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Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior
Universidad Nacional Experimental
“Rafael María Baralt”
Cátedra: socio economía venezolana petróleo y gas.
Profesor: Ing. Andry Reyes.
Elaborado por:
AGUDELO BEATRIZ CI.19.950.976.
BASTIDAS OSWALDO CI.19.428.691
CASTEJON DENNY CI.20.215.038.
MALDONADO YERANDIR CI. 19121953.
TORRES EDILSO CI. 19.929.536.
VÁZQUEZ MATICIEL CI. 19943379.
CIUDAD OJEDA, JULIO DE 2010
INTRODUCCION
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Venezuela conoce el petrolero, desde antes de la llegada de los españoles ya
los nativos conocían el petróleo con el nombre de MENE. Ellos lo utilizaban para
impermeabilizar sus canoas, también para alumbrarse. En 1799 Alejandro Humbolt
encontró un manantial de petróleo en la Península de Araya. Ya para 1839 el
gobierno encomienda a José María Vargas para que investigara sobre el producto.
Desde 1830 a 1935, la economía de Venezuela descansaba su sobre la
producción y exportación de los productos agrícolas especialmente en el café y
cacao, tuvo una sociedad fundamentalmente rural, con una población escasa y de
muy lento crecimiento como consecuencia de las guerras y de un elevado porcentaje
de mortalidad, con determinadas clases sociales. Dentro de este período de la
Venezuela agropecuaria ocurrió un acontecimiento que vino a cambiar la historia del
país, para dar paso a otra nación, como lo fue la aparición del petróleo.
El petróleo se descubrió en Venezuela en la época de la dictadura de Juan
Vicente Gómez. En 1911 comienza la primera y gran cacería petrolera en Venezuela,
pero es en 1814 cuando se perforó el primer pozo en Mene Grande (Zulia) llamado
Zumaque 1 y en 1917 se exportó el primer cargamento de petróleo venezolano con
21,194 toneladas. No es sino hasta el año de 1922, cuando el mundo conoció
realmente la riqueza del subsuelo venezolano con el reventón del pozo Barroso 2 en
el campo La Rosa, cerca de Cabimas (Zulia). Este pozo lanzó durante nueve días un
chorro incontrolable de más de 100.000 barriles diarios de petróleo.
Comienza el verdadero "BOOM" petrolero que provocó una competencia
desenfrenada entre las compañías petroleras para adquirir concesiones en
Venezuela. Esta actividad económica en un principio sirvió para que el régimen
tiránico de Juan Vicente Gómez se hiciera más fuerte, puesto que con los grandes
recursos que obtenía cada vez más con la explotación petrolera, el gobierno fortalece
las fuerzas represivas, equipa con mejores armas el ejército y desarrolla un mayor
control del país.
HISTORIA DEL PETROLEO EN VENEZUELA.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Las primeras noticias acerca del petróleo en Venezuela se remontan al uso
medicinal y utilitario que le daban los indígenas (primeros pobladores del territorio
venezolano) a los afloramientos o rezumaderos naturales de este importante recurso
al que llamaban "Mene”.
Fue el primer cronista del Nuevo Mundo, capitán Gonzalo Fernández de
Oviedo y Valdés, en su “Historia natural y general de las Indias, Islas y Tierra Firme
del Mar Océano”, fue el primero en mencionar en la literatura universal el petróleo
venezolano, en 1535, asimismo, en los Archivos de Indias de Sevilla se menciona
que el 14 de diciembre de 1540, otra barrica de petróleo venezolano exportado a
España llegó a la Casa de Contratación, para ser enviado de inmediato a Juana la
Loca, “al cuidado de persona de responsabilidad". Probablemente éste fue uno de los
últimos envíos a través de Cubagua y los otros vecindarios de la isla el día de
navidad de 1541, posteriormente el 15 de junio de 1579, los alcaldes Gaspar de
Párraga y Rodrigo de Argüelles informaron sobre un rezumadero de petróleo cerca
de la ciudad Nueva Zamora (Maracaibo) y de cuatro más en las afueras de la
ciudad. También ofrecieron una extensa descripción de los usos locales de esta
sustancia.
Comportamiento en el Agua el medio de transporte de la Orimulsión a las
plantas de energía es tradicionalmente la vía marítima, por lo que es importante
considerar las consecuencias de un derrame en el ambiente marino.
Al mezclarse con agua pura, la emulsión se rompe, separándose el bitumen del agua
de la emulsión. La disolución de hidrocarburos en el agua es muy poca. Debido a
que la densidad del bitumen es algo mayor a la del agua pura, este tiende a
precipitar cuando no existen corrientes en el agua. Debido al tamaño de las
partículas, cualquier mínima energía mantiene las partículas suspendidas en el agua.
El comportamiento en agua salada es básicamente el mismo, con la particularidad de
que, dependiendo de la concentración de sal y las condiciones de temperatura, las
partículas tienden a elevarse a la superficie, debido a la diferencia de densidades. La
Orimulsión, a diferencia de otros hidrocarburos, no tiende a formar las características
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"manchas" que se observan en los derrames de combustibles derivados de petróleo,
sino más bien se dispersa formando especies de columnas dentro del agua. Esto
representa un problema real, ya que no son aplicables los métodos de limpieza
conocidos y en la actualidad no existen métodos especializados para este fin. El
surfractante tiende a disolverse en el agua, pero este puede ser descompuesto por
bacteria hasta desaparecer.
Uno de los mayores contaminantes asociados con los hidrocarburos son los
poliaromaticos. Estos son particularmente dañinos en ambientes acuáticos. Como ya
se ha visto, la concentración de estos en la Orimulsión es relativamente pequeña,
comparando con otros combustibles como el Fuel Oil.
En 1830, un grupo de personas de El Moján (estado Zulia) exploró el área del
río Socuy de la sierra de Perijá, donde un rezumadero de gas natural encendido, que
confundieron con un volcán, los asustó grandemente. Un año antes de este
acontecimiento, el 24 de octubre de 1829 el Libertador Simón Bolívar había
promulgado en Quito un Decreto que consta de 38 artículos, el cual afianza y
garantiza la propiedad nacional sobre “las minas de cualquier clase”, incluidas las de
hidrocarburos. En esta forma se estableció el vínculo formal jurídico que a través del
tiempo permitiría a Venezuela mantener soberanamente la propiedad de los recursos
del subsuelo.
Casi un siglo después en 1914 el pozo Zumaque I descubre el campo Mene
Grande en la costa oriental del lago de Maracaibo y su petróleo abre para Venezuela
los mercados energéticos mundiales. Comenzó produciendo 24 barriles diarios de
crudo Mene Grande de 18 grados API, a través de bombeo mecánico. Surgió de allí
una gestión que, con recursos financieros, tecnológicos y gerenciales provistos y
manejados por empresas petroleras foráneas, llegó a extenderse por todas las
cuencas sedimentarlas del país y dio significativas proporciones internacionales a la
explotación de los recursos petrolíferos venezolanos.
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A partir del año 1.922, cuando se produjo el llamado Reventón del Pozo Barroso,
Venezuela pasó a transformarse en un país netamente petrolero, pues el café cedió
el sitial de honor como primer producto nacional de exportación, siendo este sitial
ocupado por el Petróleo. Éste hecho posee una tremenda importancia ya que
significó el inicio de un profundo proceso de transformación de la sociedad
venezolana, con consecuencias que trascendieron el ámbito estrictamente
económico, pues de ese momento en adelante, la influencia de la actividad petrolera
se hace sentir, incluso, en la vida social y cultural de Venezuela.
Desde la década de los treinta en adelante, el Estado venezolano intentó aumentar
su participación en la riqueza proveniente del petróleo, para lo cual, se aumentaron
los controles e impuestos a las compañías encargadas de su producción y
comercialización; éste proceso tuvo su punto culminante en el año de 1.976 cuando,
durante el primer gobierno de Carlos Andrés Pérez, se promulgó la “ley de
Nacionalización de la Industria Petrolera”, con la cual el gobierno nacional pasó a
ejercer el control absoluto de todo lo relacionado con la exploración, producción,
refinación y comercialización del petróleo venezolano.
Durante los últimos setenta años, la economía venezolana ha tenido como
soporte fundamental la actividad petrolera. Por vías de la explotación por parte de
concesionarios primeramente, y luego bajo el absoluto control del negocio petrolero
por parte del Estado venezolano, la producción de petróleo ha representado el motor
que dinamizó, y hoy más que nunca dinamiza, la economía nacional.
LA SOCIEDAD DE FOMENTO DE INVERSIONES PETROLERAS.
Desde el inicio de la promulgación de la Ley de Nacionalización surgieron los
contratos de comercialización y de asistencia técnica, mediante los cuales los ex-
concesionarios conservaron su dominio sobre la actividad petrolera. Luego siguieron
los contratos para la formulación de los nuevos mega proyectos para explotar el
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petróleo extra pesado de la Faja del Orinoco, firmado con la Bechtel Corporation, que
al final resultó en un rotundo fracaso con significativas pérdidas de millones de
dólares para el país.
Inmediatamente, fueron firmados 14 contratos con empresas privadas
internacionales para la "re activación de campos marginales o inactivos" con el
nombre de "convenios operativos", con lo cual se evitaba tener que recurrir al
Congreso de la República para su aprobación. Conviene precisar que los llamados
"campos marginales" fueron calificados así, dada la baja productividad de sus pozos,
cuando el precio del barril del crudo era inferior a los 2 dólares; pero a los precios
actuales, esos campos dejan de ser marginales. De igual manera, bajo la modalidad
de "convenio operativo", fue suscrito un acuerdo con la empresa Chevron, con el
objeto de iniciar actividades de producción en el Campo Boscán, estado Zulia.
Es importante resaltar que estos contratos se llevaron a cabo con la finalidad de
poner en práctica una mayor apertura petrolera, cónsona con el proceso de la
globalización del capitalismo, PDVSA impulsó las llamadas "Asociaciones
Estratégicas "para la realización de las mismas el Congreso Nacional aprobó las
condiciones por las cuales deberán regirse los contratos por firmarse. De esta
manera fueron autorizados los convenios de asociación entre las empresas Maraven,
S.A. y Conoco INC.; entre Maraven Total Itochu y Marubine; y entre Lagoven con
Exxon, Shell y Mitsubishui.
Los dos primeros convenios tienen como finalidad la explotación y mejoramiento de
petróleos extra pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco y el tercero tiene como
objetivo explotar y comercializar el gas natural proveniente de los yacimientos
ubicados costa afuera al norte del estado Sucre o. Este proyecto denominado
"Cristóbal Colón", fue calificado por reconocidos expertos sobre la materia de
inviable, de no conveniente para el país.
Dos años después de haber sido suscrito el convenio (1994), las empresas
Shell, Exxon, Mitsubishi y Lagoven anunciaron postergar el mencionado proyecto.
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LA COMPLEJA COMPETITIVIDAD DEL REFINADO.
Los componentes básicos de la industria petrolera son cuatro:
·Exploración
·Producción
·Refinación
· Comercio.
Los primeros son la parte comúnmente llamada aguas arriba del negocio, y las
dos últimas aguas abajo. Otro nombre por el cual se conoce a la refinación es el de
manufactura, que tiene una connotación más amplia: elaborar, a partir del petróleo
crudo, productos que sean colocables en el mercado. Esta separación del negocio
petrolero en dos partes, arriba y abajo, no es arbitraria. Por lo general, los dos
componentes van juntos y, desde los puntos de vista de economía y rentabilidad,
ambos tienen características muy diferentes. Ello nos permite clasificar a las
empresas petroleras en:
Las verticalmente integradas, que cubren las dos partes.
Las productoras de crudo que sólo se dedican a la parte aguas arriba del
negocio.
Las que se dedican a la de aguas abajo.
De estas últimas, la mayoría cubren tanto la manufactura como el mercadeo
de productos, pero no es extraño encontrar empresas que se dediquen sólo a una
de esas actividades.
En la parte aguas arriba las rentabilidades son generalmente altas, porque los
costos de producción del petróleo, incluyendo los de descubrirlo y desarrollarlo, son
órdenes de magnitud inferior a su precio en el mercado. Es decir, los márgenes del
negocio son intrínsecamente altos, mientras que los del refinado de crudo y
mercadeo de productos son bajos.
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Desde los inicios de la industria en el siglo XIX, la alta rentabilidad aguas
arriba del negocio ha estado signada por la paradójica situación de que ésta no
puede materializarse si no se manufacturan productos y se venden en el mercado.
Es por ello que, para garantizar esta rentabilidad, las empresas productoras de
crudo se integraron verticalmente, adquiriendo o desarrollando refinerías para sus
crudos y mercados para sus productos. Y esto se hizo de tal manera que la parte
aguas abajo fue sólo un complemento, no muy rentable pero necesario, para la de
aguas arriba; es decir que en principio el refinado fue únicamente una parte de una
industria integrada, sin una vida propia. Y fue así hasta la aparición de las llamadas
"refinerías independientes", es decir, refinerías que no forman parte de un complejo
integrado con operaciones aguas arriba, y cuya rentabilidad debe estar dada por
sus propias actividades. En cuanto a la refinación, se manufacturan dos tipos
básicos de productos: energéticos e insumos para la industria química.
Estos se agrupan en cuatro componentes básicos: gasolinas y naftas,
destilados, combustibles residuales y otros. En este último grupo entran productos
no energéticos como lubricantes, asfalto y ceras. Los tres primeros grupos
constituyen más del 95% de la producción de refinados. En líneas generales, las
gasolinas y naftas tienen mayor valor en el mercado; los combustibles residuales
tienen el menor, y los destilados un valor intermedio. Variaciones estacionales de
demanda pueden hacer variar la magnitud del diferencial de precios entre la
gasolina y los destilados; por ejemplo, en el mercado del hemisferio norte, los
destilados para calefacción y las gasolinas automotrices tienen ciclos
complementarios de precios y demanda. En el invierno la demanda y el precio de
las gasolinas es relativamente bajo y el de los destilados altos, mientras en el
verano ocurre lo contrario. En el hemisferio sur los ciclos son opuestos. La
proporción de gasolinas, destilada y residual que se producen en una refinería
depende de la complejidad de la refinería y de la calidad del crudo. Un crudo de
mejor calidad rinde más gasolinas y destilados que uno de menor calidad, y una
refinería más compleja rinde más de estos productos que una refinería sencilla.
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La medida primaria de la calidad de los crudos es la densidad (se mide en
relación con el agua) y que en términos de la jerga petrolera en algunos países se
mide en grados API (siglas del American Petroleum Institute). En la escala API el
agua tiene 10 grados API, un crudo menos denso que el agua tiene API mayor que
10 y uno con densidad mayor que el agua tiene API menor que 10. En Venezuela,
llamamos crudos livianos a los que tienen API mayor que 29, medianos a los que
tienen API entre 22 y 29, pesados a los que tienen gravedad API entre 22 y 10, y
extra pesados (los de la Faja del Orinoco y Boscán, por ejemplo) a los que tienen
API menor que 10. Por lo general, el rendimiento de gasolinas y destilados de un
crudo sube con el peso específico. La medida más completa de calidad del crudo
incluye, además del peso específico, otros factores como: contenido de impurezas
(azufre, vanadio, níquel), naturaleza química (nafténicos y parafínicos) y curva de
destilación (rendimiento de productos en destilación primaria). Es obvio que el
precio de los crudos aumenta con la calidad.
PAISES PRODUCTOS REFINADOS DEL PETROLEO
MEXICO (PEMEX)
GAS AVION, GAS LICUADO, DIESEL MARINO,
DIESEL UBA, TURBOSINA
COLOMBIA
(ECOPETROL)
ACIDO NAFTENICO, DIESEL, ASFALTO, COCINOL,
ALQUITRAN AROMATICO, ALQUILBENCENO,
BENCINA,TOLUENO, GASOLINA DE AVION Y GAS
PROPANO
ARGENTINA (ENARSA)
GASOLINA,ACEITES LUBRICANTES,ALQUITRAN,
ASFALTOS,KEROSENO, GASOLINA DE AVION
BRASIL (PETROBRAS)
PARAFINA, GAS DOMESTICO, KEROSENO,
ASFALTO, DIESEL, GAS LICUADO
ECUADOR
(PETROECUADOR)
GASOLINA, DIESEL, SOLVENTES, OIL, EXPRESS,
FUEL OIL, ASFALTOS, GAS, NAFTA
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BOLIVIA (YPFB)
KEROSEN, JET FUEL, GASOLINA ESPECIAL,
GASOLINA PREMIUM, GASOLINA DE AVION,
DIESEL, OIL, GAS LICUADO
Refinación en Venezuela.
La refinación es de importancia estratégica para Venezuela. El proceso de
refinación produce gasolinas, naftas, destilados, combustibles residuales, asfalto,
lubricantes y ceras.
Existen en el país las refinerías de Amuay y Cardón en el complejo refinador
de Paraguaná del estado Falcón, Bajo Grande en el Zulia, El Palito en el estado
Carabobo,El Toreño en Barinas y Puerto La Cruz y San Roque en el estado
Anzoátegui. Además mediante contrato de arrendamiento con el gobierno de
Curazao, se incorporó la refinería La Isla.
LEY DE LA REVERSIÓN PETROLERA.
En el contexto de los años 70 del pasado siglo XX se producen una serie de
hechos geopolíticos de gran trascendencia internacional como por ejemplo, la crisis
energética y el fortalecimiento de la OPEP en la defensa del negocio petrolero frente
al cartel de las compañías. Ello viene a favorecer una nueva orientación en la política
petrolera nacional, expresada en la reforma del Impuesto Sobre la Renta a los fines
de aumentar el impuesto sobre los ingresos netos petroleros, la fijación estatal de los
precios de exportación del petróleo venezolano, la Ley de Reversión Petrolera
(1971), la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural (1971) y la Ley del
Mercado Interno de los Hidrocarburos (1973).
Con la promulgación el 30 de julio de 1971 de la Ley de Bienes Afectos a
Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos, el Estado venezolano se propuso
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desarrollar las disposiciones constitucionales y las de la entonces vigente Ley de
Hidrocarburos de 1943 para que se cumpliera eficientemente la finalidad de que,
vencidas las concesiones en 1983, fueran transferidos al Estado los bienes,
instalaciones y equipos incorporados a todas las fases de la industria, sin
indemnización alguna. Después de promulgada esta Ley se detectaron infracciones
relacionadas con el desmantelamiento de instalaciones petroleras y en la reducción
del nivel de inversiones en la industria, porque creían tales compañías que el capital
invertido en la adquisición de bienes y equipos no serían indemnizados.
Una vez sancionada la Ley empezó a tomar cuerpo la argumentación de
emprender en lo inmediato la Nacionalización del petróleo. Es así como el recién
electo presidente Carlos Andrés Pérez, aprovechando el nacionalismo en boga,
interrumpió el debate sobre los proyectos de Ley introducidos en el Congreso
Nacional por el Movimiento Electoral del Pueblo (MEP) y el Partido COPEI, y decide
adelantar con una acción ejecutiva la reversión petrolera.
De esta manera, el Ejecutivo Nacional, reunido el 22 de marzo de 1974 en
Consejo de Ministros, dictó el Decreto N° 10 cuyo artículo 1 establecía la creación de
una Comisión Ad honorem que tendría por objeto garantizar que el Estado asumiera
el control de la industria petrolera.
Para la fecha, y antes que Venezuela, ya habían nacionalizado su petróleo
países como México (1938), Indonesia (1965), Argelia (1971), Irak y Libia (1973).
Arabia Saudita lo haría en 1979.
El 16 de mayo de 1974 fue instalada la Comisión Presidencial de Reversión
Petrolera que debía analizar la posibilidad de rescate inmediato de la industria. Es
importante señalar que dicha Comisión estaba integrada por todos los sectores de
nuestra sociedad, desde los partidos políticos hasta las universidades.
Con la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los
Hidrocarburos, elaborada por la Comisión Presidencial de la Reversión Petrolera y
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presentada al Presidente de la República, en acto solemne, el 23 de diciembre de
1974, surgió la esperanza de abrir caminos en la búsqueda de una nacionalización
que realmente fuera para el pueblo venezolano, que creara y afianzara la autonomía
de decisión.
Paradójicamente, el Ejecutivo Nacional (Carlos Andrés Pérez) formuló e
introdujo una modificación sustancial al proyecto original de la Ley (que fue
promulgada como la Ley Orgánica el 29 de agosto de 1975, con vigencia desde el 1°
de enero de 1976) que desvirtuó la esencia, propósito y razón de ser de una
auténtica nacionalización, como la historia reciente lo demuestra.
Ciertamente, el Ejecutivo Nacional incluyó en el artículo 5°, el siguiente
contenido:
“En casos especiales y cuando así convenga al interés público, el Ejecutivo
Nacional o los referidos entes podrán, en el ejercicio de cualquiera de las señaladas
actividades, celebrar convenios de asociación con entes privados, con una
participación tal que garantice el control por parte del Estado y con una duración
determinada. Para la celebración de tales convenios se requerirá la previa
autorización de las Cámaras en sesión conjunta, dentro de las condiciones que fijen,
una vez que hayan sido debidamente informadas por el Ejecutivo Nacional de todas
las circunstancias pertinentes.”
Además, contra lo previsto, el Estado venezolano pasó a indemnizar a las
concesionarias por más de cuatro mil trescientos millones de bolívares (Bs.
4.300.000.000), cantidad que superaba los beneficios que ellas pudieran haber
alcanzado de continuar operando hasta 1983, fecha prevista para la reversión en las
respectivas leyes anteriores. Por otra parte, estas compañías habían ya recuperado
varias veces su inversión inicial. El pago de esta indemnización fue “justificado” en el
Proyecto de Ley de Nacionalización de la Industria Petrolera en atención al artículo
101 de la Constitución Nacional de esa época.
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Un día después de la promulgación de la Ley de Nacionalización es creada
Petróleos de Venezuela, S.A. por decreto del Ejecutivo Nacional el 30 de agosto de
1975. Es importante señalar que desde su inició se organizó bajo una estructura casi
idéntica a la preexistente.
Amén de la empresa pública nacional CVP fundada en 1960, cada
concesionaria privada fue convertida en una filial, con sus respectivos contratos de
asistencia técnica y comercialización. Así la Creole pasó a llamarse Lagoven; la
Shell, Maraven; la Mobil, Llanoven y otras diez filiales, todas ellas con nombres
terminados en “ven”. Esta irracional estructura fue defendida argumentando que la
nacionalización debería producir la menor alteración en la actividad operativa diaria.
La alta gerencia de esas compañías transnacionales pasó a constituir los equipos
gerenciales de estas “nuevas” filiales y los equipos técnicos y profesionales se
mantuvieron prácticamente inalterados, todo ello bajo el pretexto de que el Estado
venezolano desconocía los procesos de comercialización internacional del petróleo y
no contaba con la tecnología apropiada para garantizar que la industria siguiera
operando con la misma eficiencia.
Así, la actividad petrolera en el país quedó bajo la responsabilidad de Petróleos
de Venezuela S.A. (PDVSA), como casa matriz, y sus 14 filiales, pero en realidad
quedó en manos de los mismos que habían dominado el negocio petrolero antes de
esta “nacionalización”. En 1977 se produjo la primera reorganización, reduciendo las
filiales operativas de 14 a 7 al absorber las más grandes a las pequeñas. Más tarde
ese mismo año se redujeron las filiales a cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en 1986, a
tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva
reestructuración que eliminó esas filiales y creó tres grandes empresas funcionales
de negocios que integraran la corporación: PDVSA Petróleo y Gas; PDVSA
Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios,
responsables de ejecutar la actividad operativa. Éstas entran en acción desde el 1°
de enero de 1998.
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En orden de jerarquía, el Ministerio de Energía y Minas ocupaba el más alto
nivel y bajo su responsabilidad quedaba definir el lineamiento principal para el sector
petrolero. Le seguía en jerarquía PDVSA, la cual supervisa y controla a las
operadoras. Finalmente, las filiales se encargan de ejecutar los planes y programas
operativos de la industria. Esta estructura, sin embargo, será desconocida por
PDVSA, la cual llega a convertirse en el centro principal, y casi exclusivo, del diseño
de políticas nacionales en materia petrolera.
En medio de este proceso de disminución del rol del Estado, el petróleo pasó de
ser el tema central en el debate político en Venezuela, salvo en coyunturas muy
particulares, a estar ausente de la confrontación pública y democrática. Así como a
principios del siglo XX las concesiones petroleras fueron el mecanismo de
penetración del capital transnacional, la vieja PDVSA se encargó de propiciar las
condiciones para una nueva entrega del petróleo y se fue convirtiendo en un enclave,
una agencia capturada, al servicio de intereses no nacionales.
La estatal petrolera venezolana se montó desde su surgimiento bajo un
esquema que iba en detrimento de nuestra soberanía, con diversas estrategias como
la Internacionalización o adquisición de capacidades refineras en el exterior
desplegada a principios de los años 80 del pasado siglo y posteriormente en otras
que se concibieron bajo la denominada Apertura Petrolera, con la cual se abre puerta
franca al capital transnacional en correspondencia con la globalización neoliberal.
LA APERTURA PETROLERA: REPRIVATIZACIÓN DEL NEGOCIO
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La Apertura Petrolera fue, sin duda, la más importante de las fórmulas
adoptadas durante la última década del siglo XX, para responder acríticamente a las
exigencias y condiciones de la globalización neoliberal. Con ella se inició un proceso
que transfirió del sector público al sector privado, fundamentalmente al capital
transnacional, importantes actividades de la industria de los hidrocarburos en el país,
que desde la nacionalización habían estado reservadas al Estado venezolano.
Además, los pasos dados en esa dirección acarrearon muy elevados costos para el
fisco nacional. Con la Apertura se avanzó hacia una profundización de la autonomía
de PDVSA y sus filiales respecto al Estado, tratando de hacer de ella un Estado
dentro del Estado.
Muy variados factores participaron en esa historia de debilitamiento del anterior
Ministerio de Energía y Minas (MEM) frente a una PDVSA que escapaba cada vez
más a los lineamientos y control del Estado venezolano. Factores que van desde la
instauración de un nuevo orden mundial y la globalización de orientación neoliberal,
hasta la crisis venezolana expresada en la deslegitimación que sufrió su sistema
político y el deterioro de sus partidos, pasando por el surgimiento y fortalecimiento de
un liderazgo “tecnocrático” dentro de la industria y el reclamo de tinte neoliberal en
la redefinición del papel del Estado. La calidad de la función del MEM se fue
deteriorando con el pasar de los años, mientras PDVSA se fue fortaleciendo y
consolidando, alcanzando mayores niveles de independencia y autonomía frente al
Estado, con gran menoscabo del aporte fiscal al mismo y a contracorriente de los
más altos intereses del pueblo venezolano, el auténtico propietario del recurso
petrolero.
Fue en este marco que PDVSA llegó a convertirse, por iniciativa propia y por
omisión de otros, forzando caminos y llenando vacíos, en el centro principal, y casi
exclusivo, de diseño de políticas antinacionales en materia petrolera. La Apertura
Petrolera tuvo aquí su origen, y su justificación se fundamentó en el polémico artículo
5°, el mismo que modificara “oportunamente” Carlos Andrés Pérez, durante la
aprobación de la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de
los Hidrocarburos en el Congreso Nacioanl, para permitir la participación privada en
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
PLAN DE APERTURA PETROLERA.
El Plan de Negocios 1996 – 2010 de PDVSA llamado "Apertura Petrolera"
contempla un agresivo esfuerzo exploratorio que disminuya la tradicional tendencia a
ir agotando más rápidamente sus menores reservas de condensados, livianos y
medianos, que tienen mayor valor en el mercado, en proporción a la menor
disposición de sus mayores reservas de crudos pesados y extrapesados. A tal efecto
desarrolla una estrategia exploratoria múltiple:
Este esfuerzo exploratorio requiere una inversión de 2,5 millardos de dólares,
con la finalidad de incorporar reservas probadas y probables estimadas en 9.000
millones de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y unos 35 billones
de pies cúbicos de gas asociado. Toda esta actividad contribuiría a aportar unos 800
mil barriles diarios adicionales al potencial de producción de PDVSA.
PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para
ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de
Negocios 2000 - 2010. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones,
de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte
de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como
internacional.
Los lineamientos básicos para este desarrollo son:
Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración
selectiva, con esfuerzo propio y de terceros.
Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del
conocimiento y uso de la tecnología.
Crecer apalancada con terceros.
Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones
estratégicas y del negocio del combustible Orimulsión®.
Maximizar la oferta de gas.
Contribuir con el desarrollo nacional.
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PRINCIPALES DERIVADOS DEL PETRÓLEO.
El petróleo crudo, es decir, tal como se presenta en la naturaleza, tiene aspecto
aceitoso y espeso y es de un color que se aproxima al negro. Se pueden considerar
dos tipos. Petróleos livianos que son muy fluidos y menos pesados que el agua,
incoloros o de colores claros y muy fáciles de evaporar; y petróleos pesados que son
viscosos, espesos y fáciles de solidificar y que dejan como residuos, el asfalto y
materias similares.
El petróleo crudo tiene poca utilidad; debe someterse a un proceso de refinado
con el fin de separar sus componentes y darle aplicación industrial. A estos
componentes se les llaman derivados del petróleo.
Gas natural está formado por metano, etano, propano y butano; los dos primeros se
queman en la refinería, mientras que los otros dos son separados, licuados y
comprimidos en bombonas como combustibles.
Gasolina se usa como carburante para los motores de vehículos y aviones.
Querosén se usa como combustible para algunos motores de aviones.
Gasoil es un combustible empleado en motores diesel y para calentar máquinas y
locomotoras de vapor.
Aceites lubricantes se usan para engrasar piezas de máquinas.
Fuel & oil se emplea como combustible en hornos, locomotoras... en lugar de
carbón.
Asfalto, utilizado en la pavimentación de las calles y carreteras.
Parafinas y vaselina, utilizado en productos farmacéuticos.
Solventes: como la glicerina y el alcohol.
Plásticos: para hacer juguetes, tubos, recipientes y otros.
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Cauchos sintéticos:, para fabricar cauchos.
Fertilizantes: para cultivos.
Insecticidas: contra las plagas.
Detergentes: para lavar.
Pinturas y barnices: para pintar
Bases lubricantes: Es la materia prima para la producción de los aceites
lubricantes.
Ceras parafínicas: Es la materia prima para la producción de velas y similares,
ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.
Polietileno: Materia prima para la industria del plástico en general
Alquitrán aromático (Arotar): Materia prima para la elaboración de negro de humo
que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente
Acido nafténico: Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos
de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas,
resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas
Benceno: Sirve para fabricar ciclohexano.
Tolueno: Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos,
pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.
Xilenos mezclados: Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de
thinner.
Ortoxileno: Es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico.
Alquilbenceno: Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar
plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.El azufre que sale de las
refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos
de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
De acuerdo con los informes disponibles en el portal de PDVSA, las
estadísticas de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y el instituto Americano de
Petróleo (API), Venezuela exporta entre 2.2 y 2.3 millones de barriles (MMbpd) cada
día.
El plan de disposición de productos de PDVSA muestra que en el 2006 se exportaron
1.652 MMbpd, y 1.239 MMbpd fueron enviados a refinación. Si restamos a este
último los 565 mil barriles por día (mbpd) del consumo interno, quedan otros 674 mil
barriles que generaron productos para exportación en forma de Naftas, Gasolina,
Diesel, Jet, Asfalto y otros productos. El total exportado osciló cerca de 2.3 MMbpd
entre crudo y derivados, lo que concuerda con las cifras de la API y AIE.
Las figuras 1(arriba) y 2 (abajo) muestran el consumo interno y las
exportaciones petroleras de Venezuela, respectivamente. Llama la atención que para
el 2008 PDVSA anticipa una reducción de 8.5% en el consumo interno de fuel-oil, a
la vez que piensa incrementar ligeramente sus exportaciones de productos refinados.
EXPORTACIONES DE CRUDO VENEZOLANO
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
El informe no explica si es que se piensa reducir consumo interno para exportar o
son dos hechos no relacionados.
Un informe de prensa publicado en marzo del 2008 señala que la memoria y
cuenta de PDVSA correspondiente del 2007 reflejó una disminución de 142 mbpd en
las exportaciones directas y de 50 mbpd en los despachos de crudo de
las empresas mixtas de la Faja del Orinoco. Tal reducción se asocia al despacho de
crudo, que mermó en 64 mbpd.
EXPORTACIONES Y EL NEGOCIO DE LOS TANQUEROS
Al igual que el 60% de la producción mundial de petróleo, la totalidad del crudo
que Venezuela exporta sale por barcos, pues no existen oleoductos con salida
internacional sino hacia terminales de tanqueros. En tal sentido, el ministro de
Energía y Petróleo y presidente de PDVSA, Rafael Ramírez, ha declarado que se
encuentran en construcción tanqueros de gran capacidad de transporte de crudo
(VLCC, por sus siglas en inglés para “Very Large Crude Carrier”) y serán
incorporados a la flota PDVSA para los envíos a futuro.
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Informes internacionales especializados muestran que fabricar un tanquero
VLCC cuesta aproximadamente 130 millones de dólares, pero los mismos informes
señalan que los VLCC son los que menor rentabilidad (5.8% de ganancia) mientras
que los tanqueros tipo Suezmax (porque se diseñan para cruzar el canal de Suez),
Aframax (para la ruta en costas de África) y Panamax (canal de Panamá) tienen el
mejor retorno sobre inversión (11.3%).
El negocio de contratar y subcontratar tanqueros de crudo mueve mucho
dinero, por lo que los países compradores suelen asegurarse de alquilar
directamente con proveedores y no con intermediarios. Existe al menos un caso
reciente en el que Rusia acusa de sobreprecio a cierto empresario venezolano
vinculado al negocio de exportaciones de crudo.
Estados Unidos cliente clave
En Diciembre del 2007 fueron enviados 1.387 MMbpd hacia Estados Unidos, de
los cuales cerca de 1.150 fueron de crudo, y el resto en refinados. Con estas cifras
Venezuela desplazó a México como tercer proveedor hacia ese país.
Porcentualmente esas cifras señalan que cerca de un 85% del crudo exportado de
Venezuela va hacia los mercados de Estados Unidos. La figura 3 (abajo) muestra a
los principales exportadores de barriles hacia Estados Unidos, en el cual se observa
a Venezuela solo por debajo de Canadá y Arabia Saudita como principales
proveedores. Esas cifras revelan que cerca del 11% de petróleo consumido por
aquella nación procede de Venezuela, teniendo la ventaja de que el tiempo de viaje
desde nuestros puertos hasta el Sur de Louisiana o la bahía de Galveston en Texas
es de solo 2 semanas, una ruta más corta y geopolíticamente más segura.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
China en la hoja de ruta
Comparado al 2005, Venezuela triplicó sus envíos a China durante el 2007. La
AIE reporta que durante el primer semestre del año 2005 Venezuela envió 27.500
bpd a esa nación asiática, incrementándolos hasta 70.000 durante el 2006 y a
197.000 en el 2007. Con esa secuencia de incrementos de barriles exportados
Venezuela se ha convertido en el socio comercial más importante de América Latina
para China, además de haber firmado acuerdos que incluyen el envío de 500 mbpd
para el 2010 y un millón de barriles en el 2012. Adicionalmente, se ha ordenado la
construcción de nuevos tanqueros por parte de PDVSA, y se fletará los que se
requieran para garantizar el suministro a China.
Para incrementar sus envíos a China, PDVSA deberá decidir entre tres
escenarios, cada uno con sus propias dificultades, o una combinación de ellas.
Escenario 1 : Incrementar producción en más de 800 mbpd para el 2010.
Escenario 2 : Reducir sustancialmente sus envíos a Estados Unidos.
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Escenario 3 : Reducir sus aportes a las asociaciones y programas para suplir
crudo a países en el Caribe y Sur de América. Las implicaciones de cada una de
esos escenarios tienen impacto directo y sensible en la nación, de modo que es
materia de primer nivel incluso en materia de seguridad de Estado a la hora de
decidir.
Exportaciones al Sur
No existe un informe público donde PDVSA señale exactamente cuánto se
entrega a cada comprador, pero de diferentes notas e informes se tienen cifras
desde el 2005 que parecen ser confiables. PDVSA pasó de exportar 595 mbpd en el
2002 a 912 mbpd en el 2004 hacia Latinoamérica.
En diferentes programas de suministro y acuerdos energéticos Venezuela
suple de unos 98 mbpd a Cuba, otros 98.6 mbpd a Petrocaribe (integrada por
Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Dominica, Granada, Guyana, Jamaica,
República Dominicana, San Cristóbal y Nevis, Santa Lucía, San Vicente y las
Granadinas y Surinam), Uruguay recibió 44 y Paraguay de 18.6 mbpd como parte de
la iniciativa de Petrosur.
Costos de exportación
No es alcance de este breve análisis considerar los ingresos ni gastos
asociados a las exportaciones de petróleo, pero es menester indicar que en cuanto al
costo de flete de tanqueros para transporte marítimo existen dos modalidades
comunes: las llamadas ventas a valor FOB y las realizadas a valor CIF.
¿Qué es el valor FOB? FOB por las siglas en inglés para “Free OnBoard”
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corresponde al precio de venta de petróleo embarcado a otros países, colocado en el
barco o tanquero, sin incluir costo de seguro y flete.
¿Qué es el valor CIF? CIF por las siglas en inglés para “Cost, Insurance and
Freight” corresponde al precio de la mercancía puesta en el puerto de destino,
incluyendo flete y seguro pagado.
Venezuela exporta y paga flete
Uno de los aspectos importantes que deben ser considerados es que
Venezuela suele negociar su petróleo a precio CIF, lo que incrementa el costo de
transporte entre 1.7 y 2.6 millones de dólares por cada envío, pues un tanquero que
transporte unos 2 millones de barriles de petróleo puede cobrar entre 2 y 3 centavos
de dólar por galón transportado. Ese costo adicional lo asume la nación para
entregar su producto.
Más exportaciones no implican mayores ganancias
Uno de los aspectos a tener en consideración es que le incremento del
número de barriles exportados no necesariamente implican mayores ganancias para
un productor.
PEMEX por ejemplo entrega 40% de sus ingresos totales al presupuesto
público, unos 60.000 millones de dólares anuales. El problema es
que México aunque exporta ahora más crudo luego importa el 40% de la gasolina
que consume, así como del resto de sus importaciones de productos derivados. Esto
provocó que PEMEX tuviera una pérdida neta en el 2007 de 1.484 millones de
dólares, pese a que la empresa registró utilidad operativa. Mayores exportaciones
pero menor ganancia.
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Para PDVSA la cautela debe estar en mantener que guarde balance entre la
capacidad de refinación y consumo interno, los compromisos contraídos con terceros
y los planes de producción a futuro. Tal control exige capacidad de gestión en
planificación estratégica y en ejecución operacional, de otro modo pudiera repetirse
lo que ocurre con CITGO, que consume cerca del 98% de sus ingresos por ventas de
refinados para comprar petróleo liviano con el cual re-alimentar sus refinerías.
Para el futuro no lejano
Venezuela debe considerar que ante el escenario actual de declinación en la
producción y acelerado incremento en la demanda mundial, además de la casi
paralizada capacidad de incremento en refinación, las exportaciones serán motivo de
mayores y más abiertas presiones geopolíticas. En caso que se decida reducir los
envíos a Estados Unidos para favorecer a al ascendente consumo de China e India,
o incrementar aportes a otros terceros, seguramente habrá nuevas y más intensas
tensiones. De igual modo la nación deberá revisar y decidir entre la rentabilidad de
vender a valor CIF, alquilar o comprar tanqueros y/o definir si se debe adquirir
nuevos tanqueros, analizando el modelo que conviene, cuyos pagos de seguros de
viajes son elevados y tienden a subir ante el escenario geopolítico actual en las rutas
internacionales.
Para los Venezolanos una cosa es cierta: no se avizora otra fuente de
ingresos a la nación distinta a las ventas del petróleo y sus refinados exportados. Si
el consumo interno continúa ascendiendo, y la capacidad de producción merma...
habrá mayores problemas de exportación de crudo y refinados que deberán ser
enfrentados por esta administración política y por la que sea elegida en el 2012 pues
las acciones y las consecuencias son de largo alcance.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
PRODUCCIÓN PETROLERA
La producción petrolera es la actividad de la industria que se encarga de todas las
etapas necesarias para manejar los hidrocarburos (petróleo y gas) desde el
yacimiento hasta el pozo, y desde éste a la superficie; donde se separan, tratan,
almacenan, miden y transportan para su posterior utilización.
Exploración Petrolera
La exploración petrolera tiene como objetivo primordial la búsqueda y
reconocimiento de estructuras geológicas (trampas) en las cuales pudieran haberse
acumulado los hidrocarburos. La exploración se apoya en métodos que aportan la
geología, la geofísica y la geoquímica.
Con la información recolectada, los especialistas elaboran diferentes tipos de
mapas de la zona examinada. Además de suministrar información acerca del espesor,
inclinación, dirección y naturaleza de los estratos, sirven para decidir dónde conviene
realizar la perforación de los pozos exploratorios, con los cuales se busca confirmar el
modelo geológico y la existencia o no de hidrocarburos en dichas estructuras.
Una vez confirmada la presencia de hidrocarburos, se realizan las
estimaciones de sus volúmenes mediante procedimientos matemáticos. A esta
cantidad de hidrocarburos se le denomina "Reservas Probadas". Uno de los métodos
para extraer la materia prima del petróleo es por medio de la orimulsión.
Refinación Del Petróleo
El petróleo crudo es una mezcla de hidrocarburos con pequeñas cantidades de
compuestos de azufre, oxígeno, nitrógeno y ciertos metales como: vanadio, níquel,
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
sodio y otros, considerados impurezas de petróleo, las cuales afectan su calidad. El
color de petróleo crudo es variado: lechoso, marrón, amarillo, verde oscuro hasta
negro. Su viscosidad y densidad varían dependiendo de su composición química y su
olor depende del contenido de azufre.
El petróleo crudo, tal como se extrae del subsuelo, tiene poco uso, por lo que
es necesario refinarlo. La refinación comprende una serie de procesos de separación,
transformación y purificación, mediante los cuales el petróleo crudo es convertido en
productos útiles con innumerables usos, que van desde la simple combustión en una
lámpara hasta la fabricación de productos intermedios, que a su vez, son la materia
prima para la obtención de otros productos industriales.
Los procesos de refinación del petróleo pueden clasificarse en dos grandes
grupos:
Separación
Consiste en separar el crudo en diferentes fracciones de
petróleo, de acuerdo con su temperatura de ebullición. Para
ello emplea procesos físicos como: destilación atmosférica y
destilación al vacío.
Conversión
Consiste en transformar unos componentes del petróleo en
otros mediante reacciones químicas, por acción del calor y en
general, con el uso de catalizadores. Son procesos de
conversión, entre otros, la reformación y la desintegración o
craqueo; ambos procesos cambian la estructura molecular de
los hidrocarburos, originalmente presentes en el petróleo.
El petróleo crudo que fluye de un pozo es muy espeso. Antes de que pueda ser
utilizado tiene que ser limpiado y descompuesto en las diferentes formas útiles del
petróleo, en un proceso llamado refinación. Las diferentes formas son separadas en
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Los procesos de refinación varían de acuerdo con la calidad del crudo. Por
ejemplo, mientras más pesado es el crudo, mayor complejidad y costo tendrá su
refinación.
Cabe destacar que más del 40% de las reservas de los crudos venezolanos
son pesados y extra pesados, y además poseen mayor contenido de azufre y metales
que otros crudos en el mundo. Este tipo de crudos de baja gravedad y altos
contenidos en compuestos de azufre y metálicos, requieren de más procesamiento en
refinerías especialmente adaptadas, lo cual implica altas inversiones para poder
obtener productos refinados de calidad internacional. Altas columnas llamadas
columnas de fraccionamiento. Cada forma de petróleo, llamada fracción, es una
mezcla de hidrocarburos (sustancias compuestas solamente por carbono e
hidrógeno). Estas fracciones varían de "pesadas" (con grandes moléculas) a
"livianas".
Purificación del Petróleo
Los procesos de purificación son aquellos que se utilizan para eliminar las
impurezas contenidas en las fracciones provenientes, de la destilación, a fin de
cumplir con la especificaciones que exige su uso. Los procesos de purificación son
muy numerosos y pueden ser físicos y/o químicos. La mayoría de los productos
obtenidos de las diferentes destilaciones se pueden continuar procesando o tratando
para mejorar la calidad y clase de productos que se desea.
En Venezuela, el precio de venta de la gasolina se encuentra fuertemente
subsidiado y está regulado por decreto gubernamental desde 1996 en
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0,097 bolívares fuertes (equivalente a 0,045 dólares) y 0,07 bolívares fuertes (0,032
USD) por litro de gasolina de 95 y 91 octanos, respectivamente, lo cual resulta en
márgenes de comercialización extremadamente bajos. Desde finales de 2008 el
Estado venezolano, a través de la empresa Deltaven, filial de Petróleos de
Venezuela, controla el 100% del negocio del mercadeo de combustibles y la red de
estaciones de servicio a nivel nacional, utilizando la marca comercial "PDV".
Anteriormente, existían empresas privadas que participaban en la comercialización
de combustibles, la mayoría de las cuales eran venezolanas. De acuerdo con la
cuota de participación del mercado para aquella fecha, 55% correspondía a las
compañías privadas, repartidas de la siguiente forma:
Trébol Gas 17%
Llano Petrol 9%
BP 7%
Texaco 5%
Mobil 5%
CCM (Corporación de Combustibles de Monagas) 4%
Petrocanarias 4%
Corporación La Petrólea 2%
Betapetrol 1
ORIMULSIÓN.
Es un combustible fósil que se obtiene al combinar 70% de bitumen
(hidrocarburo pesado) y 30% de agua con una mezcla especial de surfactantes. El
producto así obtenido es un combustible fósil no convencional altamente energético y
se comporta de manera similar a la gasolina, con la ventaja adicional de que no es
explosivo. La orimulsión es una emulsión estable de bitumen en agua, lo cual en
términos sencillos podría decirse que es la suspensión de partículas
infinitesimalmente pequeñas de bitumen en agua.
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Cabe mencionar que el bitumen se puede compara con el petróleo, ya que
ambos son mezclas de hidrocarburos pero presentan propiedades diferentes. Por
ejemplo, el petróleo flota en el agua y el bitumen se hunde en agua dulce; el petróleo
es líquido y fluye fácilmente y el bitumen es muy viscoso y fluye con dificultad.
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LA ORIMULSIÓN SE PRODUCE.
Las instalaciones en las fajas son similares a la de cualquier campo
petrolero. Se han perforado centenares de pozos que están conectados
por tuberías con varias estaciones de flujos y estas con las plantas
donde se prepara la orimulsión. Los pozos están equipados con
bombas mecánicas ya que el bitumen no fluye en forma natural.
El proceso comienza inyectando un disolvente en el fondo de los pozos
y/o en la superficie que al mezclarse con el bitumen permite que este
sea bombeado con facilidad y no se solidifique.
Esta mezcla pasa a la planta de procesamiento donde se recupera el
disolvente y se elimina el gas y el agua salada que contiene el bitumen.
Se prepara la emulsión con agua fresca y se añaden varias sustancias
químicas que ayudan a la formación de la emulsión y a su estabilidad.
El producto ya elaborado se envía por un oriducto hasta el terminal de
orimulsión donde queda listo para los tanqueros que los llevan al
exterior. Una de las ventajas de preparar esta emulsión es que se
puede transportar por tuberías y tanqueros petroleros, lo cual no es
posible con el bitumen natural
LAS VENTAJAS DE LA ORIMULSIÓN EN COMPARACIÓN A OTRAS
FUENTES ENERGÉTICAS SON:
1. Contiene un valor calorífico muy comparable al del carbón fósil.
2. Después del gas, es el combustible mas limpio; bajas emisiones de co2.
3. Es un combustible líquido que puede ser transportado fácilmente.
4. Grades reservas en la faja petrolífera del Orinoco.
5. Posee un precio competitivo con respecto a otros combustibles
comercializados mundialmente, como el carbón.
6. Es relativamente fácil y seguro de producirse, transportarse,
maniobrarse y almacenarse.
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7. Se puede usar en centrales termoeléctricas destinadas a utilizar carbón
o combustible pesado, claro está, con sus correspondientes
modificaciones.
LA PROBLEMÁTICA DE LA ORIMULSIÓN.
Como ya se ha visto, la Orimulsión presenta ciertos beneficios en su
uso, sobretodo desde el punto de vista ambiental, cuando se compara con
otras alternativas de combustible fósil. Sin embargo, desde el comienzo de su
producción a escala comercial, ha presentado grandes dificultades para
colocarse en el mercado, al punto que Bitor, la única productora del
combustible se encuentra en dificultades económicas. La Orimulsión se utiliza
en varios países del mundo como combustible para la producción de energía,
pero su uso no ha sido tan difundido como esperaban sus productores, y esto
se puede atribuir principalmente ha dos factores que son: dificultades técnicas
y problemas de imagen.
USOS QUE SE LE DAN A LA ORIMULSIÓN.
La Orimulsión compite ventajosamente con el carbón y los combustibles
derivados del petróleo, y básicamente requiere de todos los controles y equipos
de protección ambiental que se utilizan para quemar carbón. Es de notar que,
gracias a su proceso de manufactura, es posible ajustar algunas de sus
especificaciones y hacerlo más adecuado para el cliente, Genera 1KW/h de
Electricidad igual que el Carbón.
Actualmente hay muchos clientes potenciales que estudian la posibilidad
de utilizar este invento venezolano en sus plantas eléctricas. En Venezuela
toda la Orimulsión producida se destina a la exportación debido a la altísima
disponibilidad de energía hidroeléctrica y de combustibles fósiles
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(hidrocarburos) a bajo costo, y que este combustible no se incluye en los
niveles de producción controlados por la OPEP.
PAÍSES UTILIZANDO ORIMULSIÓN.
PDVSA BITOR es una Unidad de Negocio de la división PDVSA
Exploración y Producción, que pertenece a Petróleo y Gas, filial de Petróleos
de Venezuela, S.A. responsable por la explotación y emulsificación del bitumen
natural, y del suministro y comercialización de Orimulsión.
Actualmente, Orimulsión es ampliamente comercializada en tres
continentes. Para responder y satisfacer las necesidades de los clientes,
PDVSA BITOR tiene su sede principal en Caracas, Venezuela, que atiende el
mercado de China, Corea, Filipinas y Latinoamérica. Asimismo, tiene
subsidiarias en Norteamérica (BITOR AMERICA CORPORATION), Europa
(BITOR EUROPE LIMITED), (BITOR ITALIA S.R.L.) y Asia (MC BITOR
LIMITED), a fin de cubrir las exigencias del mercado y de nuestros clientes.
Bitor America Corporation es una filial totalmente propiedad de BITOR,
registrada en los Estados Unidos, cuya sede funciona en Boca Ratón, Florida.
Es la responsable del mercado de Orimulsión en los Estados Unidos, Canadá y
Puerto Rico.
Bitor Europe Limited, con oficina en Londres, es una compañía
registrada en el Reino Unido, cuyo objetivo es la comercialización de
Orimulsión en los países de Europa y el norte de Afrecha.
MC Bitor Limited, tiene a su cargo el desarrollo de los convenios
comerciales en el Lejano Oriente, con responsabilidad sobre los mercados de
Asia y Oceanía. Es una empresa mixta entre Mitsubishi Corporation y BITOR,
en la que cada socio tiene un 50% de participación accionaria. Sus oficinas
están en Tokio.
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IMPACTO AMBIENTAL EN LA FAJA CAUSADA POR ORIMULSIÓN.
Emisiones al ambiente durante la producción de energía a partir de
combustibles fósiles, se pueden producir emisiones de trazas de elementos
debido a la presencia de pequeñas cantidades de impurezas en el combustible.
Estas impurezas son resultado del origen del combustible. Durante la
combustión, estas impurezas pueden ser emitidas al ambiente como partículas
o compuestos gaseosos. Aparte de esto, se pueden desprender compuestos
orgánicos producidos por la combustión incompleta de los combustibles, así
como reacciones que se llevan a cabo en la combustión.
Las emisiones de plomo y mercurio son menores en la Orimulsión que
en el Fuel Oil y en el Carbón, siendo estos dos metales dos de los más
peligrosos para la salud y el medio ambiente. Estos valores se basan en
mediciones de emisiones no controladas. Utilizando métodos de control es
posible reducir mucho más los contaminantes producidos en la combustión.
Donde la Orimulsión presenta desventaja es en la emisión del Vanadio, pero
esta se puede controlar por los métodos antes mencionados.
Otro contaminante asociado a la quema de combustibles fósiles son las
partículas finas, que son aquellas con un diámetro de 10 micrones o menos. La
producción de partículas finas depende de la composición del combustible,
siendo por lo general más propensos a producir partículas aquellos mas
pesados. Según la EPA, la Orimulsión produce una porción mayor de partículas
finas que el Fuel Oil, cuando la combustión no es controlada. Usando un
método de control de emisiones, es posible reducir las emisiones muy por
debajo de los niveles del Fuel Oil, lo que le da ventaja a la Orimulsión en este
aspecto, ya que este tipo de control no se utiliza en los sistemas que operan
con Fuel Oil.
Otra de las ventajas del uso de la Orimulsión esta relacionada con las
emisiones de óxidos de nitrógeno. El agua presente en la emulsión, sirve de
reguladora de la producción de estos gases, presentando una menor cantidad
de compuestos de nitrógeno en los gases de combustión, comparando con
otros combustibles.
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EFECTOS DE UN DERRAME DE ORIMULSIÓN.
Un derrame es una posibilidad remota. Todos los embarques se hacen
en buques de doble casco y se han preparado planes de contingencia muy
estrictos para el manejo del producto desde la faja hasta su entrega al usuario.
En caso de ocurrir un derrame, la orimulsión presenta características mucho
menos nocivas y toxicas que el aceite pesado. En agua de mar se dispersa por
sí misma y afecta en menor grado el plumaje de las aves marinas. En agua
dulce se va al fondo y se puede recolectar succionándolo. Si el derrame es n
tierra, el producto no se filtra y por lo tanto no contamina la fuente de agua
potable. De todas maneras existen planes de contingencia para atender estos
incidentes.
¿Se puede mejorar la calidad ambiental de la orimulsión?
Si, y ya se está produciendo un nuevo tipo denominado orimulsión 400
que reduce considerablemente las emisiones de los compuestos químicos
dañinos y de partícula. Además, mediante una tecnología reciente se puede
utilizar en forma de gas y en ese caso la emisión de compuestos de azufre se
reduce en forma apreciable y se recupera azufre en estado puro para la venta.
En resumen, la orimulsión es un excelente producto venezolano con
características técnicas y ambientales superiores o similares a la de los
combustibles industriales conocidos y que además pueden ser utilizados como
materia prima petroquímica. Es una contribución valiosa a las necesidades
mundiales de energía y una solución oportuna y atractiva para el mejor
aprovechamiento de la faja Orinoco.
Comportamiento en el Agua el medio de transporte de la Orimulsión a
las plantas de energía es tradicionalmente la vía marítima, por lo que es
importante considerar las consecuencias de un derrame en el ambiente marino.
Al mezclarse con agua pura, la emulsión se rompe, separándose el bitumen del
agua de la emulsión. La disolución de hidrocarburos en el agua es muy poca.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Debido a que la densidad del bitumen es algo mayor a la del agua pura, este
tiende a precipitar cuando no existen corrientes en el agua. Debido al tamaño
de las partículas, cualquier mínima energía mantiene las partículas
suspendidas en el agua. El comportamiento en agua salada es básicamente el
mismo, con la particularidad de que, dependiendo de la concentración de sal y
las condiciones de temperatura, las partículas tienden a elevarse a la
superficie, debido a la diferencia de densidades. La Orimulsión, a diferencia de
otros hidrocarburos, no tiende a formar las características "manchas" que se
observan en los derrames de combustibles derivados de petróleo, sino más
bien se dispersa formando especies de columnas dentro del agua. Esto
representa un problema real, ya que no son aplicables los métodos de limpieza
conocidos y en la actualidad no existen métodos especializados para este fin.
El surfractante tiende a disolverse en el agua, pero este puede ser
descompuesto por bacteria hasta desaparecer.
Uno de los mayores contaminantes asociados con los hidrocarburos son
los poliaromaticos. Estos son particularmente dañinos en ambientes acuáticos.
Como ya se ha visto, la concentración de estos en la Orimulsión es
relativamente pequeña, comparando con otros combustibles como el Fuel Oil.
ABANDONO DE LA ORIMULSIÓN.
La Orimulsión supuso una innovación tecnológica en materia energética
y ha tenido un notable éxito comercial. En 2003 el gobierno decidió paralizar el
“proyecto Orimulsión” alegando que se trataba de un producto que se vendía
por debajo de su valor real y que generaba pocos ingresos fiscales. Teniendo
en cuenta la fuerte dependencia que tiene Venezuela del petróleo, el objetivo
fundamental de este estudio ha sido analizar si la decisión de cancelar el
proyecto ha sido beneficiosa o no para el desarrollo económico venezolano.
Las conclusiones que se han extraído indican que el negocio sí es sostenible y
que podría contribuir al desarrollo económico de la nación.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN VENEZUELA:
Petroquímica es la industria que produce productos químicos a partir de
hidrocarburos, especialmente del gas natural que se encuentra asociado al
petróleo o en yacimientos de gas libre. Los productos que se obtienen pueden
clasificarse como materias primas: acetileno, etileno, propileno, butano,
benceno, fenol, alquitrán y otros. Y como productos finales tales como: resinas
para pinturas y plásticos, detergentes, solventes, explosivos, fibras sintéticas
herbicidas, fertilizantes.
Por otra parte el interés por esta actividad industrial comenzó en
Venezuela en el año 1956 cuando se crea en el Instituto Venezolano de
Petroquímica (IVP) con instalaciones en Morón, estado Carabobo, para
producir fertilizantes.
En 1966 se inicia en El Tablazo, estado Zulia, la instalación de plantas
para la producción de fertilizantes y de químicos básicos a partir del petróleo y
del gas natural.
En 1977 se transforma el IVP en la Petroquímica de Venezuela
(Pequiven) que pasa a ser una de las empresas filiales de Petróleos de
Venezuela (PDVSA).
En 1990 se inicia la construcción del tercer complejo en Jose (estado
Anzoátegui). Desde sus comienzos, la industria petroquímica venezolana ha
favorecido la participación del capital privado tanto nacional como extranjero.
Se han constituido varias empresas mixtas bajo esta modalidad, las
cuales representan una contribución económica importante para Pequiven y
para el país. Estas empresas aportan sus instalaciones para la fabricación de
los productos comerciales finales, así como también mercados para la venta.
Adicionalmente, tomando en consideración la complejidad de esta
industria, se han realizado contactos de tecnología con empresas
internacionales especializadas.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Estas, junto con el Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo
(INTEVEP) e Investigación y Desarrollo, C.A., (INDESCA) constituyen un
soporte valioso para las actividades técnicas y operacionales de Pequiven.
Esta es la historia breve de la petroquímica la industria prodigiosa.
Comenzó con la curiosidad de los primeros habitantes del planeta.
Evolucionó con la inteligencia del hombre. Descubrió los espacios
ocultos de la materia. Imitó a la naturaleza y aprovecho sus recursos. Produce
materiales que aventajan a la madera, vidrio, piedras, metales, lana, seda,
algodón, caucho, cuero y muchos más. Ha tenido influencia destacada en el
progreso de todos los sectores productivos. Ha hecho la vida más cómoda,
más fácil, más higiénica.
PETROLEOS DE VENEZUELA (PEQUIVEN):
Pequiven, Petroquímica de Venezuela, S.A. es la Corporación del
Estado venezolano encargada de producir y comercializar productos
petroquímicos fundamentales con prioridad hacia el mercado nacional y con
capacidad de exportación.Es actualmente una empresa sólida con grandes
expectativas para el futuro por la expansión natural de los mercados, por las
características de creatividad que tiene esta industria y por la responsabilidad
que aporta su fuerza laboral.
La empresa propicia la creación de empresas mixtas y de producción
social, estimula el desarrollo agrícola e industrial de las cadenas productivas y
promueve el equilibrio social con alta sensibilidad comunitaria y ecológica.
Pequiven ofrece a los mercados nacional e internacional más de 40 productos
petroquímicos.
Su visión internacional del negocio y la vinculación con importantes
socios en la conformación de las empresas mixtas en la que participa le ha
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
permitido consolidar una importante presencia en los mercados de la región,
así como en otras partes del mundo.
Pequiven fue creada en 1977 asumiendo las operaciones del Instituto
Venezolano de Petroquímica (IVP), fundado en 1955. Desde su transformación,
Pequiven ha vivido sucesivas etapas de reestructuración, consolidación y
expansión, en la que ha ampliado su campo de operaciones, desarrollando un
importante mercado interno y externo para sus productos.
La empresa ha orientado su crecimiento en tres líneas específicas de
comercialización: fertilizantes, productos químicos industriales y olefinas y
resinas plásticas.
Mediante decreto del Presidente de la República Bolivariana de
Venezuela, Hugo Chávez Frías, Pequiven pasó de ser filial de Petróleos de
Venezuela (PDVSA), para convertirse en una corporación independiente,
adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
Esta independencia le permite a la empresa la consolidación de un
sector industrial fortalecido, capaz de impulsar las industrias transformadoras
del plástico, así como al sector agroindustrial y al de productos químicos
industriales.
Para el desarrollo de sus actividades Pequiven cuenta con:
Tres Complejos Petroquímicos: Morón, Ana María Campos y General
José Antonio Anzoátegui, ubicados en los estados Carabobo, Zulia y
Anzoátegui, respectivamente.
Una sede corporativa situada en Valencia, estado Carabobo.
Una planta de BTX en la Refinería El Palito, PDVSA.
Una mina de Roca Fosfática en el estado Falcón
Dos terminales marinos dentro de los complejos Ana María Campos y
José Antonio Anzoátegui.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Un terminal marino dentro de la compañía anónima Productos de
Alcoholes Hidratados (Pralca) empresa mixta de Pequiven, ubicada en la
Costa Oriental del Lago, en el estado Zulia.
Un Terminal en Borburata, estado Carabobo.
Tres Unidades de Comercialización: Fertilizantes, Productos Industriales
y Olefinas y Plásticos.
22 Empresas Mixtas
Nueve Empresas Filiales
Una Consultoría Ambiental
Una empresa de Investigación y Desarrollo (Indesca)
COMPLEJO PETROQUÍMICO MORÓN:
Ubicado en las costas del estado Carabobo, en las cercanías de la
población de Morón, este Complejo inició sus operaciones en 1956, con
capacidad para producir 150 MTMA de fertilizantes nitrogenados y fosfatados,
la cual fue expandida a 600 MTMA durante el período 1966-1969.
Desde esa fecha, el complejo ha ampliado su capacidad de producción
hasta alcanzar el nivel actual superior a 1,97 MMTMA (tiene una capacidad
actual de 1588 MTMA y para el año 2013 contará con una capacidad adicional
de 2547 MTMA). Su producción es destinada básicamente a la manufactura de
Urea, SAM (Sulfato de Amonio) y Fertilizantes Granulados NPK/NP.
Así mismo, el Complejo Morón está provisto de instalaciones capaces de
autoabastecer los servicios industriales que requieren sus operaciones. Su
fuente principal de agua la constituye el embalse construido sobre el río Morón,
del cual se obtiene el 100 % del agua requerida.
También posee dos generadores de 20 MW cada uno para suplir la
demanda eléctrica y, además, dispone de seis compresores de aire para la
instrumentación.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Nuevos Proyectos 2007-2013:
Construcción de una Planta de Amoníaco de 600 MTMA y una Planta
de Urea de 726 MTMA.
Construcción de una Planta de Ácido Sulfúrico de 3000 TMD
Expansión de la Planta de Ácido Fosfórico A 198 MTMA, Concentración
de Fósforo 720 MTM
Una planta de 120 MTMA de Polietilentereftalato (PET) en grado resina
a partir de la adecuación de la Planta de BTX en la Refinería El Palito
(con una nueva línea de producción de Paraxileno).
Ampliación de la Planta de BTX como subproyecto del revamp de la
Refinería El Palito, a partir de la instalación de un reformador catalítico
continuo (CCR).
Líneas de Producción:
En el complejo, a partir del Gas Natural, el Azufre y la Roca Fosfática se
desarrollan líneas de productos intermedios y terminados estratégicos, cuyos
usos están asociados con la vida diaria de la población.
Otras instalaciones:
Planta de tratamiento de agua potable
Unidades de generación de electricidad y vapor
Laboratorio industrial
Talleres, Cuerpo de Bomberos
Sistemas de tratamientos de efluentes y emisiones
COMPLEJO PETROQUÍMICO ANA MARÍA CAMPOS:
Ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo del estado Zulia,
este Complejo tiene una capacidad instalada de 3,5 MMTMA de Olefinas,
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
resinas plásticas, vinilos y fertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976
aumentó significativamente la expansión de las actividades petroquímicas
venezolanas e impulsó el aprovechamiento del gas natural como fuente básica
de insumos para estas operaciones.
Líneas de Producción:
En el Complejo a partir del Gas natural y la Sal, se desarrollan tres
líneas de productos de naturaleza eminentemente estratégica para la región y
el país, cuyos usos y aplicaciones están asociados con la vida diaria de toda la
población.
Otras instalaciones y servicios:
En este Complejo funciona la empresa mixta Indesca, la cual se dedica a la
investigación y desarrollo tecnológico en el área de plásticos.
Un terminal marino que comprende cuatro muelles para descargar de sal, para
pasajeros, y para el despacho de productos líquidos y sólidos.
Plantas de tratamiento de efluentes y desmineralizadora
Suministro de aguas industriales y potables
Plantas para generación de vapor y electricidad
Planta de Reuso de Aguas Servidas (RAS).
Nuevos Proyectos 2007-2013
Expansión de la planta de Polínter: Con ello se logró elevar la
capacidad de la planta de Polietileno de alta densidad en 60 MTMA,
Polietileno Lineal de Baja Densidad en 40 MTMA, la construcción de
una planta de Buteno-1 de 30 MTMA, y el fortalecimiento de las plantas
actuales para impulsar el desarrollo del sector transformador del
plástico y las empresas de producción social.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Construcción de una Planta de Olefinas y Polietileno: Contempla una
planta de etileno (1000 MTMA). Adicionalmente se plantea la
construcción de dos unidades de Polietileno: una de alta densidad
(PEAD de 300 MTMA) y una de baja densidad (PEBD de 300 MTMA).
Ampliación de la Planta de Propilven: El proyecto permitirá producir de
110 MTMA a 145 MTMA de Polipropileno. Este producto estará
destinado al mercado nacional y latinoamericano.
Expansión de la Planta de Policloruro de Vinilo (PVC): Este proyecto
contempla el incremento en la producción de PVC actual 120 MTMA en
170 MTMA, para cubrir el mercado nacional (Petrocasas)..
COMPLEJO PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI:
Denominado oficialmente como Complejo Petroquímico General de
División José Antonio Anzoátegui se inauguró el 14 de agosto de 1990, con el
fin de impulsar el desarrollo de la petroquímica en el Oriente del país y actuar
como condominio industrial de las empresas mixtas que operan en el área,
mediante el suministro de los servicios básicos necesarios para su operación.
El Complejo Petroquímico José Antonio Anzoátegui, está ubicado en el
estado Anzoátegui, tiene una superficie de 740 hectáreas donde se han
instalado las plantas de las empresas mixtas en las cuales Pequiven tiene
participación accionaria.
COMPLEJOS
PETROQUÍMICOS
EN DESARROLLO:
Empresa Mixta Producto
Servicio
Capacidad
Fertinitro Amoníaco
Urea
1.300 MTMA
1.450 MTMA
Metor Metanol 760 MTMA
Supermetanol Metanol 770 MTMA
Super Octanos Metil-tebutil-éter 600 MTMA
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Complejo Petroquímico Navay: ubicado en el estado Táchira, contará para el
año 2013 con una capacidad producción de 2.790 MTMA mediante la
construcción de las plantas de Trituración de Roca Fosfática que producirán
1.650 MTMA, Concentración de Mineral (990 MTMA), Superfosfato Simple (100
MTMA) y Fosfato Tricálcico (50 MTMA). El propósito general de este complejo
será la producción de fertilizantes fosfatados.
Entre las plantas que estarán ubicadas en Navay se destacan:
Desarrollo de la Mina de Navay
Planta de Fertilizantes de Fosfatados Simples
Planta de Fosfato Tricálcico
Planta de Roca Beneficiada
Infraestructura y servicios
Complejo Petroquímico Puerto Nutrias: situado en los llanos venezolanos,
tendrá para el año 2013 una capacidad de 2006 MTMA mediante la
construcción de seis (6) plantas. El propósito general de este complejo será
la producción de Fertilizantes Nitrogenados y Fosfatados.
Entres las plantas que estarán ubicadas en el Complejo Petroquímico Puerto
de Nutrias se destacan:
Planta de Ácido Sulfúrico (660 MTMA)
Planta de Ácido Fosfórico (200 MTMA)
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Planta de Sulfato de Amonio (90 MTMA)
Planta de Fertilizantes MAP/DAP (330 MTMA)
Planta de Amoniaco (600 MTMA)
Planta de Urea (726 MTMA)
Complejo Petroquímico Paraguaná: ubicado en el estado Falcón, contará
para el año 2013 con una capacidad de 7763 MTMA mediante la construcción
de ocho plantas. El propósito general de este complejo será la producción de
Aromáticos y Resinas Plásticas.
Las plantas que estarán ubicadas en el Complejo Petroquímico Paraguaná son:
Planta de Polietilentereftalato (PET) (800 MTMA)
Planta de Ácido Tereftálico (PTA) (600 MTMA)
Planta de Monómero de Estireno (600 MTMA)
Planta de Ácido Acético (200 MTMA)
Planta de Mono Etilenglicol (350 MTMA)
Plantas de Polipropileno (400 MTMA cada una)
Plantas de Polietileno de alta densidad (250 MTMA cada una)
LAS FUENTES ALTERNATIVAS DE ENERGÍA Y SU COMPETITIVIDAD CON
EL PETROLEO.
La participación mundial del petróleo en los diversos sectores se dirige,
principalmente, hacia el transporte, industrial, comercial/residencial, y el sector
eléctrico; observándose durante esta última década una tendencia importante a
sustituirlo por carbón y gas natural para la generación de electricidad.
Actualmente, el aporte del petróleo al consumo global de energía asciende al
39% .Debido a que éste es una fuente abundante y confiable, y a que su
dominio de aplicación en los sectores indicados es bastante elevado, existe un
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notorio interés en desarrollar nuevas tecnologías que permitan la incorporación
de otras fuentes de energía capaces de competir con él.
El desarrollo de estas nuevas tecnologías dentro del sector eléctrico
tiene dos razones fundamentales:
Ambientalistas: para obtener energías que favorezcan la reducción de
las emisiones a la atmósfera.
Económicas: para tratar de reducir costos. Estas tecnologías
emergentes que pueden sustituir a los combustibles fósiles se identifican
como fuentes alternas de energía o energías alternativas.
El flujo de energía solar hacia la tierra es casi 20 mil veces el consumo
energético humano actual. De esta energía, el 30% aproximadamente se refleja
y un 50% se convierte en calor y es irradiada. La mayor parte de la energía
restante es absorbida por el ciclo hidrológico del planeta. La utilización de estos
recursos renovables es altamente favorable; sin embargo, durante los ochenta
y los noventa se ha logrado poco progreso en cuanto a su aplicación y
aprovechamiento industrial. Las energías alternas más relevantes y en curso
de desarrollo tecnológico son: la energía eólica, que utiliza el viento; las
energías fotovoltaica y térmica, que utilizan la energía solar; la geotermia, que
aprovecha el calor extraído del subsuelo por el bombeo de aguas subterráneas
alcanzadas con la perforación y fracturación de acuíferos; la energía obtenida
de celdas de combustibles, la cual produce energía eléctrica a partir de la
energía química en forma más eficiente y menos contaminante; la biomasa; la
hidroelectricidad y la energía nuclear.
A continuación se presenta el estado actual de desarrollo de las diversas
energías alternas y se demuestran las ventajas y limitaciones en su aplicación
comercial. La energía de la biomasa hasta los momentos ha servido para
atender necesidades de ciudades de menos de 10 mil personas.
Energías alternas estado actual
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Eólica: (viento) Es la más promisoria. Se desarrollaron nuevos sistemas
de control y pueden bajar los costos de capital en US dólares 1000/KW.
es muy utilizada en Japón, EE.UU. y Holanda
Solar fotovoltaica Desarrollo se celdas poli cristalinas de alta calidad.
Se requiere mejorar su eficiencia 17-18% Tecnología muy apropiada
para lugares remotos y de difícil acceso. Mercado limitado
Solar térmica Altamente usada en países industrializados para
calentamiento solar del agua para su uso doméstico
Geotérmica Probada y generalmente económica. la tecnología HDR
(hard Dry Rock) ha demostrado resultados variables en esquemas
exploratorios
Biomasa Ampliamente demostrada y utilizada a escala mundial, no
compite con la energía del petróleo por sus altos costos. se mejora la
tecnología de gasificación de la biomasa por porólisis para aumentar su
eficiencia.
Química Se han desarrollado muchos tipos y se evalúa en escala de 11
MW de producción de electricidad. Ya se comercializa; sin embargo, se
necesitan de 10 a 15 años más de desarrollo.
Hidroelectricidad Seguirá manteniendo su participación dentro del
escenario energético mundial (20%). Ocasiona alteración del ecosistema
y es de difícil financiamiento nuclear mercado cautivo sin mucha
expansión ya que no prevé nuevas plantas, las cuales requieren más de
30 anos para su construcción.
La geotermia depende de la existencia de altas temperaturas en el
subsuelo, que no siempre están disponibles. La energía eólica está
sujeta a los caprichos del aire, lo que la limita bastante a pesar de su
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
desarrollo. Finalmente, las otras energías tienen limitaciones que les
impiden penetrar el mercado energético liderado por el petróleo.
La contribución de las energías alternas dentro del panorama energético
mundial representará, según nuestras estimaciones, aproximadamente el 15%
del uso de la energía primaria mundial. Por lo tanto, su impacto sobre el
mercado energético para sustituir al petróleo será bajo y sin efecto apreciable
hasta el año 2030 o más.
Como puede observarse en el listado de energías alternas arriba indicado:
solar, biomasa, geotérmica, eólica, hidroelectricidad y nuclear podrán encontrar
nichos del mercado energético, pero sin competir ni afectar apreciablemente la
energía y los combustibles obtenidos del petróleo. Otro factor muy importante
es el costo de la generación de la electricidad con dichas tecnologías. Los
esfuerzos mundiales que se realizan para reducir el costo y aumentar la
eficiencia en estas tecnologías, permitirán aumentar su competitividad con el
petróleo más allá del año 2030.
Por otra parte, el esfuerzo tecnológico y las grandes inversiones que se
realizan en EE.UU. y Japón para reducir el tamaño de las celdas de
combustibles, con el fin de utilizarlas en los vehículos eléctricos, conducirán, en
un plazo mayor a 15 años, a disminuir parcialmente el consumo de
combustibles. Sin embargo, se estima que el impacto sobre la industria
petrolera será bajo, aun si dichas celdas se aplican al sector eléctrico o
automovilístico. Por los momentos, un obstáculo importante en la
comercialización de dichos vehículos es su alto precio de venta. Es el caso del
EV-1, del General Motors, comercializado en California a un costo de 30 mil US
dólares/unidad.
“Las energías alternas penetrarán fosas muy limitadas del mercado
energético mundial sin perjudicar apreciablemente al negocio petrolero, por lo
menos hasta el año 2030. Las amenazas al mercado de los hidrocarburos en
un escenario verde por parte de dichas energías son bajas debido,
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
fundamentalmente, a su alto costo de producción y a muchas limitaciones para
su aplicación masiva. Estimaciones demuestran que no será sino hasta
después del año 2030 cuando aparezca una alternativa definitiva. Mientras
tanto, la meta de los investigadores del petróleo es desarrollar tecnologías para
mantenernos liderando el sector energético mundial, aun dentro del escenario
verde.”
EL CARBÓN: LA ENERGÍA COMPLEMENTARIA.
Cuadros comparativos.
1839-1843
Se pretendió estimular la minería exonerando por cinco
años de pagos nacionales y municipales a las minas
metálicas y al carbón. Fueron usados durante cinco décadas
del siglo xx como combustible que cargaban los vapores de
cabotaje de la compañía Venezolana de Navegación en el
estado Anzoátegui.
1969-1974
Se creó la Corporación de la Región Zuliana
(Corpozulia) teniendo como propósito explotar el carbón del
Guasare y al efecto, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos
le confirió los derechos necesarios. Se desarrollo 5 millones
de toneladas de carbón al año.
1985-1990
Se propuso que la explotación de las minas de carbón
de Guasare (Paso Diablo, Socuy, Mina Norte y Cachiri se
transfiriera a Petróleos de Venezuela, lo cual concluyo el
traspaso de las acciones de Corpozulia a PDVSA. se
estructuro la nueva organización gerencial y administrativa,
planificaron la explotación y exportación del carbón del
Guasare. La producción llego a 117.000 toneladas métricas
despachadas en Italia y Francia 58.700, cumpliendo así con
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
la planificación de exportación. Fortaleciéndose la
producción entre la asociación de Carbozulia con Agrip
Carbone de Italia y Arco Coal de estados Unidos, para
constituir: Carbones del Guasare y Guasare Coal
internacional.
1991-1996
La producción siguió aumentando y colocándose con
clientes en Norteamérica, Portugal, Suecia, Finlandia,
Dinamarca y el Caribe. Además se expandió con la
participación de nuevas empresas con A.T. Massey Coal de
Estados Unidos y Cavoven de Venezuela se hicieron planes
para a explotación de la mina Norte; con la firma Cyprus
Coal Company. En asociación con Shell Coal y Ruhr Kohle,
Carbones del Guasare aumentando la producción
construyendo una vía férrea y una terminal de aguas
profundas.
1997-2006
Bajo los lineamientos de Petróleos de Venezuela ,
Carbones del Zulia propuso; fortalecer la cuenca carbonífera
del Guasare en el mercado internacional para aprovechar
las oportunidades que brinda el negocio, maximizar la
capacidad de producción de la cuenca Carbonífera del
Guasare, aspirando que la producción llegue a 21 millones
de toneladas por año, programando también la construcción
del ferrocarril y la terminal de aguas profundas.
CONCLUSION.
Socio Economía Venezolana Petróleo y Gas.
Los inversionistas privados, tanto nacionales como foráneos, tomaron la
industria petrolera como punto de referencia y por eso su ritmo de
capitalización. Es así como el petróleo estableció las graves características de
dependencia que gravitan sobre la economía venezolana.
El petróleo hizo posible al mantener el continuo crecimiento del gasto
público, un aumento de la capacidad productiva. Hay que recordar que antes
del descubrimiento petrolero Venezuela era uno de los países más pobres de
Sur América, con un índice de 75% de analfabetismo, y eso lo hemos
superado, pasando a ser con ayuda de otros recursos naturales, uno de los
países más ricos del mundo.
![[7228 - 21215]Cap01 Socioeconomia e Geopolitica](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/55cf9d73550346d033adabc4/7228-21215cap01-socioeconomia-e-geopolitica.jpg)
