEUU -que se redujeron en 21% en 2012- se ubicaron en 6,39 MMBD en febrero de 2013 y caerán por debajo de los 6 MMBD a finales de este año. El informe también apunta que China tendrá que importar hasta el 60% de su consumo petrolero este año.

Se trata de un cambio radical de tendencia a partir de 2011, cuando EEUU importó 8,7 MMBD en comparación con China que sólo importó 5,5 MMBD según cifras del Departamento de Energía de EEUU. En 2009, el petróleo representó menos del 20% del consumo energético total de China, con la inmensa mayoría de su consumo de energía (70%) cubierto con carbón.

Los líderes chinos han entendido desde hace tiempo, que el crecimiento exponencial de la dependencia del petróleo importado crea vulnerabilidades. De hecho, muchos analistas creen que Beijing ha realizado inversiones en puertos marítimos a lo largo del Océano Índico siguiendo la llamada “estrategia de collar de perlas”, que está orientada a aumentar la proyección de la Armada del EPL para proteger los buques petroleros que transportan suministros a China desde el Medio Oriente, África y América del Sur.

Por otra parte, el interés de China en pretender reclamar soberanía sobre la mayor parte del Mar del Sur de China, se relaciona en buena medida a las reservas de petróleo y gas que se calcula existen en esas aguas. El Servicio Geológico de EEUU estima recursos prospectivos de petróleo entre 5 y 22 millardos de barriles, y de gas natural entre 70 y 290 billones de pies cúbicos en el Mar del Sur de China. En efecto, ya que la producción de los campos petroleros en tierra de Beijing ha alcanzado su pico de producción, el país ha ampliado su exploración y producción costa afuera, la cual actualmente representa alrededor de 15% de su producción petrolera total.

Al mismo tiempo, con EEUU aumentando su autosuficiencia energética, y la demanda energética de la UE probablemente manteniéndose estancada o incluso disminuyendo como resultado de una mayor eficiencia y ahorro energético, el aumento de las energías renovables en la matriz energética, y su lento crecimiento económico; China podría llegar a tener una presencia dominante en el lado de la demanda del mercado petrolero mundial. Esto se acentuará si las tasas de crecimiento económico de India no son tan dinámicas como se esperan. Según cifras OPEP, en febrero de 2013, India importó 2,45 MMBD de petróleo.

Llevando estas tendencias a un escenario extremo, la dependencia de China del petróleo importado podría ser igualada por la dependencia de los grandes países exportadores de petróleo respecto a China como principal cliente. Así, mientras China seguiría intentando diversificar sus importaciones petroleras desde muchos países, algunos países exportadores correrían el riesgo de perder parte del atractivo mercado chino.

Incluso Rusia es cada vez más dependiente de China como un cliente para sus exportaciones de petróleo y gas, debido a la debilidad de la demanda energética de la UE. Según un acuerdo firmado entre la empresa petrolera nacional rusa Rosneft y la empresa petrolera nacional china CNPC durante la reciente visita del Presidente Xi Jinping a Moscú, las exportaciones petroleras rusas se triplicarán a cambio de un préstamo por 2 millardos de dólares respaldado con suministro petrolero por 25 años. A partir de 2018, Rosneft ha acordado elevar sus ventas de petróleo a China hasta alrededor de 1 MMBD.

Como resultado, China -que era el cuarto mercado destino más grande del petróleo ruso en 2011 - se convertirá en el principal cliente petrolero de Rusia en el próximo quinquenio. China ya se convirtió en el mayor socio comercial de Rusia en 2010, y en 2011 el comercio bilateral alcanzó un máximo histórico de 80 millardos de dólares.

Rusia es el mayor exportador de energía del Mundo y su economía sigue siendo muy dependiente de estas ventas. En 2012, el petróleo y gas natural representaron el 70% de las exportaciones de Rusia y más de la mitad de su presupuesto gubernamental, por encima de la década de 1990, cuando el petróleo y el gas natural representaron alrededor del 50% de las exportaciones del país. En total, las materias primas representan 92% de las exportaciones de Rusia, lo cual denota su vulnerabilidad económica como potencia global re-emergente.

Con la revolución del petróleo y gas de esquisto en América del Norte y la mayor producción petrolera de Irak en la presente década –duplicará su producción hasta alcanzar 6,1 MMBD para 2020-, la posición de Rusia se torna aún más precaria. En este sentido, Rusia se está convirtiendo cada vez más, en el socio menor favorito de China. Beijing lo sabe, y por eso intenta no herir las susceptibilidades de Moscú con gestos diplomáticos como la visita de Xi Jinping al Kremlin en su primer viaje al exterior.

Venezuela debe tomar nota respecto a todo esto. PDVSA se ha planteado elevar el suministro petrolero a China desde 640 MBD en 2012, hasta 1 MMBD en 2015 -27,1% de exportaciones proyectadas, transformándose a partir de ese momento en nuestro principal cliente- y 2 MMBD en la década de 2020 -35,7% de exportaciones proyectadas-; todo esto con mayores costos por flete respecto a otros mercados más cercanos. Para ello, además, PDVSA se dispone a ampliar la producción de la empresa mixta Sinovensa (área Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco) y desarrollar la nueva empresa mixta PetroUrica (bloque Junín 4) junto a CNPC, así como explorar la posibilidad de desarrollar nuevas empresas mixtas  (en los bloques Junín 10-Sur, Junín 1 y Junín 8) con empresas petroleras chinas e invertir en 3 refinerías en el país asiático (Jie Yang, Weihai y Shanghai) con una capacidad combinada de 800 MBD.

El nuevo gobierno venezolano que surja de las elecciones del 14-A, debe buscar equilibrar los planes petroleros de PDVSA, sopesando los costos y riesgos de colocar demasiados huevos en la canasta china.