COMPLEJO PETROQUIMICO EL TABLAZO

COMPLEJO PETROQUIMICO EL TABLAZO 

1. SITUACIÓN GEOGRAFÍCA


1.1 ¿Donde está situado?


Ubicado en la Costa oriental del lago de Maracaibo del estado Zulia, a pocos kilómetros al norte de Los Puertos de Altagracia, este complejo tradicionalmente denominado “El Tablazo” por su ubicación en esta Zona del Municipio Miranda, se extiende sobre un área industrial de 858 Hectáreas. Su construcción se inicio en 1968, concluyéndose la mayor una gran parte de su infraestructura en 1973. Una expansión fue realizada entre 1987 y 1992 para incrementar la disponibilidad de resinas plásticas en el país. El complejo ha ido creciendo, consolidándose como un gran centro industrial en el que están presentes Este complejo tiene una capacidad de 3,5 MMTMA de Olefinas, resinas plásticas, vinilos y Fertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976 aumento significativamente la expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulso el aprovechamiento del Gas natural como fuente básica de insumos para estas operaciones.

2. PLANTAS QUE LO INTEGRAN

2.1 ¿Cuáles son?

Plantas – Olefinas

Clorosodas – Vinilos

Amoniaco/ Urea

2.2 Procesos que realizan

Está compuesto por cuatro secciones: Muelles, Interplantas, Efluentes y Planta R.A.S. Sus funciones básicas son: Transportar productos químicos por tres (3) vías: Marítima, tubería y terrestre (Interplantas y muelles) y el tratamiento de efluentes y aguas residuales (Planta central de efluentes y planta R.A.S).

Muelles:

Muelle de Líquidos  El muelle de líquidos tiene dos (2) puestos de atraques para buques: el norte y el sur.* Su función principal es el despacho y recepción de productos como: Etileno, Propileno, Propano, etc.

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Muelle de Sólidos  Permite el atraque de máximo tres (3) embarcaciones simultaneas, una (1) por el lado norte y dos (2) por el lado Sur. El lado norte solo admite el despacho de sólidos o ensacados.

Muelle de equipos pesados   Puede ser empleado por cualquiera de las empresas para la carga y descarga de instalaciones o equipos de considerable peso.

Planta de Reutilización de Aguas Residuales (R.A.S)

Su principal función es la de tratar y reutilizar las aguas residuales de la zona norte de Maracaibo, para ser utilizada con fines industriales y de riego, cubriendo los requerimientos del suministro de agua del complejo. El sistema de R.A.S inaugurado en el 2004, constituye el primero en su estilo en América Latina y representa el proyecto Bandera en materia ambienta del Gobierno Nacional de la Republica Bolivariana de Venezuela.

Aportes y beneficios del Sistema:

1. El saneamiento del Lago de Maracaibo, ya que elimina la descarga al lago de 1300 litros por segundo de aguas servidas.

2. Devuelve a los Municipios Miranda y Maracaibo 800 litros por segundo de agua.

3. Garantiza el abastecimiento de agua industrial al complejo el tablazo.

4. Con la adecuación de colectores mejora parte de la red de Recolección de aguas negras de la Zona Norte de Maracaibo.

5. Permite la expansión del complejo petroquímico.

6. Garantiza el abastecimiento de aguas para fines de riego en la Península Ana María Campos.

7. Los lodos digeridos de la Planta de Tratamiento tienen uso potencial en el desarrollo agrícola.

 

2.3 Productos que Generan

Son productos  a partir del Gas natural y la sal que se utilizan como materia prima en el complejo del Zulia ya que desarrollan tres líneas de productos de vital importancia para el desarrollo estratégico del país, cuyos resultados finales están asociados con la vida diaria de toda la población.

a) Los Fertilizantes: Apoyan el desarrollo agrícola y las políticas de abastecimiento alimentario.

b) El cloro y la soda: Son insumos que purifican el agua y tienen múltiples usos industriales.

c) Etileno y Propileno: Tiene una amplia gama de aplicaciones para la elaboración de los plásticos en sus más variadas formas.

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3. EMPRESA FILIAL


Durante un programa  de “Aló, Presidente”, el mandatario venezolano Hugo Chávez inauguró la Empresa Estatal Socialista Pañales, ubicada en El Tablazo, Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Estado Zulia. A juicio del presidente Hugo Chávez, es una fábrica “bonita y buena”, y destacó que los pañales desechables que allí se fabricarán son de “alta calidad”.

 
El Jefe de Estado mostró algunos empaques de los pañales desechables “Guayucos” al tiempo que recomendó a los padres no comprar los pañales importados. “Hemos comenzado a producir pañales de primera, pañales de verdad”, dijo. 

“Señora, no deje de ponerle ‘El Guayuco’ a su muchacho (…) El guayuquito para que se vea el carajito más bonito”, indicó.

Señaló que desean expotar en un “futuro cercano” los pañales y rechazó las críticas en contra de sus iniciativas. “Ellos no quieren que Venezuela sea una potencia, ellos quieren seguir acaparando y monopolizando todo este mercado (…) Llegará el día en que nosotros exportemos pañales a medio mundo, porque tenemos la materia prima”, explicó. 

El presidente Chávez volvió a criticar al capitalismo y comentó que en ese sistema, los pañales se convierten en mercancía. “Esa es la maldición del capitalismo (…) Los capitalistas todo lo transforman, hasta al ser humano lo convierten”, expresó. Agregó que todo esto está enmarcado dentro de la “producción socialista”.

“Sólo a través de la revolución socialista lograremos la independencia”, afirmó e insistió en que su gobierno va a acelerar el paso en la construcción de “nuestro modelo socialista”. 

Más adelante instó a sus seguidores a radicalizar el socialismo. “Yo voy a seguir en esa dirección, hasta que me toque yo voy a seguir arengando la marcha. Es mi tarea (…) Pido a todos que radicalicemos y eso no tiene nada que ver con la irracional”, destacó. 

“La burguesía trata de presentar nuestro modelo como humanamente ingratificante. Trata de invertir la realidad. No hay modelo más ingratificante (…) que el capitalismo. El socialismo está llamado a lo contrario”, enfatizó el Jefe de Estado. 

Según comentó, “es más fácil ir a la Luna que construir el socialismo, pero nosotros aquí lo vamos a hacer”. 

“Está naciendo el socialismo, ¿quién lo puede negar? (…) Pongámosle los pañales al socialismo”, resaltó. 

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En el Diario la Verdad se publicó un articulo con respecto a este tema:

“La planta se inauguró en el Complejo Petroquímico Ana María Campos, en la Costa Oriental del Lago en Zulia. El presidente Hugo Chávez elogió la nueva creación socialista. “Si usted quiere que su niño sea más lindo de lo que ya es (…) no le ponga cualquier pañal importado. ¡Cuidado! Póngale pañales venezolanos el Guayuco”, decía la publicidad que improvisó el mandatario.

El paquete tendría 16 unidades y estarían empacando en presentaciones de varios tamaños, de acuerdo con el peso y edad de los infantes. A casi tres meses del lanzamiento el producto está ausente en los centros de venta de la red socialista que administra el Ejecutivo.

En un día la planta estimaba elaborar 120 mil piezas de pañal desechable, según datos de producción proyectados con las ocho horas de labor diurna. La manufactura tendría sello venezolano, pero la tecnología no. China facilitaría los medios de producción especializados para fabricarlos.

En los mercales del Zulia los compradores se preguntaban “dónde están esos pañales”. La exhibición en los anaqueles lo ocupan los alimentos de la cadena. Las señoras que esperaban que sus hijos fueran “más lindos de lo que son” se quedaron sin el producto.

En los puntos de ventas de San Francisco nada sabían. Hacia el norte de Maracaibo tampoco. Mary Torres, de 46 años, cuestionó la existencia del pañal. Estaba alterada por la “corrupción que hay en Mercal” y las irregularidades que “hay en las gestiones” del Gobierno. Desde San Felipe señaló que la inversión que se hizo en ese proyecto se desconoció. No dio detalles del porqué no hay pañales, parecía no interesarle. Su afán era hacia los alimentos y las acciones de reventa que “tienen los vendedores de Mercal”.

Dos damas, que pidieron no ser identificadas “porque nos quitan la pensión de la misión”, denunciaron que las obras se crean y luego “no se cumplen como debería ser”. Además de los pañales desechables, el plan de venta de línea blanca que expendería Mercal “no llegó”, recordaron.

Afirmaron que había leche, arroz, aceite y pollo, pero no consiguieron los guayucos venezolanos. Una de ellas se lamentó. Su nieto usa los importados. Comentó que con el socialista se abaratarían los precios.

Elida Rizo, de 67 años, se sorprendió, desconoció el Guayuco, sonrió. Dijo no escuchar “nunca” al Presidente. Era la segunda vez que iba al Mercal de Rafito Villalobos luego de su reapertura. Nunca ha visto el pañal, aunque sí algunos artículos de limpieza junto a los alimentos. Opinó que el pañal socialista le ahorraría dinero a su hijo. “Sería un beneficio” 17/09/2009.

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4. PARTICIPACIÓN CON 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. Propicia la creación de Empresas Mixtas y de Producción Social (EPS), estimulando el desarrollo agrícola e industrial y promoviendo el equilibrio social con sensibilidad comunitaria y ecológica.

En 1976 se termina la construcción del complejo petroquímico El Tablazo

En 1989: Arranca la planta de Ácido Sulfúrico. Se constituye la empresa mixta Resilin. Comienza la construcción de una nueva planta de olefinas en el Tablazo.

1990: Pequiven se reorganiza en tres unidades de negocios: Olefinas y Plásticos, Fertilizantes y Productos Industriales. Construcción de una planta de vinilos en el Tablazo. Rehabilitación de la planta de ácido fosfórico en Morón

1997: Se concreta un acuerdo con Mobil Chemical para construir y operar una planta de olefinas en Jose. Se firma un convenio con Koch Nitrogen, Snamprogetti y Empresas Polar para construir un complejo de fertilizantes. Comienza la construcción de una nueva planta de PVC en el Tablazo. Algunas empresas mixtas comienzan el proceso de ampliar la producción. Para este año la capacidad era de 7 millones 700 mil toneladas anuales, con ventas en el orden de 1900 millones de dólares. Es muy importante la disponibilidad de gas a bajo costo, y aunque Jose tiene disponibilidad de absorber buena parte de los negocios de Morón y el Tablazo, difícilmente puede abarcar sus negocios a totalidad, tal es el caso de olefinas y fertilizantes

5. EMPRESAS MIXTAS ACTUALES

Dentro del complejo Zulia existe un conjunto de empresas denominadas mixtas, por estar constituidas con capital privado, nacional o extranjero en asociación con Pequiven además de contar con empresas Privadas dedicadas al negocio petroquímico. -Poliolefinas Internacionales C.A (POLINTER) Es una empresa Mixta cuyo capital social esta formado por la participación accionaría de Petroquímica de Venezuela, S.A., Pequiven; Internacional Petrochemical Holding Limited, IPHL; Grupo Zuliano C.A.; Sofilago, S.A.; Grupo de empresas Mitsui y Combustión Engineering Tecnology Investmen Corporation, CETIC. Produce polietileno de los tipos, Lineal de Baja densidad, Baja densidad convencional y alta densidad. Dichos Insumos son materia prima para la industria manufacturera de artículos del hogar, juguetes, envases, detergentes, empaques, tuberías, sacos industriales, bolsas, embalajes entre otros. -Propileno de Venezuela (PROPILVEN) En 1991 inicio operaciones esta empresa para producir y comercializar el polipropileno, una de las resinas termoplasticas mas recientes que compiten en algunas aplicaciones con el PVC, PEBD, PEAD. En su composición participan Pequiven, Promotora Venoso, El grupo Zuliano y Mitsui Petrochemical Industries.

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5.1 ¿Cuáles son?


Las
empresas mixtas que operan en el Complejo El Tablazo son las siguientes:

 

Empresas Mixtas

Producto

Capacidad 
MTMA*

Polínter 

Polietileno 
de Alta Densidad (PEAD) 

Polietileno 
de Baja Densidad (PEBD) 

Polietileno lineal de Alta Densidad (PELAD) 
y Polietileno de Alta Densidad (PEAD) 

120 

85 

210 

Propilven

Propileno 

84

Pralca

OE 

16

Indesca

EG

66

Petroquímica Venoco

Alquilbencenos 
Dodecilbencenos 

110 
60 

Produsal

Sal industrial

800

*MTMA          : Miles de toneladas métricas anuales 

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 marítimo que comprende cuatro muelles para descarga de sal, para pasajeros, y para el despacho de productos líquidos y sólidos. 

6. CAMPO INDUSTRIAL ANA MARIA 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, 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.

 

 

 

 

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Línea de producción:

Cloro y Soda

Fertilizantes

Plásticos

Insumos 
para la purificación del agua 
y múltiple usos industriales Desarrollo agrícola.

Soberanía Agroalimentaria

Elaboración 
de resinas plásticas 
en sus más 
variadas formas

Cloro 
Soda Caústica 
Hipoclorito de Sodio 
Ácido Clorhídrico

Urea 
Amoníaco

Polietilenos 
Polipropileno 
Policloruro de Vinilo 
Poliestireno 
Óxido de Etileno 
(Producido fuera 
del complejo) 
Etilenglicol 

 

7. REESTRUTURACIÓN

25-06-2005 

El Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez Frías, reinauguró la Planta de Fertilizantes del Complejo Petroquímico El Tablazo en el estado Zulia que había estado paralizada desde el año 2001 (la planta de urea) y en el 2002 (la planta de amoníaco). 

Para la reactivación de la Planta de Fertilizantes, ejecutada en el tiempo récord de seis meses por más de 2.200 trabajadores, se requirió una inversión estimada de 200 millardos de bolívares. La rehabilitación de esta planta es el primer proyecto del Plan Estratégico de Negocios que Pequiven tiene previsto realizar durante los próximos cinco años, según información recogida en un boletín de prensa emitido por la Gerencia Corporativa de Asuntos Públicos.

Con los trabajos de reactivación de la planta, Pequiven incrementará la capacidad de producción de urea a 635 mil toneladas métricas anuales (MTMA), las cuales corresponden 360 MTMA al Complejo Petroquímico El Tablazo y 275 MTMA al Complejo Morón.

El cumplimiento de esta meta está enmarcada dentro del “Nuevo Mapa Estratégico” que adelanta el Gobierno Bolivariano y que tiene como finalidad, acelerar la construcción del nuevo modelo productivo, rumbo a la creación del nuevo sistema económico del país.

Adicionalmente, la producción de fertilizantes de El Tablazo está destinada a suplir la demanda generada por el Plan Nacional de Siembra que este año tiene previsto cubrir más de 2.1 millones de hectáreas. 

Pequiven es el eslabón fundamental para la consecución de la independencia agroalimentaria a través de la sustitución de importaciones, con lo que el país obtendrá ahorro de divisas por el orden de 96 millones de dólares anuales. La oferta de urea durante el año 2004 fue de 275 mil toneladas, lo que representó 69% de la demanda nacional, razón por la cual, fue necesario importar 125 mil toneladas para cubrir el déficit.

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Así mismo,  el Presidente Chávez anunció la  separación de Pequiven como Filial de PDVSA e hizo el lanzamiento de la Corporación Petroquímica de Venezuela.

30-12-2005 

El Complejo Petroquímico El Tablazo está recibiendo un mayor suministro de gas para sus operaciones diarias;  en este sentido, ha pasado de un promedio mensual de 90 millones de pies cúbicos de gas diario (MMPCED) en agosto, a 127 MMPCED para diciembre de este año, gracias a un trabajo conjunto de PDVSA y Pequiven.
 
Para la reactivación de la Planta de Fertilizantes, ejecutada en el tiempo récord de seis meses por más de dos mil 200 trabajadores, se requirió una inversión estimada de 200 millardos de bolívares. La rehabilitación total de esta planta está enmarcado dentro del Plan Siembra Petrolera.

 

8. PLAN DE SIEMBRA PETROLERA (2005-2030)

El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está alineado con la política petrolera definida por el Estado.

En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación:

  • Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la pobreza y la exclusión social.
  • Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe.
  • Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que beneficie a los países en vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistema
    unipolar actual.
  • Defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP.

Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima valorización de los recursos naturales no renovables y agotables mediante la obtención de precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, con una distribución justa, eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza y la
exclusión social.

 

 

 

 

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En línea con esta estrategia, PDVSA cuenta con las siguientes iniciativas:

  • Búsqueda y desarrollo de crudos livianos y medianos.
  • Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco.
  • Aceleración de la explotación del gas natural en tierra y Costa Afuera.
  • Integración del sistema de refinación nacional e internacional.
  • Creación de los distritos sociales, fomento de Empresas de Producción Social (EPS) y desarrollo de núcleos de desarrollo endógeno.
  • Apalancamiento de la política social del Estado y aporte al Fondo de Desarrollo Económico y Social (FONDEN).

En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA contempla:

  • Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales.
  • Diversificar los mercados mediante la penetración de mercados emergentes como China e India; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa y Asia, bajo un criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico.
  • Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio Oriente y Europa Oriental, bajo los principios de solidaridad, justicia y complementariedad.
  • Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y el Caribe.
  • Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la estabilidad del mercado petrolero internacional y la remuneración justa por sus recursos.

A través del Plan Siembra Petrolera, PDVSA proyecta su visión del desarrollo integral del país, persigue fortalecer las capacidades, potenciar la soberanía tecnológica e impulsar nuestro sector industrial. Paralelamente se plantea apoyar la desconcentración poblacional y dinamizar tanto la economía nacional como la local en las zonas donde se desarrollan los proyectos, con miras a construir un orden socioeconómico más justo y equilibrado.

Es importante señalar que, desde el anuncio del PSP 2006 – 2012, en agosto del año 2005 por parte del Presidente de la República, han venido sucediendo cambios en el entorno nacional, 31 regional e internacional. La demanda de energía sigue en aumento, especialmente en los países en desarrollo del sureste asiático, los precios del crudo marcador WTI han superado la barrera de los 100 dólares por barril con expectativas de que continúen con esa tendencia; además, han surgido nuevos proyectos en el marco de la integración energética regional y han variado algunas premisas sociales, operacionales y financieras.

 

 

 

 

 

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9. SITUACION ACTUAL

  • 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.

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)     

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CONCLUSIÓN

Si se consideran las variadas y abundantes fuentes de minerales combustibles con los que cuenta Venezuela, además de las diversas fuentes de recursos naturales necesarios para su procesamiento, seguramente parecerá extraño el retraso con que se inicia la industria petroquímica en el país. En efecto, hacia finales de los años cincuenta, mientras el sector de la transformación química de productos de la refinación y elaboración de sustancias a partir del gas natural era el de mayor crecimiento en el mundo, en Venezuela la industria petroquímica se reducía al manejo de una planta transformadora de caucho de modestas dimensiones. Sin embargo, para 1953, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos había comenzado los estudios iniciales necesarios para el establecimiento, operación y desarrollo de industrias destinadas al aprovechamiento de minerales, hidrocarburos y aquellos otros productos que guarden relación con la petroquímica; lo cual recibiría un gran impulso cuando en 1956, salvando grandes obstáculos, se establece el Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP).

Hasta ahora se ha hecho referencia básicamente a las industrias petroquímicas venezolanas encargadas de procesar los derivados del petróleo, sin embargo, el tema del gas es también, sin duda, de notable importancia. Venezuela tiene reservas nada despreciables en cuanto a este hidrocarburo se refiere: dos billones trescientos mil millones m3. Con la finalidad de aprovechar estas reservas, en 1987 entra en funcionamiento el Complejo Criogénico de Oriente, cerca de Píritu, Estado Anzoátegui. Este complejo será el encargado de procesar toda la producción de gas necesaria para atender las demandas industriales, automotrices y domésticas nacionales.

El manejo de gran parte de la industria petroquímica venezolana se encuentra en la actualidad en manos del Estado; el cual ha destinado grandes esfuerzos desde mediados de los años setenta con el objeto de canalizar eficientemente el funcionamiento de dicha industria. En 1975 se crea el Consejo Nacional de la Industria Petroquímica; al año siguiente el Estado se reservó la industria y comercio de hidrocarburos. En 1977 se promulga la ley de Conversión del IVP en sociedad anónima, como paso previo para pasar a formar parte de Petróleos de Venezuela como empresa filial con el nombre de PEQUIVEN. Es importante señalar que hasta 1983 no se habían obtenido ganancias netas de la industria petroquímica, esto significa que hasta entonces la actividad petroquímica había generado, de manera notable al principio y luego en menor medida, fuertes pérdidas para el Estado venezolano. La recuperación financiera del IVP sería sólo posible después de la creación de PEQUIVEN. La empresa encargada del mercadeo interno de fertilizantes será, a partir de 1987, PALMAVEN

La Revolución Petroquímica Socialista tiene como propósito el máximo aprovechamiento de las grandes reservas de gas natural de Venezuela para impulsar este sector, promover el desarrollo económico y social, y transformar el modelo productivo nacional, con la finalidad de satisfacer las necesidades de la población. Esta estrategia propuesta por la Corporación Petroquímica de Venezuela S.A contempla la ejecución de 87 proyectos en dos etapas, de 2007 a 2013 y de 2014 a 2021, concebidos para producir materias primas y construir el desarrollo de manufacturas aguas abajo en todo el país. Sin duda está revolución tiene innumerables proyectos que se quedan en papel mas no llegan a ejecutarse de una manera óptima y eficiente.

 

 

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BIBLIOGRAFIA


1. Convención Nacional Del Petróleo, Oficina tecnica de Hidrocarburos, “Utilización del Gas Natural”, CAPITULO VII 1951 (pp. 409 – 453)


2. “Encyclopedia of Polymer Science and Engineering”, Jhon Willey Interscíence Publication, (USA 1976) Volume 6, Pg: 383-521.

3.”Film Extrusión”. Folleto técnico comercial, BASF, Alemania., Pg: 6-70.

4. Griff A. “Troubleshooting the Extrusión Process”, SPE.

 

5. Hensen F.,”Plastics Extrusión Technology”, Hanser Publishers, (USA 1988), Pg: 125 – 142.

6. PDVSA Gas, “Licencias para la exploracion y explotación de Gas libre”, borradores internos, CARACAS, MAYO 2001

7. Rauwendaal C., “Polymer Extrusión”, Hanser Publishers, (USA 1986), Pg: 388 – 391

8. Richardson P.” Introduction to Polymer Extrusión”, SPE Procesing Series, (USA 1974), Pg: 3-15,

9. ROMERO, C. Diego J, Archivo Personal

10. TILLERO, R. Archivo Personal

COMPLEJO PETROQUIMICO DE MORON

INTRODUCCION

 

El desarrollo de la petroquímica en Venezuela desde hace más de 50 años, ha demostrado que el petróleo es la materia prima ideal para la síntesis de la mayor parte de los productos químicos de gran consumo. Además de su gran abundancia y disponibilidad, está formado por una gran variedad de compuestos permite acrecentar aún más las posibilidades de nuevos productos.

 

Petroquímica de Venezuela, S.A – Pequiven, ahora Corporación Petroquímica de Venezuela, es la principal empresa encargada de producir y comercializar productos petroquímicos y bajo su directriz opera a los tres Complejos Petroquímicos de El Tablazo, Morón y José, que conjuntamente con las empresas mixtas, están en capacidad de ofrecer a los mercados nacionales e internacionales.

 

En este trabajo presentamos el resultado de investigaciones y consultas bibliográficas relacionadas con el Complejo Petroquímico Morón (CPM), que abarca desde su creación, los procesos y transformaciones que realiza, los productos resultantes de esos procesos, su situación actual y lo que contempla el “Plan Siembra Petrolera” para este complejo y la creación de la nueva empresa mixta de Pequiven llamada Petrocasa.

ANTECEDENTES DE LA PETROQUÍMICA

 

La industria petroquímica surge en los años veinte en los Estados Unidos de América y durante la segunda guerra mundial empezó a destacarse la importancia de la petroquímica al ser un contribuyente al esfuerzo bélico de los aliados, específicamente por parte de los Estados Unidos. Desde entonces hasta nuestros días, esa contribución ha adquirido gran importancia mundial y prácticamente casi todos los países poseen plantas petroquímicas en mayor o menor escala.

 

El nacimiento de la petroquímica en Venezuela, comienza cuando se creó el organismo denominado Petroquímica Nacional, dependiente del Ministerio de Minas e Hidrocarburos en 1.953 y que se ocupó de la misma hasta el 1° de julio de 1.956, cuando se crea el Instituto Venezolano de Petroquímica (I.V.P.), originalmente la acción de éste, estuvo circunscrita al desarrollo del Complejo Petroquímico Morón, propiedad exclusiva de la Nación; posteriormente dicha acción llevó a la creación de empresas mixtas tanto en Venezuela como en otros países, donde el capital venezolano contribuye con el capital extranjero a la instalación de plantas petroquímicas.

 

En 1.988 arranca la nueva planta de Acido Sulfúrico y se amplían los servicios industriales asociados en el Complejo Petroquímico Morón.

 

Del petróleo se obtienen determinados compuestos que son la base de diversas cadenas productivas que acaban en una amplia gama de productos denominados petroquímicos, que después se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras.

 

El proceso por el cual se produce la conversión de hidrocarburos en productos químicos se llama petroquímico, es la industria más joven a base de hidrocarburos y es considerada una de las piedras angulares de la industria y la tecnología actual.

 

La utilización del petróleo y el gas natural como fuentes de productos petroquímicos ha sido posible gracias al desarrollo de técnicas de transformación de su estructura molecular. El crecimiento de la demanda de los productos petroquímicos se ha debido al desplazamiento de las materias primas tradicionales por las nuevas materias sintéticas.

 

Venezuela, como país mono productor, cuya economía se fundamenta básicamente en la producción petrolera, ha venido exigiendo cada día la  diversificación de su industria lo cual en gran manera se logra con el pleno desarrollo de la Industria Petroquímica, que utiliza en gran parte el gas natural asociado con la producción del petróleo.

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 ofreciendo más de 40 productos petroquímicos.

 

Pequiven fue creada en 1977 asumiendo las operaciones del Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP), fundado en 1955. Desde su transformación, que pasa a ser una de las industrias filiales de Petróleos de Venezuela (PDVSA), 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.

En 1.990 con el propósito de adaptarse a los requerimientos del negocio petroquímico, PEQUIVEN se reorganiza en tres unidades de comercialización: fertilizantes, productos químicos industriales y olefinas y resinas plásticas.

 

En el año 2005, el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Rafael Chávez Frías, decreta la transformación de PEQUIVEN como Corporación Petroquímica de Venezuela, independiente de PDVSA y adscrita al Ministerio de Energía y Petróleo y ésta es relanzada en marzo del 2.006.

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.

 

Su visión internacional del negocio y la vinculación con importantes socios en la conformación de las empresas mixtas en la que participa le ha permitido consolidar una importante presencia en los mercados de la región, así como en otras partes del mundo.

 

Estructura empresarial 

Pequiven tiene una estructura empresarial bastante compleja compuesta por Empresas Filiales y  Mixtas, cada una orientada a desarrollar actividades operacionales, comerciales y/o financieras.

Pequiven cuenta con una serie de ventajas comparativas que ofrece Venezuela en el área petroquímica:

• País petrolero con abundantes reservas probadas de gas natural.
• Posición geográfica favorable para acceder a mercados regionales y globales.
• Disponibilidad de una importante infraestructura industrial en áreas clave para la expansión.

Para el desarrollo de sus actividades Pequiven cuenta con:

  • 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.
  • 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.
  • Tres Unidades de Comercialización: Fertilizantes, Productos Industriales y Olefinas y Plásticos.
  • Dieciséis Empresas Mixtas
  • Nueve  Empresas Filiales
  • Una Consultoría Ambiental
  • Una empresa de Investigación y Desarrollo (Indesca).
  • Un Terminal en Borburata, estado Carabobo.
  • Los tres Complejos Petroquímicos de PEQUIVEN se ubican a lo largo de la costa norte del país. Esta situación geográfica ofrece ventajas comerciales para los Complejos El Tablazo (Estado Zulia), José (Estado Anzoátegui) y Morón (Estado Carabobo).

COMPLEJO PETROQUIMICO DE MORON

La industria Petroquímica Venezolana fue fundada en 1953 como dirección del Ministerio de Minas e Hidrocarburos (Dirección de Petroquímica Nacional). Luego de realizados los estudios preliminares, se elaboran una planificación general y se iniciaron los proyectos, al tiempo que se instalaba una pequeña planta mezcladora de fertilizantes en Morón, Estado Carabobo, la cual más adelante se convertiría en la sede del complejo Petroquímico que lleva su nombre.

Para 1963, el parque de plantas existentes en Morón comprendía las plantas de Cloro-Soda, Ácido Fosforito, Superfosfatos., Amoniaco, Ácido Nítrico, Nitrato de Amonio, Urea, Mezcladora de Fertilizantes NPK y Sulfato de Amoniaco.

 

Este Complejo originalmente tenía una capacidad instalada aproximada de 150000 TM al año. Posteriormente en 1966, en vista de los requerimientos de marca nacional, se iniciaron varios proyectos que aumentaron su producción de 600000 TM al año aproximadamente.

 

Quedando constituido el Complejo Morón de la siguiente forma:

  1. Refinería experimental. 2. Planta cloro-soda. 3. Complejo de fertilizantes. 4. Minas de Riecito y Aroa.

 

Hasta llegar a hoy, el Complejo Morón, ha sido sucesivamente ampliado, de manera que actualmente cuenta, además de las arriba mencionadas, con plantas para el procesamiento de caucho, fibras sintéticas y plásticos, urea, ácido sulfúrico, ácido fosfórico y superfosfatos triple, en polvo y granulado.

 

Ubicación:

 

Se encuentra localizado en la zona de Morón en el Municipio Juan José Mora del Estado Carabobo, a una distancia de 30 km. De Puerto Cabello, situado a 500 metros de la costa centro-norte del país.

Posee  una extensión de 2.190 hectáreas. Tiene acceso por la carretera nacional Tucacas- Morón y por la Carretera nacional Puerto Cabello- Morón, lo que representa un rápido acceso a las vías terrestre para transportar los  fertilizantes a los centros más importantes de producción agrícola de  Venezuela.

Su ubicación  permite facilidades relativas al suministro de materias primas tanto por vía férrea como terrestre y cercanía a puertos, refinerías y principal zona industrial de país (centro- norte costera).

Estratégicamente se construyo el Sistema Ferroviario Norte-Occidental, actualmente en operación, que permite transportar principalmente roca fosfática, desde las minas de Riecito 0en Falcón al Complejo Petroquímico de  Morón. 

PLANTAS QUE INTEGRAN EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORÓN

El Instituto Venezolano de Petroquímica Planteo el Desarrolla de la industria petroquímica Nacional en tres fases:

- Primera fase: Plantas Fertilizantes, Explosivos, cloro y Soda acústica

- Segunda Fase: Plantas Insecticidas, Fungicidas, Herbicidas, Caucho sintético y Otros Explosivos

- Tercera Fase: planta de olefinas y de Derivados del Petróleo.

El complejo de Morón cuenta desde sus inicios con las siguientes plantas:

 

1.-PLANTA MEZCLADORA DE FERTILIZANTES:

 

-Departamento de mezcla y despachos:

Tiene la finalidad de preparación de las diferentes mezclas de fertilizantes como requeridos según la necesidad del suelo y tipo de cultivos. Además del despacho de los diferentes fertilizantes producidos. 

Está  constituido por una planta mezcladora y cinco estaciones de ensacados.

Para  preparar fertilizantes de fórmulas complejas, utilizando materias primas como sulfato.

 

 

2.- PLANTA DE CLORO-SODA:

 

La primera planta de Cloro-Soda fue diseñada por firma alemana para la producción de cloro, soda caustica, ácido clorhídrico, hipoclorito de sodio e hidrogeno.

La materia prima más  importante de la plata de cloro soda es la sal proveniente de las Salinas de Araya. El principal proceso de producción es la electrolisis.

 

Utiliza una sal marina para producir  cloro, soda caustica, ácido clorhídrico e hipo clorita de sodio.

 

3-PLANTA DE AMONIACO:

El amoníaco es la materia prima básica para la producción de fertilizantes nitrogenados y se obtiene a partir del gas natural. Este producto se utiliza para la obtención de urea, fosfato diatónico y fertilizantes complejos NPK (Nitrógeno, Fosfato y Potasio). Inicialmente esta planta fue construida en 1.974 para la producción de 200 mil toneladas por año con una inversión aproximada de 77 millones de bolívares.

 

-Departamento de Nitrogenados:

Tiene como objetivo la producción de Amoníaco, Ácido Nítrico, Sulfato de Amonio y Fertilizantes Complejos NPK.

 

Para la obtención de estos productos, cuenta con las siguientes instalaciones:

 

  • Amoníaco
  • Planta de Cracking de Gas Natural
  • Conversión de Monóxido de Carbono
  • Lavado de Dióxido de Carbono
  • Caustificación
  • Fraccionamiento de Aire
  • Fraccionamiento de Gas
  • Síntesis de Amoníaco
  • Servicio de Amoníaco y Carga en Bombonas

 

  • Ácido Nítrico al 56%
  • Ácido Nítrico al 98%
  • Síntesis de Urea
  • Sulfato de Amonio
  • Granulado NPK
  • Plantas de Amoníaco

 

 

4.-PLANTA DE UREA:

 

La urea es el fertilizante nitrogenado por excelencia, debido a su alto contenido de nitrógeno. Esta planta fue construida para producir 250 mil toneladas por año y su inversión en 1.974 fue de 30 millones de bolívares aproximadamente. Produce tres tipos de urea: grado fertilizante, grado alimenticio y grado técnico.

 

5.-PLANTA DE ACIDO SULFURICO:

 

El Ácido Sulfúrico y Óleum se utilizan como materia prima en las Plantas de Ácido Fosfórico, NPK, Sulfato de Amonio y agua desmineralizada del Complejo Petroquímico Morón.

Así mismo, es adquirido para la producción del Ácido Fosfórico en Tripoliven, empresa mixta de Pequiven, así como para la obtención del Sulfato de Amonio en Ferralca.

En el ámbito industrial el Ácido Sulfúrico es de gran utilidad, principalmente en la elaboración de los detergentes, en el proceso de producción de la pulpa de papel, así como en el procesado de metales como  el  tratamiento del acero, cobre, uranio y vanadio y en la preparación de baños electrolíticos para la purificación y plateado de metales no ferrosos.  Igualmente, se utiliza en la  producción de ácido para baterías eléctricas.

La Gerencia General del Complejo Petroquímico Morón, en nombre de la Junta Directiva de la Corporación y en el suyo propio, felicitó a los trabajadores de la Planta de Ácido Sulfúrico por el logro de los 500 días sin accidentes incapacitantes, lo cual representa un reto hecho realidad a tiempo que los invitó a consolidar en cada una de las área del Complejo una cultura eficiente y responsable  en materia de seguridad, higiene y ambiente

Utiliza pirita y azufre, como materias primas, para producir ácido fosfórico, ácido nítrico y sulfato de amonio.

 

6.-PLANTA DE SUPERFOSFATO:

 

- Departamento de Fosfatados:           

Tiene como objetivo la producción de fertilizantes fosfatados al igual que la materia prima requerida para los mismos, para lo cual cuenta con las siguientes unidades:

1.-  Minas de Riecito (roca fosfática).

2.- Una planta de acido sulfúrico

3.- Una Planta de Dilución de Acido Sulfúrico

4.- Una planta Acido Fosfórico.

5 Dos Planta de Molienda de roca fosfática.

6.- Una planta de Superfosfato Simple y Triple.

7.- Una planta de secado de Superfosfato.

 

Materias Primas:

  • Azufre
  • Roca Fosfática
  • Agua desmineralizada

Productos:

  • Ácido Sulfúrico 98%
  • Óleum 106%
  • Ácido Sulfúrico 65% – 75%
  • Fosforita molida
  • Ácido Fosfórico
  • superfosfato Simple
  • Superfosfato Triple.

Produce superfosfato simple y triple

 

 

 

7.-PLANTA DE EXPLOSIVO:

 

Las  plantas de explosivos están ubicadas en el extremo sur oeste del complejo. Es un sector de topografía montañosa, como una serie de gargantas separadas por colinas. En el fondo de estas gargantas se esconden las  edificaciones e instalaciones, de modo que la topografía cumple funciones de protección natural. Utiliza nitrato de amonio, ácido nítrico, óleum y tolueno como materias primas para obtener explosivos y agentes de voladura.

 

La   materia  prima proviene  de dos   fuentes:

 

1.- de las plantas de fertilizante. (Tolueno, fuel-oíl, glicerina,  parafina, la borra de algodón).

 

2.-de la Industria Nacional Privada (materiales de embalajes).

 

Las instalaciones las integran cinco plantas básicas:

 

Dinamitas, agentes de voladura, nitrocelulosa, TNT (trinitrotolueno)  y nitroglicerina.

Productos Final:

Dinamitas gelatinosas y las amogelatinas

Explosivos a granel económico y de buen rendimiento

Utiliza nitrato de amonio, ácido nítrico, óleum y tolueno como materias primas para obtener explosivos y agentes de voladura

 

8.-Planta de Generación y Distribución de Electricidad, Vapor y Otros Servicios:

Estas obras se iniciaron con una inversión de 63 millones de bolívares y comprenden

Planta Capacidad MTMA*

PLANTA

CAPACIDAD

INSUMOS

PRODUCTOS (COPRODUCTOS)

 

Amoniaco

 

198.000 TMA

GAS NATURAL / AIRE

AMONIACO / DIOXIDO DE CARBONO

urea

248.000 TMA

AMONIACO / DIOXIDO DE CARBONO

UREA

Sulfato de amonio

79.200 TMA

AMINIACO ACIDO SULFURICO

SULFATO DE AMONIO

Ácido nítrico

61.000 TMA              (53 % conc)

AMONIACO / AIRE

ACIDO NITRICO

Ácido sulfúrico

9.900 TMA                (98 % conc)

ASUFRE ELEMENTAL / AIRE

ACIDO SULFURICO / OLEUM

Ácido fosfórico

198.000 TMA         (98% conc)

ACIDO SULFURICO  / ROCA FOSFATICA

ACIDO FOSFORICO

Superfosfato tripe

99.000 TMA

ROCA FOSFATICA / ACIDO FOSFORICO

SUPERFOSFATO TRIPLE EN  POLVO

Granulados ( capacidad variable)

290.000 TMA (1)

303.600 TMA (2)

462.000 TMA(3)

 

(1)     ACIDO FOSFORICO / AMONIACO

(2)     SUPERFOSFATO TRIPLE / POTASA  / UREA / SULFATO DE AMONIO / FORMULA PARA MEZCLAR CON AMONIO

(3)     A PARTIR DE SUPERFOSTAFO TRIPLE EN POLVO EN COMBINACION CON VAPOR

(1)     FOSFATO DIAMONICO

(2)     FERTILIZANTES NPK (NITROGENO, FOSFORO,POTASIO)

(3)     SUPERFOSFATO TRIPLE

 

 

 

 

EMPRESAS MIXTAS

 

 

Las Empresas Mixtas están formadas por Pequiven que participa directamente en 16 empresas  y por su vinculación con importantes socios, que le han permitido consolidarse de manera importante, logrando un mayor alcance y expansión en los mercados nacional e internacional. Por medio de las Empresas Mixtas se crean y desarrollan las Empresas de Producción Social, que son filiales de Pequiven, con el fin de fortalecer un nuevo modelo productivo, que permita conectar a la Venezuela petrolera con la pobreza, garantizando que la distribución de las riquezas del país resuelvan los grandes problemas sociales.

 

La mayoría de estas empresas operan dentro de los Complejos Petroquímicos de Pequiven, las demás se han establecido en otras áreas dentro y fuera del país. Actualmente dichas empresas se encuentran activas para colocar y comercializar sus productos, de manera eficiente, cumpliendo con la Normativa Ambiental Vigente y con la Política de Seguridad, Higiene y Ambiente.

 

TRIPOLIVEN

Constituida en 1972 e inició operaciones el 01 de Junio de 1977 en sus instalaciones ubicadas en Morón. Allí se llevan a cabo todas las operaciones productivas, administrativas, de servicio y apoyo para la fabricación, venta y distribución de sus productos.

 

Esta empresa cubre la demanda nacional y exporta más del 50% de la producción a Colombia, Ecuador, Bolivia, Chile y varios países del Caribe.

 

La producción de Tripoliven, está integrada por: Poli fosfatos de Sodio, Ácido Fosfórico, Fertilizantes Hidrosolubles y Suplemento para Alimentación Animal.

 

 

Estos productos están destinados a:

-Fabricación de poli fosfatos de uso industrial.

-Fabricación de fosfatos para fertilizantes.

-Fosfato para uso en alimentos para animales.

-Formulación de revestimientos protectores de metales férreos.

-Limpieza y decapado de los metales.

-Modificador de opacidad en la fabricación de vidrio.

 

También produce Fertilizantes Hidrosolubles aplicados a la agricultura y un suplemento para alimentación animal, compuesto por cristales altamente solubles en agua e ideal para la nutrición de rumiantes, cerdos y aves, bajo sistemas intensivos de producción en carne, leche y huevos.

 

PARTICIPACIÓN ACCIONARIA DE TRIPOLIVEN, C.A. %

Participación accionaria

%

Pequiven

33,33

Valores Químicos

33,33

FMC – Foret

33,33

 

 

 

PLAN DE SIEMBRA PETROLERA CORRESPONDIENTE AL COMPLEJO PETROQUIMICO MORON

 

Las directrices de la política energética de Venezuela hasta el año 2030 están trazadas en el Plan Siembra Petrolera, que comprende seis grandes proyectos de desarrollo y consta de dos etapas:

ü  Una a ejecutarse entre el período 2005-2012 y

ü  La otra etapa comprendida entre 2012 y 2030.

Actuando  de acuerdo con los lineamentos de las políticas de estrategias pertenecientes al plan nacional petroquímico, se evalúan proyectos de inversiones orientados a la ampliación  y desarrollo  de las capacidades de producción de la industria petroquímica nacional y al mismo tiempo incentivar al desarrollo de la industria química nacional de transformación final.

La modernización del complejo petroquímico de morón esta contemplada dentro del plan estratégico de Pequiven 2006 – 2012, para lo cual se invertirán 740 millones de dólares para el periodo 2006-2009. Dentro de esta modernización del complejo petroquímico morón, se contempla:

  • El desarrollo de estaciones para la producción de fertilizantes.
  • La construcción de un nuevo tren de amoniaco y Uría.
  • La construcción de una planta de fosfato de amoniaco.
  • La construcción de una planta de acido sulfúrico.

Entre otros proyectos se tiene previsto la construcción del centro nacional de tecnología petroquímica y el centro nacional de entrenamiento petroquímico.

En el campo de vialidad se planea la construcción de una carretera nueva para el transito automotor, empalmada con la Moron-Falcon (el plan es dejar la actual carretera que pasa justo al frente del complejo para sus movimientos internos).

 

Proyectos de Inversión 2006-2012

 

Complejo Petroquímico Morón

 

Proyecto                     Productos y capacidades              Año de arranque

 

    MMTMA Miles de toneladas

         Métricas anuales

 

 

Adecuación del Complejo

Petroquímico Morón (CPM)           RPA/DAP: 120 MTMA                                  2006

 

Beneficio de Roca Fosfática:                                   2007

1000MTMA                           

 

Amoníaco: 600 MTMA                                  2009   

Urea: 730 MTMA                  

Ácido Sulfúrico: 660 MTMA

Ácido Fosfórico: 200 MTMA

 

Proyectos Infraestructura

Social y desarrollo endógeno

Electricidad, vialidad, escuelas,

Ambulatorios, viviendas.

 

Impacto social: 31.541 empleos

Directos / 136.878 empleos indirectos  2006-2012

 

 

PETROCASA:

 

Es una empresa mixta de Pequiven creada para la construcción de viviendas, concebida como una idea, nace como una alternativa para la sustitución de ranchos por viviendas, viviendas dignas. En estos momentos las “Petrocasa” representan una de las mejores alternativas para nuestro país, debido a que uno de los problemas que nos aquejan es la pobreza y el símbolo de la misma es precisamente en la figura del “rancho”. A pesar de ser una tecnología que se formó de las experiencias brasileñas, alemanas y austriacas; fueron los técnicos venezolanos quienes la optimizaron y la tropicalizarón permitiendo que Petrocasa sea una marca registrada en Venezuela.

Las Petrocasa están orientadas y diseñadas  para mejorar la calidad de vida de los más necesitados, y esto es posible gracias al petróleo. Además, se está implementando la modalidad de la “autoconstrucción”, involucrando así a las comunidades en la construcción de sus viviendas.

Con el Desarrollo Integral Nuestra Señora de la Coromoto, ubicado en la ciudad de Guácara, estado Carabobo, se apertura la primera experiencia comunitaria de integración con la construcción de las Petrocasa, una nueva tecnología habitacional hecha a partir de una mezcla polimérica de alta tecnología cuyo principal componente es el Poli cloruro de Vinilo (PVC), producida por la Corporación Petroquímica de Venezuela (Pequiven). Las viviendas bajo esta modalidad fueron construidas con mano de obra de los propios consejos comunales de la localidad, siendo una experiencia única y que se realiza por primera vez en el país.

Cualidades de una Petrocasa

Las Petrocasa están construidas con una mezcla polimérica a base de Poli cloruro de Vinilo (PVC), el cual ha sido probado previamente para corroborar que no sea nocivos para  la salud humana y el medio ambiente. De hecho, las bondades de este polímero se sitúan precisamente en el sector de la salud con la elaboración de productos como bolsas de suero, catéteres cardiovasculares, sondas y equipos de alimentación parenteral, entre otros.

Modelo de la  vivienda

“El modelo constructivo tiene dos fases, primero la fabricación de perfiles Petrocasa, la cual se ejecuta en la sede de Petrocasa, en donde los trabajadores, a través de una tecnología de punta adaptada por ingenieros y técnicos venezolanos, elaboran los diversos perfiles que conforman la vivienda, como ventanas, puertas, techos, entre otros”.

Luego viene la construcción de la vivienda, que se conforma en dos procesos los cuales se realizan simultáneamente: el primero lo denominamos escuela de constructoresen donde la escuela viene siendo la calle, allí, se aprende construyendo las casas de toda la nueva comunidad que se está formando; mientras que el segundo proceso es la escuela de ciudadaníao escuela para la formación del ciudadano socialista, la cual tiene como objetivo principal ayudar a que el ciudadano sea protagonista de su propio destino, forjador de una nueva sociedad, más justa, más humana, más democrática, más participativa, en fin, en una sociedad socialista”, continuó el presidente de la Corporación Petroquímica de Venezuela (Pequiven).

¿Qué ventajas ofrece una Petrocasa?

Entre las ventajas que tienen estas viviendas, son fáciles de construir, su costo es hasta un 50% más económico que el de una casa convencional, la temperatura interna de la Petrocasa es 4 grados centígrados inferior a la temperatura de una casa de construcción tradicional,  posee un área de 70 metros cuadrados, cuenta con tres habitaciones, dos baños, sala comedor, cocina y área de servicios. Son rápidas de construir, ya que este sistema permite el levantamiento de los hogares en 8 días con una cuadrilla compuesta por 8 personas, y la tecnología empleada no sólo está destinada a viviendas, sino también a la edificación de hospitales, escuelas y edificios de hasta 5 pisos de altura.

Petrocasa, parte de un plan maestro

Petrocasa forma parte del Plan de la Revolución Petroquímica Socialista que se viene ejecutando y por lo tanto extiende operaciones en todo el territorio nacional. En este sentido, se desarrollarán tres plantas adicionales a la ya existente en Guácara, estado Carabobo, cada una de ellas con una capacidad de producción de 15 mil casas anuales.

Estas nuevas empresas socialistas, cuyas operaciones iniciarán entre 2008 y 2010, estarán ubicadas en San Fernando de Apure, Tucupita, y La Ceiba, en los estados Apure, Delta Amacuro y Trujillo, respectivamente. Estas fábricas de Petrocasa generarán un total de 60 mil unidades de viviendas al año, las cuales serán destinadas a corregir el déficit habitacional existente en el país.

“Primero construimos un prototipo, pero fue mejorado, adaptado a nuestras necesidades climáticas, e hicimos nuestra propia tecnología, a pesar que es un proyecto muy reciente ya vemos el fruto y muestra de ello está en el Desarrollo Integral Nuestra Señora de Coromoto. Gracias a la Planta, que inauguro el Presidente Chávez, en julio del 2006, se han realizado hasta los momentos 1.465 casas, de las cuales 1.145 Petrocasa son para las comunidades del estado Carabobo, 112 se despacharon a Cuba, 108 a Perú y 100 a República Dominicana. Está planta está diseñada para producir 15 mil casas al año, alrededor de unas 50 casas diarias, se aspira producir un total de 8 mil viviendas hasta el final de año. Para el 2009 se aspiran realizar 15 mil viviendas al año.

 

¿Cuál es la meta?

Las expectativas son muy grandes y la proyección de cara al futuro es lograr una nación llena de viviendas dignas y cambiar por completo el panorama urbano. La meta es construir cerca de 60 mil viviendas del mismo tipo en lo sucesivo con la instalación de tres plantas Petrocasa a nivel nacional, como parte de la reestructuración de barrios por viviendas dignas.

  CONCLUSION

 

 

De acuerdo al trabajo desarrollado, el desarrollo de su industria básica tiene una significación económica que puede ser expresada brevemente en función de los siguientes hechos:

  • Los productos petroquímicos constituyen, en gran medida, insumos para otro tipo de industrias.
  • La actividad de esta industria contribuye a estimular las actividades agrícolas del país, mediante la producción de todo tipo de fertilizantes.

 

Pequiven, quien se encarga del 100% de la comercialización de los

productos provenientes de la industria petroquímica venezolana, ha venido desarrollando el comercio de insumos industriales básicos, tales como el amoníaco o el ácido sulfúrico, además de fertilizantes, como la urea, fórmulas de nitrógeno-fósforo-potasio y sulfatos de amoníaco, provenientes del Complejo Petroquímico Morón y sus otros complejos.

 

Complejo morón esta experimentando grandes cambios a nivel estructural, debido a las exigencias del mercado nacional y a las expectativas para el mercado internacional, es por ello que en el complejo petroquímico morón se observaran los frutos de esas nuevas inversiones a corto plazo, ya que este proceso de cambio que antes citamos, requiere de una gran inversión monetaria y de factor humano, así como de un tiempo; lo cual trae consigo que la tasa interna de retorno de esta inversión no se compense al momento de  generase los ingresos con el arranque de la nueva planta, debido a que la tecnología para ese momento no este acorde con los cambios producidos por nuevas exigencias en el mercado.

BIBLIOGRAFIA

 

 

 

Direcciones Electrónicas:

 

www.minci.gov.ve/noticias-prensa-presidencial.html

www.notiweb.notitarde.com/historico/1998/11/30.htlm

www.pequivem.com

www.producto.com.ve

www.soberania.org/articulos/articulo_1480,htm

www.venezuelasite.com

www.aporrea.org/actualidad.html

www.aporrea.org/energia.html

www.cavim.com.ve

www.conapri.org/documentos/resumenquimica.pdf

www.eluniversal.com

 

ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETROLEO (OPEP)

INDICE

ü  Introducción………………………………………………………………….………………………………3

ü  ¿Qué es la OPEP?.………………………………………………………………………………………… 4

ü  ¿Qué es el Cartel Petrolero? ……………………………………………………………………………4

ü  Los Antecedentes; Hechos para la  Creación de la OPEP …………………………………4-7

ü  Causas para su creación…………………………….……………………………………………………7

ü  Objetivos…………………………………………………………………………………………………….. 8

ü  Países Fundadores …………………………………………………………………………………………8

ü  Estructura de la OPEP; Organigrama……………………………………………………………9-13

ü  Países que Actualmente Integran la OPEP …………………………………………………14-15

ü  Cronología; Principales Hechos Importantes de las siguientes décadas:

  • Década de los años 1960…………………………………………….……………….15-18
  • Década de los años 1970………………………………………………………….….19-23
  • Década de los años 1980……………………………………….………………….…23-27
  • Década de los años 1990……………………………………….………………….…27-32
  • Década de los años 2000………………………………………………………………32-44

ü  Lamina de Precios del Petróleo  para el 2010- 2012……………………………………45-46

ü  Anexos.…………………………………………………………………………………………………47-60

ü  Conclusión…………………………………………………………………………………………………61

ü  Bibliografía…………………………………………………………………………………………………62  

 

INTRODUCCIÓN

La OPEPnace como una respuesta histórica de países del mundo en desarrollo que unidos en su condición de países productores de petróleo, el cual en una determinante proporción entra en la corriente comercial del mercado mundial, desean y necesitan de forma imperativa reivindicar sus derechos a una justa participación en el manejo y beneficios de la producción, proceso y venta del valiosísimo recurso.

Puede afirmarse que el impulso hacia la defensa de los derechos de los países exportadores de petróleo se remonta al momento mismo en que las grandes naciones casi siempre a través de las grandes corporaciones comenzaron a explotar y negociar el petróleo. Cuando sus territorios fueron invadidos por las grandes potencias.

para el año 1960 cuando el escenario anticolonial se ha definido , el derecho de las naciones alcanza su esplendor y es entonces que se inicia la lucha de los pueblos del tercer mundo en una etapa mas avanzada; defensa de los intereses económicos, rescatando su riqueza de las manos excluyentes de las trasnacionales y de las naciones poderosas . Una serie de circunstancias favorables hizo que fuesen las naciones petroleras las que se unieran y fundaran un organismo multinacional de solidaridad y acción para proteger el valor de su principal producto de exportación, el petróleo.

El llamado de Juan Pablo Pérez Alfonso y de Abdullah al Tariki a una acción conjunta con este alto ideal fue escuchado.La OPEPse creó, fundada por cinco naciones en Bagdad, luego de 10 años de contactos fugaces, de intercambios y experiencias.

Este trabajo ha tratado de comentar la historia y sus hechos que ocurrieron antes de la creación dela OPEPde manera clara y amplia para satisfacer las necesidades del lector.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

¿QUÉ ES LA OPEP?

La OPEP es una organización Inter.-gubernamental creada el 14 de septiembre de 1960 en Bagdad, Irak, por cinco países productores de petróleo (Venezuela, Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait), a la que posteriormente se integraron otros miembros.

¿QUÉ ES EL CARTEL PETROLERO?

No es mas que un acuerdo formal entre empresas de un mismo sector, con la finalidad de eliminar o por lo menos reducir la competencia en el mercado donde se desarrollan, controlando precios y cantidades de producción.

Los defensores de los carteles afirman que estos ayudan a estabilizar el mercado, a reducir los costos e producción, a eliminar los aranceles elevados, a distribuir los beneficios  equitativamente y a beneficiar a los consumidores.

ANTECEDENTES

Los antecedentes de la OPEP se remontan a principios del siglo pasado, finales de la década de los años 20, entre Agosto y Septiembre de 1928 surgió el llamado Convenio de Achnacarry, Sir Henri Deterding de Shell, Sir Jhon Cadman de Anglo Iranian Oil Company (hoy BP) y Warlter Teagle de Standar Oil of New Jersey (hoy Exxon) sostuvieron una reunión en el castillo de Achnacarry, Escocia, allí se coludieron para estabilizar el mercado, dividirse el mundo entre los miembros de un cartel internacional del petróleo y fijar el precio de venta del crudo, satisfacer el consumo de  producción  de la misma; disminuir la producción donde hubiese excedente y controlar la producción.

Los participantes aceptaron con el fin de mantener el volumen de negocio en el mercado petrolero internacional. En otras palabras aceptaron crear un cartel petrolero y ofrecer un barril adicional de crudo solo si se demandaba.

Así pasaron muchos años con un férreo control de este nuevo cartel del petróleo.

Cuando explota la segunda guerra mundial la demanda incremente pero un vez que finalizo la crisis, la demanda baja bruscamente afectando a los países exportadores e petróleo hecho que e sintió con mas fuerza en los llamados países del tercer mundo que tenían las mayores reservas del petróleo.

1948  se promulga la ley de hidrocarburos que consagra la reversión de las concepciones al termino de 40 años y fija la regalía en una sexta parte del petróleo extraído, 1958 se modifica la ley ISLR que se establece en 50/50 en el reparto de los beneficios entre las empresas concepcioneras y el estado.

1948 Se efectuó en caracas, Venezuela una conferencia J E Pogue para el no cabía duda que frente a la competencia del medio oriente Venezuela tenia que retroceder, bajar sus niveles de rentas y reducir los salarios y sueldos de los trabajadores petroleros, sin embargo entre los oyentes se encontraban el ministro de fomento Manuel Egaña llego a una conclusión muy distinta en vez de retroceder Venezuela los países del golfo pérsico tenían que avanzar.

1950 llegaron arabia saudita a un arreglo en cual en lo económico, era el mismo que el vigente para ese momento, en Venezuela; el Fifty-fifty, la división en partes iguales de los beneficios entre las compañías y el estado. Entre 1950 y 1954 el Fifty-fifty ya se había generalizado en todos los demás países petroleros.

Las principales compañías petroleras redujeron unilateralmente el precio establecido para el petróleo bruto venezolano entre 5 y 25 centavos por barril y para medio oriente 18 centavos de dólar por barril.

 Image

El convenio de Bagdad

Primera Conferencia de la OPEP:

Ley aprobatoria del “Convenio suscrito en Bagdad, el 14 de septiembre de 1960, entre los representantes de la República de Irak, del Reino de Irán, del Principado de Kuwait, del Reino de Saudí Arabia y de la República de Venezuela, en el cual se adoptaron previsiones para unificar la política petrolera de los países miembros y con tal fin se decidió formar un organismo permanente llamado Organización de los Países Exportadores de Petróleo (0.P.E.P.), y cuyo texto, publicado en la Gaceta Oficial Nº. 26.372, de fecha 19 de Octubre de 1.960, dice así: “Por invitación de la República de Irak, la Conferencia de los Países Exportadores de Petróleo, compuesto de los representantes de las Repúblicas de Irak, Irán, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela, que en adelante se llamarán Miembros, se reunió en Bagdad del 10 al 14 de septiembre de 1.960, y habiendo considerado:

  • Que los Miembros tienen en marcha muchos programas necesarios de Desarrollo, financiados principalmente por las entradas provenientes de sus exportaciones petroleras.
  • Que los Miembros tienen que contar en alto grado con las entradas petroleras para equilibrar el presupuesto anual nacional;
    Que el petróleo es una riqueza perecedera y en la medida en que se va agotando debe ser reemplazado por otras riquezas;
  • Que todas las naciones del mundo, para mantener y mejorar sus niveles de vida, tienen que contar casi por completo con el petróleo como fuente primaria, de generación de energía.
  • Ha decidido adoptar las siguientes Resoluciones:

RESOLUCION Nº 1.

1.- Que los Miembros no podrán por más tiempo permanecer indiferentes ante la actitud adoptada hasta ahora por las compañías petroleras al efectuar modificaciones de precios.

2.- Que los Miembros exigirán que las compañías petroleras mantengan sus precios estables y libres de toda fluctuación innecesaria; que los Miembros tratarán de restablecer los precios actuales, por todos los medios a su alcance, a los niveles prevalecientes antes de las reducciones, que se asegurarán de que si surge alguna nueva circunstancia que según las compañías petroleras necesitasen modificaciones de precios, dichas compañías deben entrar en consultas con el Miembro o Miembros afectados para explicar cabalmente las circunstancias.

3.- Que los Miembros estudiarán y formularán un sistema para asegurar la estabilización de los precios, entre otros medios, por la regulación de la producción con la debida atención hacía los intereses de las naciones productoras y de las consumidoras y a la necesidad de asegurarse una entrada estable, a los países productores, un abastecimiento eficiente, económico y regular de esta fuente de energía a las naciones consumidoras, y una justa ganancia para su capital a quienes inviertan en la industria del petróleo.

4.- Que si como resultado de la aplicación de cualquier decisión unánime de ésta conferencia se emplearán cualesquiera represalias directas o indirectamente por alguna compañía interesada contra uno o más países Miembros, ningún otro Miembro aceptará oferta alguna de tratamiento ventajoso, bien sea en la forma de un aumento en las exportaciones o de unas mejoras de los precios, que se le pudiera ser por una o más de dichas compañías con la intención de desalentar a la aplicación de la decisión unánime tomada por la conferencia.

RESOLUCION Nº. 2

1.- Con miras a hacer efectiva las previsiones de la Resolución Nº 1, la Conferencia decide formar un organismo permanente llamado Organización de los Países Exportadores de Petróleo, para consultas regulares entre sus miembros con vista a coordinar y unificar las políticas de los Miembros y determinar entre otros asuntos, la actitud que los Miembros deben adoptar cada vez que surjan circunstancias, tales como las contempladas en el parágrafo 2, de la Resolución 1.

2.- Los países representados en esta Conferencia serán Miembros fundadores de la organización de los países exportadores de petróleo.

3.- Cualquier país con una exportación neta substancial de petróleo, puede llegar a ser miembro si es aceptado unánimemente por los cinco Miembros fundadores de la organización.

4.- El principal objetivo de la organización será la unificación de las políticas petroleras por los países Miembros y la determinación de los mejores medios de salvaguardar los intereses de los países Miembros individual o colectivamente.

CAUSAS DE LA  CREACIÓN DE LA  OPEP

 Las causas en cuestión derivan del hecho de que todos sus integrantes son países subdesarrollados; exportadores de un recurso natural no renovable; con intereses básicamente comunes; que dependen en gran medida de los ingresos petroleros para el financiamiento de sus presupuestos y programas de desarrollo económico, y que tienen que enfrentarse prácticamente a las mismas compañías matrices de las empresas concesionarias que operaban en cada uno de sus territorios.

Esto último implicaba tener que hacer frente a tácticas similares, por parte de las compañías, dirigidas a debilitar su poder de negociación. Todos estos factores, unidos a la tendencia del deterioro en los términos de intercambio observado en el desenvolvimiento de su comercio internacional, les hicieron tomar conciencia de la necesidad de unirse y de coordinar sus políticas petroleras.

  • Causas Inmediatas

Sin embargo, la causa inmediata que determinó el nacimiento de la  OPEP en 1960, fue la reducción unilateral de los precios cotizados del petróleo crudo, llevada a cabo por las empresas petroleras en 1959 y 1960. En el primero de dichos años las compañías redujeron entre 0,05 y 0,25 dólares por barril el precio cotizado de los crudos Venezolanos, y en 0,18 dólares por barril el del Medio Oriente.

La reducción promedio de esos dos años se ha estimado en 0,27 dólares por barril. La primera de estas reducciones puso en estado de alerta a los países productores, provocando gran preocupación por los efectos negativos de dichas medidas sobre el nivel de sus ingresos fiscales y sobre la ejecución de sus presupuestos y planes de desarrollo.(Herrera Navarro, Ramón, 1974, pp. 14-15).

Vale la pena aclarar que en la década de los 50, siete grandes compañías petroleras internacionales como Esso, Texaco, Royal Dutch Shell, Mobil Oil Company, Gulf, British Petroleum (BP) y Standard Oil de California, dominaron el panorama petrolero internacional comercializando el crudo que producían en sus extensas concesiones en todo el mundo, por las cuales pagaban modestos derechos a los correspondientes gobiernos.

Estas compañías fueron conocidas como “Las Siete Hermanas” y tenían el control absoluto de los precios del petróleo y del mercado, lo cual les produjo inmensas ganancias y poder, que contrastaba dramáticamente con lo que recibían los países propietarios de las reservas: una fracción de su valor real.

 

Objetivos

El objetivo, expresado en las resoluciones 1 y 2 de Bagdad (14/09/1960), es ser el órgano de consulta de los países miembros para coordinar y unificar las políticas petroleras respectivas, con el fin de acordar las acciones más convenientes, y para determinar los medios más idóneos de resguardar, individual y colectivamente los intereses de los estados miembros.

La OPEP intenta formular los programas que aseguren la estabilidad de los precios del petróleo crudo en los mercados internacionales, de forma tal que se eliminen fluctuaciones indeseables o peligrosas, tomando en cuenta los intereses de las naciones productoras en asegurar para cada una de ellas un beneficio estable, justo y adecuado, para los países consumidores un abastecimiento eficiente, económico y seguro, y para los inversionistas en la industria petrolera una ganancia equitativa.

 

PAISES FUNDADORES

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Sede de la  OPEP, en Viena

La  OPEP está integrada por cinco países fundadores:

Posteriormente ingresaron estos miembros:

Ex-miembros

En el 2007 Ingresaron:

 

ORGANIGRAMA INICIAL

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La Conferencia
: es la autoridad máxima y tiene facultad para delinear la actuación de la organización en las materias de su competencia y decidir por su cuenta sobre los asuntos que no estén explícitamente adjudicados a otro órgano. El presidente dela Conferencia, electo anualmente, actúa como presidente dela OPEP.El poder autónomo dela OPEPse expresa en la capacidad de alcanzar sus metas; conforme a los estatutos (aprobados en Caracas el 21/01/1961).

La Junta de gobernadores: Está formada por gobernadores nombrados por los países miembros y confirmado por la Conferencia, donde su mandato tiene una duración de dos años, y deberá:

1.- dirigir la gestión de los asuntos de la organización y la aplicación de las decisiones de la Conferencia.

2.- Considerar y decidir sobre los informes presentados por la el Secretario General

3.- Presentar informes y hacer recomendaciones a la conferencia sobre los asuntos de la Organización

4.- Elaborar el presupuesto de la organización para cada año civil y lo presentará a la conferencia para su aprobación

5.- Nombrar el auditor de la organización donde este tiene una duración de un año

6.- considerar el estado de cuentas y el informe del auditor  y presentará a la conferencia para su aprobación

7.-  aprobar el nombramiento de los Directores de las divisiones y jefes de departamento a propuesta de los Países Miembros, teniendo debidamente en cuenta las recomendaciones del Secretario General

8.- Convocar reuniones extraordinarias Solicitado por la Conferencia; y

9.- Preparar el orden del día de la Conferencia

La junta de gobernadores es un organismo que lleva el día a día de los problemas que afectan ala OPEPy preparan la agenda que resuelven los ministros.

Secretariado: El secretario general dela OPEP es el representante legal dela OPEP y su principal portavoz. Dirige el día a día del secretariado general del grupo, teniendo un papel muy relevante en el estudio de las condiciones del mercado de petróleo. También coordina la política de relaciones públicas dela OPEP y su departamento legal.

Comisión de Economía: La comisión se centra en los estudios de mercado de la oferta y demanda. Se encarga de vigilar la situación en los mercados, los precios del petróleo y prepara los proyectos de resoluciones que se discuten en la conferencia. A diferencia de la junta de gobernadores, que tiene un papel más político, la comisión de economía, es técnica.

La organización se pone en evidencia en los órganos directivos y administrativos, a saber, la asamblea de los países miembros llamada «Conferencia», que fija la política y determina las acciones a seguir; nombra al Secretario General y su Adjunto por el término de 3 años; se reúne 2 veces al año ordinariamente, o en sesiones extraordinarias.

Cada país tiene un voto y las decisiones se toman de conformidad a la mayoría indicada en los estatutos. La junta de los gobernadores, uno por cada país miembro, que dirige las labores del secretariado y vigila el cumplimiento de las resoluciones de la conferencia.

 

 

 

ORGANIGRAMA ACTUAL

 

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La oficina del secretario general es una oficina ejecutiva que proporciona el apoyo total al secretario general, permitiéndole satisfacer sus deberes. Éstos incluyen la gerencia, el planeamiento, la dirección de política y la coordinación totales de las actividades de la organización. Ayuda al secretario general a mantener relaciones eficaces con gobiernos y sus representantes diplomáticos y con organizaciones internacionales relevantes.Oficina del Secretario General:

También apoya las funciones del protocolo de la secretaría y mantiene estrechas relaciones con el gobierno austríaco relevante y la ciudad de las autoridades de Viena, así como con países miembros de la OPEP. La oficina es dirigida por Sr. Abdullah Al-Shameri.

Oficina Legal:

Tiene la responsabilidad de proporcionar asesoramiento jurídico al secretario general y de supervisar los asuntos legales y contractuales de la secretaría. También evalúa cuestiones legales que concierne la organización. La oficina, que divulga al secretario general, es dirigida por el general asesor legal, el Dr. Ibibia Lucky Worika

La división de investigación:

La división de investigación es responsable de un programa continuo de la investigación, diseñado para cumplir los requisitos de la organización y de sus países miembros, con énfasis particular en energía y materias relacionadas.  Consiste en cuatro departamentos, a saber, los servicios de datos, estudio del petróleo, estudio de energía y las relaciones multilaterales.

Es dirigido por un director, cuya responsabilidad es proporcionar la dirección para la división en el marco total de la estrategia y de la política de la secretaría. A este respecto, el director planea, dirige y coordina las actividades de investigación de los departamentos dentro de la división. La posición es ocupada actualmente por el Dr. Hasan M. Qabazard

División de los servicios de asistencia y apoyo:

La división tiene la responsabilidad de proporcionar la infraestructura y los servicios requeridos a la secretaría entera en apoyo de sus programas. Para realizar esta responsabilidad eficazmente, la división de los servicios de asistencia funciona con tres departamentos es decir, la administración y los servicios del él, las finanzas y los recursos humanos y las relaciones públicas y la información.

Es dirigida por un director, cuya responsabilidad es planear, dirigir y coordinar el trabajo de la división en el marco total de la estrategia y de la política de la secretaría.

 El director también asiste al secretario general en funciones de coordinación específicas dentro de la secretaría, particularmente en lo que respecta a recursos financieros, humanos, a relaciones públicas y a ediciones administrativas.

 

 

Departamento de la banda y de información:

El departamento es estatutario responsable de presentar los objetivos, las decisiones y las acciones de la OPEP en su de la perspectiva verdadera y la mayoría deseable, contribuyendo al conocimiento de los gobiernos, instituciones nacionales e internacionales y compañías, así como el público en general, sobre la OPEP y sus actividades, mientras que presenta la secretaría de la OPEP como institución profesional en el campo de los datos del mercado de la energía, análisis y proyecciones. Ms Angela U. Agoawike, coordinador editorial mayor, está a cargo de las relaciones públicas y del departamento de información. 

Departamento de las finanzas y de recursos humanos:

El departamento abarca dos secciones: Finanzas y recursos humanos. La sección de las finanzas es responsable de todas las materias financieras, asegurándose de que todas las transacciones están de acuerdo con las regulaciones, las reglas financieras y los procedimientos de la organización.  Elabora el presupuesto de la secretaría y mantiene el libro de comercio.

La sección de los recursos humanos desarrolla y aplica políticas de gerencia eficaces de recursos humanos para permitir a la secretaría realizar eficientemente sus funciones con el personal competente y motivado. El jefe del departamento es Sr. Alejandro Rodríguez Rivas.

Departamento de administración y Servicios:

El departamento cubre el general y servicios del él. La responsabilidad de la disposición de los servicios referentes al edificio de la secretaría, oficinas así como la residencia del SG, transporte; fuentes de la consecución y de oficina, recorrido, hotel y arreglos de la visa; retiro de efectos personales; la puesta en práctica del acuerdo de las jefaturas (los registros del personal, las matrículas, las declaraciones y otra importa relacionado a los privilegios y a las inmunidades) y de la logística para todas las reuniones de la secretaría miente con la administración.

La sección de los servicios del él es responsable de asegurar la disponibilidad y el funcionamiento óptimo de las instalaciones de la red de ordenadores para la secretaría entera. El jefe de las finanzas y del departamento de recursos humanos, Sr. Alejandro Rodríguez Rivas.

 

Requisitos para ser miembro de la OPEP

  1. Ser exportador neto de petrolero en cantidades substanciales.
  2. Tener intereses fundamentales similares al de los países miembros.
  3. Ser aprobado por el 75% de sus afiliados.

 

ACTUALES PAISES MIEMBROS DE LA  OPEP

Actualmente, la  OPEP está integrada por 12 países productores y exportadores de petróleo, ubicados en América, Asía y África, los cuales agrupan una población de alrededor de 525 millones de personas y cuyo principal producto de exportación es el petróleo

Para estas naciones el petróleo constituye el principal motor de desarrollo económico, político social y la renta petrolera no sólo contribuye a la expansión de su plataforma económica e industrial, sino constituye el motor fundamental para proveer a sus habitantes de empleoeducación, salud, y calidad de vida.

Miembros de la  OPEP

 

PAISES

 

 

LOCALIZACIÓN

 

 

AÑO DE INGRESO

 

 Arabia Saudita

 

 

MEDIO ORIENTE

    

1960

Irán

 

 

MEDIO ORIENTE

 

1960

Irak

 

 

MEDIO ORIENTE

 

1960

Kuwait

 

 

MEDIO ORIENTE

 

1960

Venezuela

 

 

SUR AMERICA

 

1960

Argelia

 

 

ÁFRICA

 

1969

Emiratos Árabes Unidos

 

 

MEDIO ORIENTE

 

1967

Libia

 

 

ÁFRICA

 

1962

Nigeria

 

 

ÁFRICA

 

1971

Qatar

 

 

MEDIO ORIENTE

 

1961

 

Angola

 

 

 

ÁFRICA

2007

Ecuador

 

SUR AMERICA

2007

 

DECADAS

Desde 1960-2012.

DECADA  1960

 

19601-1965

 

Se creo la OPEP el 14 de septiembre de 1960, años más tarde se registro ante las naciones unidas el 06 de Noviembre del 1962, donde oficialmente fue reconocida como una organización internacional por el consejo Económico y Social de las Naciones unidas el 30 de junio de 1965 por la Resolución N° 6363.

 

En las tres conferencias siguientes (1961-1962), la OPEP, se ocupo de organizarse, y encargar estudios sobre la problemática pendiente, por ejemplo, el citado estudio sobre las tasas de ganancia de los arrendatarios en los diversos países miembros, pero sin que ninguno de los países individualmente ni la organización como tal pudieran avanzar en la materia misma, puesto que las compañías petroleras se negaban rotundamente a colaborar con la OPEP.

 

En abril y junio de 1962, Se decide mediante una conferencia  en la Resolución IV, dar respuesta a las quejas de los países miembros debido a la reducción de precios del petróleo en 1960, esta decía:

 

“La Conferencia, considerando:

1. Que los Países Miembros, actuando en cumplimiento de la Resolución No 1.1., protestaron debidamente contra la reducción de precios efectuada por las compañías petroleras en agosto de 1960.

2. Que las compañías petroleras no han tomado hasta ahora ninguna medida para restaurar los precios a los niveles existentes antes de agosto de 1960.

 

Recomienda:

Que los países miembros inicien de inmediato negociaciones con las compañías petroleras en cuestión y/o con cualquier otra autoridad u organismo que se juzgue indicado, con vista a garantizar que el petróleo producido por los Países Miembros se pague en base a los precios cotizados, no inferiores a los establecidos antes de agosto de 1960”.

 

Esta resolución fue acompañada de un memorándum que no dejaba duda de lo que realmente quería decirse:

“Las obligaciones fiscales de las compañías se encuentran directamente ligadas a los precios cotizados que publican las compañías en los puertos de exportación. Consecuentemente, es necesario que los países productores controlen estos precios”.

 

Fue en aquel entonces cuando la OPEP abandonó su meta original de restituir el nivel de precios anterior a agosto de 1960, para concentrarse en su renta máxima  por barril.

 

En su IV Conferencia, la OPEP manejó la meta del 60% en las ganancias, lo que debería lograrse a través del camino señalado allí por Venezuela, es decir, que la regalía no debía ser considerada como parte del actual reparto de las ganancias de 50:50, sino separada del mismo y calculada como costo de producción del propietario del yacimiento.

 

La OPEP, recordó a las compañías petroleras que tenían que pagar dos veces, por dos conceptos diferentes Y como en la situación dada el impuesto adicional del 50% constituía el único pago de significación práctica, frente al cual todos los demás pagos parciales al fin de cuentas quedaban anulados, la OPEP llego a la conclusión contraria, que las compañías petroleras si bien pagaban impuestos generales no pagaban renta del suelo y no pagaban regalía.

 

La OPEP entonces exigía una regalía a ser pagada separadamente de un impuesto sobre la renta de 50%. Además, no estaba de acuerdo con la tasa de 1/8 enunciado en los contratos de concesión. Exigía la tasa de regalía mayor, así pues, la OPEP solicitó un aumento de 12,5% a por lo menos 20%. Junto a un impuesto sobre la renta del 50% y una regalía de al menos 20%, arroja como mínimo exactamente una participación de los beneficios del 60%.

 

En 1962, la OPEP puso como meta no sólo defender esta renta por barril contra la caída de los precios, sino, aumentarla de $0,80 a $1,04.

 

En la V Conferencia de la OPEP, en noviembre de 1962, surgieron disputas que la interrumpieron por más de un año, y sólo pudo terminarse en diciembre de 1963. Finalmente, cinco de los países miembros: Arabia Saudita, Qatar, Kuwait, Irán y Libia, estaban dispuestos a aceptar la muy modesta oferta, mientras que los tres miembros restantes: Irak, Indonesia y Venezuela, se oponían rotundamente.

 

Al principio de las negociaciones, las compañías petroleras habían ofrecido, primero, garantizar las rentas por barril actuales contra cualquier caída futura de los precios. Poco a poco fueron mejorando su oferta, para finalmente llegar a la siguiente proposición:

 

    1. Los precios cotizados actuales deberían servir, como precio de referencia fiscal, a la recaudación de la renta del suelo, y no los precios cotizados anteriores a agosto de 1960.

 

    1. La exigencia de un impuesto sobre la renta independiente de la regalía se reconoció en principio como justificada, empero la tasa de regalía debía permanecer en 1/8 (12,5%).

 

 

    1. En 1964, que sería el primer año de vigencia de la proposición, los países afectados concederían un descuento sobre los precios de referencia fiscal del 8,5%, que en 1965 y 1966 seria reducido a 7,5% y 6,5%, respectivamente. Posteriormente, deberían reiniciarse las negociaciones con miras a eliminar éstos y otros descuentos relacionados con diferencias de calidad del petróleo crudo y ­de importancia menor, siempre y cuando los precios de realización acusaran una tendencia al alza.

 

 

    1. Los nuevos acuerdos propuestos se consideraban acuerdos complementarios a los “Acuerdos Principales”, que en caso de disputas estarían sujetos a arbitrajes internacionales, al igual que éstos. Más aún, se señalaba expresamente que los acuerdos complementarios sólo cambiaban algunas cláusulas de los acuerdos principales, además, en una forma que se desprendía de los mismos, es decir, que los cambios de alguna manera se encontraban previstos implícitamente en los acuerdos principales los que, por lo demás, conservaban toda su validez.

Con este último punto, las compañías petroleras buscaban asegurarse efectivamente la apariencia de respeto al contrato que le había sido ofrecido por los países propietarios. Esta proposición fue aceptada finalmente por los cinco países miembros mencionados. En la práctica significó una renta por barril de $0,80 en el año 1964, aumentó a $0,829 en 1965 y a $0,842 en 1966, otro aumento de la renta dependía del desarrollo favorable del mercado.

 

 

1966-1967

 

A comienzos de 1966, la OPEP exhortó a los países miembros afectados a reiniciar negociaciones con las compañías petroleras, con finalidad de eliminar por completo a partir de 1967, los descuentos acordados sobre el precio de referencia fiscal. Al comienzo, las conversaciones respectivas no tuvieron éxito alguno, ya que las compañías petroleras se limitaban a señalar que los precios de realización seguían en su tendencia a la baja. Pero con el estallido de la tercera guerra árabe – israelí de 1967, la situación cambio, al fin y al cabo la mayoría de los países miembros de la OPEP eran y son países árabes.

 

1968

 

En lo que concierne al precio de referencia fiscal, las compañías petroleras consideraban aconsejable ceder. Propusieron nuevamente disminuir paulatinamente los descuentos sobre los precios de referencia fiscal en el Golfo Pérsico a partir de 1968, para eliminarlos en la década del setenta.

 

1969

 

La OPEP había desarrollado el instrumental idóneo para su política de renta. Es solamente Irán donde, hasta el 1969, y en algunos nuevos arrendamientos, se cobraba la renta del suelo y los impuestos en base a los precios de realización, empero, esto sucedía a cambio de una alta participación en el capital, además de otras ventajas. Sin embargo, en la Resolución XVI. 90 (25 de Junio de 1968), la OPEP afirmó categóricamente que, en definitiva, estos arrendamientos, al igual que todos los demás, quedarían sujetos al sistema de precios de referencia fiscal:

“Precios cotizados o precios de referencia.

 

Todos los contratos requerirán de la imposición de los ingresos del operador, así como los impuestos y cualesquiera otros pagos al Estado, se basen en precios cotizados o de referencia para los hidrocarburos producidos bajo contrato. Este precio será determinado por el gobierno… sujeto a las diferencias de gravedad, calidad y localización geográfica, será consistente con los niveles de precios cotizados o de referencia que generalmente prevalecen para los hidrocarburos de otros países de la OPEP y aceptados por ellos como base para el pago de los impuestos”.

DECADA 1970

 

1970-1979

 

En esta década hubo dos crisis en el precio del petróleo, motivadas por el embargo del petróleo árabe en 1973 y la decisión unilateral de la OPEP de triplicar sus precios de venta del crudo y por el estallido de la revolución iraní en 1979. Las dos crisis se agudizaron por los desequilibrios básicos del mercado. Ambos desembocaron en un acusado incremento de los precios del petróleo. OPEP subió a la prominencia internacional durante esta década, como sus países miembros tomaron el control de sus industrias nacionales de petróleo y adquirió un importante decir de los precios del crudo en los mercados mundiales. En dos ocasiones, los precios del petróleo aumentaron abruptamente en un mercado volátil, provocada por el embargo petrolero árabe en 1973 y el estallido de la Revolución iraní en 1979. La OPEP ha ampliado su mandato con la primera Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno en Argel en 1975, que abordó la difícil situación de las naciones más pobres y pidió una nueva era de cooperación en las relaciones internacionales, en aras del desarrollo económico mundial y la estabilidad. Esto condujo a la creación del Fondo OPEP para el Desarrollo Internacional en 1976. Los países miembros se embarcaron en ambiciosos proyectos de desarrollo socioeconómico. Afiliación creció a 13 en 1975.

 

1970

 

A comienzo de la década de los 70 los precios del petróleo se encontraban estables a 1,80 dólares por barril pero una nube siniestra había aparecido en el horizonte: la inflación y la recesión habían comenzado a minar las economías de los países industrializados y los países miembros OPEP se vieron afectados por la recesión de Occidente. El aumento constante de los precios de sus importaciones provenientes de los países miembros de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico) saqueaba los ingresos petroleros y amenazaba proyectos vitales de desarrollo.

 

1971-1972

 

Durante 1971 la crisis monetaria internacional alcanzó su punto culminante con la devaluación del dólar y luego con la declaración de inconvertibilidad del oro.

En este contexto inflacionario, en el que los precios del petróleo fijados en dólares perdían valor de manera creciente, la OPEP desempeñó un papel activo en las negociaciones con las compañías petroleras internacionales y logró en esta etapa imponerse frente a ellas. Ello fue posible fundamentalmente por la actuación conjunta de los gobiernos de los países miembros de la organización que hicieron prevalecer los criterios comunes sobre las discrepancias existentes al interior de la OPEP.

 

El dominio creciente de la participación de la organización en el conjunto de las exportaciones mundiales de petróleo, la creciente demanda de este producto especialmente de parte de los países industrializados y la falta de desarrollo de fuentes de explotación alternativas del crudo fuera del ámbito de la OPEP, fueron otros de los factores que le permitieron a la organización imponer su accionar.

Estos sucesos fueron acompañados por el hecho que los países miembros ejercieron un mayor control de sus recursos petroleros creándose empresas nacionales en casi todos los países, Argelia e Irak lo hicieron en 1971, Libia en 1972 y Venezuela en 1976.

 

Las empresas petroleras transnacionales empezaron a asumir progresivamente el papel de contratistas de servicios para la producción y de compradores del petróleo producido por los países de la OPEP y continuaron teniendo el control de los procesos de refinación, distribución y mercado (downstream).

 

En febrero de 1971, por virtud del Acuerdo de Teherán se produjo el primer incremento del precio de referencia del petróleo que pasó de 1,80 a 2,18 dólares el barril, este acuerdo estableció además, la eliminación de nuevas concesiones de explotación; se puso en práctica el incremento de la tasa de impuesto de 55% sobre las ganancias netas de las compañías petroleras, el hecho más importante en la política de coordinación de la OPEP y se determinó la aplicación de un ajuste de 2,5% anual del precio del petróleo para compensar la inflación. Con esta medida, la renta del crudo dejó de ser establecida únicamente por las compañías petroleras y se inicia una etapa de intervención creciente de parte de la OPEP.

 

Desafortunadamente este acuerdo colapsó en breve plazo, fue modificado por el de Ginebra a principios de 1972 y nuevamente en 1973, debido a las crecientes pérdidas derivadas de los niveles inflacionarios en los países industrializados.

 

1973-1974.

PrImera Crisis petrolera

 

1)    Para 1973 el petróleo era vendido en el mercado a un precio mucho mayor que el que había sido estipulado en el Acuerdo de Teherán. La OPEP observó esto como un aumento inesperado para las compañías que debían ser compartida con los países productores mediante un incremento en los precios establecido en el acuerdo, luego de prolongadas e infructuosas negociaciones con las compañías petroleras, la propuesta fue rechazada y en consecuencia el Comité Ministerial de la OPEP estableció el 16 de octubre de 1973 un incremento de 70% en el precio del crudo, lo que llevó el precio de referencia a 5,11 dólares por barril tal incremento se realizó de forma unilateral y no como resultado de las consultas con las compañías, constituyendo ésta la primera acción conjunta de los países de la OPEP en el ejercicio del derecho de su soberanía para determinar los precios del petróleo. En adelante, los países de la OPEP serían los únicos que determinarían los precios del petróleo.

 

2)    En el mismo mes, fue el embargo petrolero árabe como medida de protesta contra el apoyo de Occidente a Israel durante el estallido de la corta guerra del Yom Kippur (árabe-israelí), desencadenada por el reclamo de Siria y Egipto sobre territorios ocupados por Israel, todo esto en circunstancias en que se presentaba la mencionada tendencia alcista en los precios del petróleo. El embargo fue oficialmente dirigido hacia dos naciones: Estados Unidos y Holanda. Sin embargo los países árabes productores de petróleo decidieron (con la excepción de Irak) un recorte general de su producción. Esta medida politizó aún más el mercado, especialmente en lo concerniente a las decisiones de la OPEP. El uso del suministro como arma política, constituyó un hecho nuevo en la industria que causó un gran daño a la credibilidad comercial de la OPEP como proveedor confiable.

 

 

Estos dos hechos sacudieron los cimientos de la industria y cuando los precios del petróleo se cuadruplicaron en cuestión de meses, trajeron como resultado el primer “shock petrolero”.

 

En diciembre de 1973, en la conferencia que tuvo lugar en Teherán, los países de la OPEP, en su afán de aproximar los precios de referencia a los que se estaban pagando en el mercado, incrementaron conjuntamente el precio de base de referencia a 11,65 dólares por barril, precio que entraría en vigencia en enero de 1974 y al mismo tiempo establecieron que los precios sean ajustados cada trimestre a fin de tener en cuenta la tasa de inflación en los Estados Unidos. Con esta medida, en menos de un año el precio de referencia del petróleo registró un incremento de más del 400%.

Estos hechos dieron lugar a una revolución energética que se caracterizó por la conservación de la energía, la sustitución del petróleo y la exploración y desarrollo de nuevos recursos petroleros menos rentables. Los años posteriores a esta alza se caracterizaron por una drástica reducción del consumo del petróleo en el mundo, especialmente en los países industrializados. La primera reacción de los países industrializados por las medidas tomadas en el marco de la OPEP fue la creación de la Agencia Internacional de Energía en noviembre de 1974, que entre otros, se propuso la búsqueda y desarrollo de nuevas fuentes petroleras en naciones que no fueran miembros de la OPEP y en definir mecanismos que limitaran y disminuyeran su dependencia de los productores de petróleo.

 

Sobre la crisis de la economía mundial 1974-1975, hay dos lecturas distintas de parte de los protagonistas: para los países industrializados, el alza de los precios del petróleo fue responsable de la inflación, mientras que para los países de la OPEP la pérdida del valor del dólar fue el factor que determinó que los países de esta organización incrementaran sus precios. En cualquier caso, es posible afirmar que la crisis energética colaboró en la recesión de la economía mundial durante el período 1974-1975, pero tuvo sus orígenes en la crisis monetaria internacional.

 

Valor de las Exportaciones (miles de millones $)

1970                                                                    1975

14,5                                                                    107,9

 

 

1975-1977.

 

En el período comprendido entre 1975-1977 posteriores a esta primera crisis energética, aunque es llamado el periodo de calma, se produjeron muchos desacuerdos en el interior de la OPEP con relación a los niveles de precios que debían fijarse. Los gobiernos de Irán y Arabia Saudita, se opusieron permanentemente a las propuestas de nuevos ajustes en los precios del petróleo que proponían los gobiernos de Libia, Argelia e Irak, considerados el radical de la OPEP. Asimismo, las divergencias giraban en torno a la aplicación de los mecanismos de indexación de los precios a la inflación.

En 1976 cuando el precio de referencia del crudo se encontraba en 11,51 dólares por barril, los ministros de Finanzas de la OPEP crearon el Fondo Especial de la OPEP.

 

El Fondo recibió 800 millones de dólares, cifras que luego aumentaría al doble, 1.600 millones de dólares. Al finalizar su primer año de existencia, el Fondo Especial de la OPEP había otorgado a 58 países en desarrollo 71 préstamos a largo plazo sin interés, que suman casi 260 millones de dólares. Ningún otro organismo de asistencia financiera había trabajado tanto tiempo.

Hasta 1978 los precios sólo fueron ajustados por la organización para adecuarlo a la depreciación del dólar.

1978-1979

 

La segunda Crisis petrolera.

Para 1978 el precio de referencia del petróleo se encontraba en 12,70 dólares por barril, hasta este año los precios sólo fueron ajustados por la organización para adecuarlos a la depreciación del dólar.

A partir junio de 1978, se produjo el segundo shock petrolero cuando una huelga contra el Sha Mohammed Reza Pahlevi generó una fuerte escases de petróleo. Para 1979 inicia revolución Iraní proceso que terminó con el derrocamiento del Sha y la consiguiente instauración de la República Islámica, este conflicto exteriorizó la fragilidad política de la región y generó pánico ante un probable nuevo desabastecimiento de petróleo en el mercado al producirse una significativa reducción de la producción que en su fase inicial implicó una disminución de 4 millones de barriles diarios, equivalente al 15% de la producción diaria de la OPEP y al 8% de la demanda mundial.

 

Este segundo shock a finales de 1979 incrementó los precios de referencia del petróleo a 18 dólares por barril, permitiéndose sobre precio de hasta 2,00 dólares por barril y en este mismo período el precio del crudo se cotizaba en el mercado libre a 35 dólares por barril, los países industrializados reaccionaron incrementando las tasas de interés para evitar presiones inflacionarias.

Cabe señalar que las grandes compañías para 1979 redujeron su porcentaje con respecto a la propiedad del crudo a 20%. En cambio, las compañías petroleras nacionales pasaron de 9% a casi 70% de propiedad del crudo.

DECADA 1980

1980-1984

A principios de la década se inicia la guerra entre Irán e Irak, debido a esta los precios comienzan a crecer y en 1981 alcanzan los niveles más altos de la historia petrolera 32$ por Barril.

 

Los miembros de la OPEP deciden que la organización debía tener su propia agencia de noticias.

 

La OPEP se ve obligada a cambiar sus métodos de orientación, administración y control del petróleo en un mercado que estaba en caída libre, plena de dificultades económicas en casi todos sus países miembros, los cuales se enfrentaban a crisis financieras individuales y crecientes para cada uno de ellos en diferentes magnitudes. En 1980 comienza para la OPEP un período de dificultades, se inicia una reducción dramática en el consumo de productos refinados conjuntamente con un aumento en la oferta petrolera de crudo proveniente de países fuera de la OPEP.

 

En 1982, Los precios comienzan a bajar, debido a la acumulación de inventarios y a la caída de la demanda, por razones de conservación y sustitución del petróleo por partes de los países industrializados.

 

En 1983, La OPEP fija cuotas de producción a los países miembros, sin embargo los precios caen debido a que la mayoría de los países miembros no cumplieron fielmente los compromisos de producción.

 

Esta crisis se reflejo para los venezolanos el 18 de febrero de 1983 y es recordado como el famoso Viernes Negro, fecha en la cual se evidencia una crisis económica que se venía ocultando gracias a los altos precios que había llegado el petróleo, esta situación de precios elevados produjeron políticas a nivel internacional de sustitución y conservación en los de las fuentes de energía, lo que produjo a partir de 1982 una caída en la demanda y por ende en los niveles de exportación y en los precios. Junto a esta falta de ingresos, se unieron la fuga de capitales, y la caída general de nuestra economía, las presiones de la banca internacional que exigía el pago de los créditos cedidos en la década anterior, produce un ambiente de ajustes inmediatos estructurales de la economía, que debían comenzar con una brusca devaluación de la moneda y la fuga de divisas.

 

Las medidas que se debieron tomar debido a esta crisis,  por representar un costo político y social no se realizaron sino hasta febrero de 1983. A finales de 1982 se intentó palear la situación revalorizando el oro que el Estado poseía en las arcas del BCV. Ante la peligrosa situación de 1983, al gobierno de Luís Herrera Campins no le quedó otro remedio que tomar la decisión de establecer un régimen de cambio diferencial y de imposición de de exportación, sin embargo en nuestro país las medidas de devaluación desde 1983 hasta el presente ha sido una práctica mas de carácter coyuntural con el propósito de producir más bolívares por dólar y de esta manera enfrentar el déficit fiscal, Asimismo, la OPEP considerando que el deterioro del mercado era de naturaleza coyuntural, tomó medidas hasta 1983, las cuales estuvieron orientadas a reducir sus precios petroleros. En efecto, luego de difíciles negociaciones, la OPEP tuvo que reducir el precio de referencia de 34 dólares vigente hasta 1981, a 29 dólares por barril en marzo de 1983. Este primer acuerdo de reducción de los precios del petróleo, reflejó la situación de abundancia que imperaba en el mercado, pero también la presión directa de las empresas británicas, que advirtieron que si no se producía un acuerdo, iniciarían una baja unilateral de los precios. La posibilidad de hacerlo se basaba, entre otras cosas, en la caída de las importaciones estadounidenses de crudo proveniente de la OPEP.

 

Estas medidas de reducción en los precios de referencia fueron también complementadas por la fijación de un límite en la producción de petróleo dentro de la OPEP de 18 millones de barriles diarios que se estableció por primera vez en marzo de 1982.

 

Un año más tarde, en 1983, no sólo se redujo aun más el techo de producción a 17 millones de barriles diarios, sino que se distribuyeron por primera vez cuotas de producción entre los países miembros que no pudieron ser cumplidos a cabalidad.

 

La fijación de cuotas entre los países se realizó en medio de grandes discusiones que se centraban en el deseo de Arabia Saudita de distribuir el gran exceso de capacidad entre todos los miembros del cartel. En efecto, a este país no se le otorgó ninguna cuota, ya que actuaría como “swing supplier”, Sin embargo, este método fracasó como consecuencia de las violaciones generalizadas a los límites pautados que hicieron recaer en el mayor productor, Arabia Saudita, la responsabilidad de reducir la producción lo suficiente como para nivelar la oferta total con la demanda.

 

En consecuencia, al notar que el problema era estructural, la OPEP opta por una nueva estrategia que significaba el establecimiento de una estructura de precios más competitiva con las fuentes petroleras ajenas a la OPEP, acompañada de un programa de producción, que protegiese más racionalmente la estructura administrada de precios de la Organización.

 

El efecto de estas medidas puestas en ejecución a partir de 1984, fue la de una reducción adicional del mercado petrolero controlado por la OPEP, evolucionando de la siguiente manera:

 

 

PARTICIPACION DE LA PRODUCCIÓN MUNDIAL

(EN PORCENTAJE)

 

AÑO             1980                1983               1984               1985                1986

PARTICIPACION     59,4%            44,9%            42,4%             40,1%             44,8%

 

Fuente: OPEP Boletín Estadístico Anual

 

La estrategia diseñada por la Organización no logró los resultados esperados. Esto agravó la situación para los países miembros de la OPEP y sumado a esto, los países no OPEP se aprovecharon de la situación, y vendiendo a precios inferiores a la OPEP, penetraron aún más en el mercado petrolero, de esta manera los ingresos de la OPEP se vieron severamente afectados.

 

 

VALOR DE EXPORTACIONES PETROLERAS

(MILES DE MILLONES US DÓLARES)

 

AÑO            1985       1981        1982         1983        1984         1985       1986

Valor            287       265,6       208,2        163,1        149,2         132           77

 

Fuente: OPEP Boletín Estadístico Anual

 

En estas circunstancias, las presiones internas por un cambio que detuviese la declinación de la participación OPEP, no se hicieron esperar, ya que nuestros países veían sus exportaciones reducidas a niveles intolerables, Arabia Saudita producía menos de 2 millones de B/D con una capacidad de 11 millones de B/D. Venezuela también fue afectada seriamente, nuestros clientes se negaban a levantar los crudos comprometidos y en una oportunidad no logramos superar el ½ millón de B/D de producción, disponiendo de una capacidad de 2,5 B/D y así era con el resto de los países miembros OPEP.

 

1985

 

Ante estas circunstancias Arabia Saudita decidió romper, en 1985, con la administración de la OPEP, desligándose de los acuerdos de la organización mediante:

 

  • Abandono de Arabia Liviano como crudo marcador de la Organización.
  • Desconocimiento de la cuota asignada a su país y su condición como productor marginal (Swing producer).
  • Utilización de fórmulas de comercialización tipo NET-BACK.

 

 

Esta modalidad de comercialización de orientación ocasional, arrastró al resto de los países de la OPEP, dándole un golpe definitivo a la estructura de precios administrativos por la OPEP, la cual sin embargo desde un principio, demostró sus debilidades, las cuales finalmente provocarían su desaparición, a saber:

 

  • Falta de transparencia en los contratos negociados.

 

  • Términos de negociación un tanto subjetivos, ya que los costos de refinación, transporte, márgenes de beneficio, etc., eran siempre negociadas y tendentes a incentivar al comprador.

 

  • El riesgo de la negociación era transferido totalmente del comprador al productor.

 

  • Ya que el valor de los crudos eran fijados en función de los precios de los productos refinados obtenidos del crudo, los cuales sólo eran conocidos mucho tiempo después de que el crudo era recibido y procesado.

 

1986-1987

 

En 1986 la Agencia Internacional de Energía diseñó un plan de emergencia contra eventuales riesgos de desabastecimiento de la oferta petrolera

 

En este año los ingresos continuaron declinando, bajando nuevamente a 77 mil millones de dólares, después de alcanzar 132 mil millones en 1985. Esto último, por el efecto perverso que sobre los precios ocasionales estaba provocando el exceso de refinación petrolera.

 

Los refinadores al tener su margen de beneficio asegurado no les importaban los niveles de precios que se pudieran obtener en el mercado, tratando de maximizar sus ingresos a través de una mayor utilización de su capacidad de procesamiento.

 

En la Conferencia de Ginebra de 1986 se restableció el sistema de precios fijos, estableciéndose el de referencia en 18 dólares por barril. Este precio se determinó en función de una canasta de siete crudos, Por ende, Arabia Saudita decidió abandonar su rol de “swing supplier” para priorizar la recuperación de la cuota de mercado aún a riesgo de que tal actitud pudiese generar una caída en los precios en el corto plazo.

 

Esta acción de Arabia Saudita, en realidad aislada del resto de los países de la OPEP, originó la más drástica caída de precios desde la creación de la OPEP, llegando los precios a registrar un nivel ligeramente inferior a los 10 dólares por barril.

 

A pesar de que el país incrementó su producción en 55% vio disminuidos sus ingresos en 20% debido a la mencionada baja de los precios; esta situación afectó fuertemente también a países como Venezuela, Indonesia, Libia y Argelia, los que exigieron una mayor disciplina y respeto por las cuotas de la OPEP.

 

Todo lo anteriormente dicho, no sólo afectó a los países exportadores OPEP sino que también repercutió negativamente, en la producción No-OPEP de los Estados Unidos, México, Egipto y otros. Los cuales en forma directa o indirecta comenzaron a crear un ambiente de retorno a una estructura que condujese una cierta estabilidad en el mercado.

 

En 1987, Colapsan los mercados bursátiles del mundo lo que se conoció como el lunes negro.

 

 

 

1988-1989

 

Las divergentes posiciones entre los países respecto a los niveles de producción, dieron lugar a que a partir de 1988 se realizaran encuentros entre los países de la OPEP y los productores independientes con el objetivo de coordinar políticas que frenaran el continuo deterioro de los precios.

 

En este contexto económico internacional descrito, se produjeron en la década de los ochenta, dos fenómenos de signo contrario en el mercado del petróleo: en 1986, la caída más significativa de los precios del petróleo (a menos de 10 dólares), y a fines de la década, nuevamente un incremento de los precios como consecuencia del conflicto bélico entre Irak y Kuwait iniciado en agosto de 1989. Este último hecho provocó nuevamente un estado de alerta en los países industrializados ante probables desabastecimientos de petróleo. Tan pronto finalizó el conflicto, los precios del petróleo retomaron los valores anteriores y continuaron deprimidos.

 

En 1989 comienza el conflicto bélico entre Irak y Kuwait.

 

 

DECADA 1990

 

1990-1992

 

En 1990, estalla el conflicto entre Kuwait e Irak, esta década comienza con la invasión iraquí de Kuwait, dando origen a la llamada Guerra del Golfo, este conflicto significó la desaparición repentina de cuatro millones de barriles de petróleo diarios del mercado, esta guerra motivada por el deseo de este país de disponer de mayores ingresos para hacer frente a los gastos de ocho años de guerra con Irán. Esta situación generó sanciones de parte del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas que consideró entre otros, la prohibición de adquirir petróleo de Irak y de la zona ocupada por este país en Kuwait,  el total de stocks de emergencia mantenidos por los países de la OCDE eran de aproximadamente 2 billones de barriles, lo cual era más que suficiente para garantizar por 90 días el suministro de petróleo. Estados Unidos tuvo un papel preponderante en este programa de acumulación de stocks; el gobierno de este país había almacenado para entonces, 587 millones de barriles de petróleo en su reserva estratégica.

Esta invasión dispara el precio del petróleo por encima de los 30 dólares por barril. El resto de miembros de la OPEP responden elevando su producción, los precios permanecieron relativamente estables hasta 1998. Por entonces, la crisis asiática, que redujo sustancialmente la demanda, sumada a un incremento de producción de la OPEP, provocó el colapso de los precios. Tras caer a 10 dólares por barril, la llegada de un nuevo gobierno a Caracas mejoró las relaciones entre Arabia Saudita y Venezuela.

Otro de los motivos por los cuales las consecuencias de esta tercera alza del petróleo, no tuvieron el mismo nivel de repercusiones que las dos anteriores se debió fundamentalmente a los importantes progresos realizados especialmente por los países industrializados en el ahorro de consumo de energía, en particular del petróleo, así la menor participación del petróleo en la utilización de recursos energéticos en 1990 fue otro de los factores que determinaron una menor repercusión del incremento del precio del petróleo de 1990.

 

Finalmente, la situación económica internacional atravesaba una estabilidad relativa, los índices inflacionarios a nivel mundial habían sido reducidos considerablemente, y se observaba un crecimiento económico relativamente sostenido. Por este conjunto de razones, finalizada la guerra Irak – Kuwait en 1991, los precios del petróleo continuaron su tendencia a la baja.

 

Desde el inicio de 1991 y hasta fines de 1997, los límites de producción fijados por la OPEP se mantuvieron relativamente estables y oscilaron alrededor de los 24 millones de barriles diarios. Del mismo modo, los precios también se mantuvieron relativamente estables, hecho que desestimuló parcialmente el dinamismo con el que se venían realizando los programas de sustitución del petróleo por fuentes energéticas alternativas. Los países como Estados Unidos, empezaron a importar más petróleo, y las inversiones en nuevas perforaciones en el mar del norte y otras regiones con costos altos. Los recursos para financiar proyectos de energía solar, energéticos renovables, tecnologías nucleares avanzadas, experimentaron algunas reducciones.

 

Según el Instituto Americano del Petróleo, Estados Unidos era a mediados de la década de los noventa más dependiente que hace 25 años del mercado internacional del petróleo como fuente primaria de recursos energéticos. Hace 50 años, este país era autosuficiente en petróleo y un importante exportador de gas.

 

Actualmente, en el umbral del siglo XXI, importa más de la mitad de su petróleo y el 15% del gas\ natural. Otro dato importante según la Agencia Internacional de Energía, es que de los últimos cincuenta años, la población de Estados Unidos aumentó en un 82% mientras que su consumo de energía aumentó en un 194%.

 

Un hecho importante que se produjo durante este período de la década de los noventa, fue el surgimiento del debate en torno al tema ambiental y las observaciones a los inconvenientes que significaban las excesivas tasas de impuestos a los combustibles que ya por entonces se aplicaban especialmente en los países industrializados pertenecientes a la actual Unión Europea. Los miembros de la Organización consideraban que durante tres décadas, los consumidores europeos ya habían sido gravados con impuestos suficientemente altos que en algunos casos significaban más del triple de los precios del petróleo crudo como para añadir más impuestos aunque estos fueran con fines ambientales.

 

Según los gobiernos de la OPEP, la aplicación de dichos impuestos, sumados a los ya existentes, colocaba al petróleo en una situación de desventaja frente a otras fuentes energéticas, hecho que podría afectar negativamente el crecimiento de la economía mundial.

 

Estos hechos dieron lugar a que se produjeran encuentros ministeriales entre los miembros de la OPEP y los de los Países Productores Independientes de Petróleo (IPEC). En 1992, el objetivo de llevar una posición conjunta de ambas organizaciones respecto del tema del medio ambiente a la Conferencia de las Naciones Unidas en Medio Ambiente y Desarrollo (UNCED) que se desarrolló en Rió de Janeiro en junio de ese año, fue el tema que convocó a ambas organizaciones.

 

En dicho encuentro conjunto, los países recomendaron realizar mayores investigaciones tendientes a establecer con mayor precisión el alcance científico de las causas y efectos potenciales del cambio climático. Se consideró que las medidas propuestas por los países industrializados en esta materia no habían sido suficientemente estimadas, y en cualquier caso, se estaban dejando de lado las consideraciones sobre los efectos que éstas pudieran tener en las economías de los países subdesarrollados, especialmente en los exportadores de petróleo.

 

En 1992, Ecuador abandona la OPEP, a la que pertenecía desde 1973, por su desacuerdo con las cuotas de producción asignadas.

 

1993-1996

 

Al año siguiente, en abril de 1993, se produjo nuevamente un encuentro ministerial entre ambos grupos de países. Ya entonces, el eje de la convocatoria fue la incertidumbre que en el largo plazo se vislumbraba en el mercado energético como consecuencia del continuo incremento de impuestos en los países industrializados, los cuales consideraban tendrían en el futuro un efecto desestabilizador en el mercado de petróleo.

 

En 1996, Entra en vigor el programa de la ONU para Irak “Petróleo por alimentos”, después de más de seis años de embargo a las exportaciones de crudo de este país.

 

1997

 

En diciembre de 1997 se firmó el Protocolo de Kyoto en el marco de la Convención de Cambio Climático de las Naciones Unidas. Las medidas fiscales que se comprometieron adoptar algunos países en este protocolo, constituyeron según las autoridades de la OPEP, un mecanismo fundamentalmente destinado a incrementar los ingresos de los gobiernos que lo apliquen, aprovechando la preocupación de la población por la conservación ambiental.

 

La OPEP ha expresado en repetidas oportunidades su preocupación en torno al impacto en el bienestar económico y social en los países en vías de desarrollo que tendrán las posibles leyes que deriven de las negociaciones internacionales. El riesgo natural de las negociaciones en contra de los combustibles fósiles tendrá efectos adversos sobre los países productores de crudo. La demanda por petróleo se reducirá automáticamente al introducir en gran escala medidas de cambio climático, con las consecuencias adversas que ello tendría sobre el mercado petrolero internacional.

 

En noviembre de 1997, en la Conferencia de Jakarta, Indonesia, los miembros de la OPEP tomaron una decisión que fue más adelante evaluada como errónea, la cual fue incrementar para 1998, la producción hasta los 27,5 millones de barriles diario, ante una situación coyuntural de aumento de la demanda de petróleo. Aquella decisión no tomó adecuadamente en consideración que meses antes, se había iniciado una crisis financiera en el sudeste asiático.

 

En efecto, a partir del mes de junio de ese mismo año empezaron a producirse medidas devaluatorias en los denominados “nuevos tigres” (Tailandia, Indonesia, Malasia y Filipinas) con el fin de hacer más competitivas sus exportaciones y revertir la aparición de déficits comerciales, que fueron la primera señal de alerta en estos países. Como se recordará, dichos déficits se originaron por una menor demanda de las exportaciones de estos países, condicionada en gran parte por la caída del consumo en Japón que entonces atravesaba su peor momento económico desde la crisis del petróleo de los años setenta; un incremento en los costos salariales; la fuerte competencia con China; y la sobrevaluación del dólar, moneda a la cual están estrechamente ligados la mayoría de estos países.

Las medidas devaluatorias generaron una depreciación de los activos inmobiliarios y del valor de las empresas, que tuvo como consecuencia el retiro de importantes flujos de capitales. Por otro lado, la pérdida de competitividad de las exportaciones de Hong Kong frente a la de sus vecinos del sudeste asiático, dio lugar a presiones sobre su moneda ante el temor que se pudiera quebrar la convertibilidad cambiaria entre el dólar de este país y el de Estados Unidos. Para defender la paridad cambiaria, se produjo en Hong Kong un drástico incremento de las tasas de interés, que finalmente terminó derrumbando las cotizaciones de la bolsa. El pánico se generalizó y los inversores de todo el mundo se desprendieron de títulos y acciones de países emergentes a cambio de dinero fresco que se dirigieron al dólar norteamericano.

Es en estas circunstancias que en el mes de octubre se produjo el denominado “crack” de la bolsa de Hong Kong, cuyas repercusiones se trasladaron con mayor virulencia a los mercados más alejados de la zona de origen de esta crisis: Rusia, y posteriormente Brasil. Y es en estas circunstancias también, que un mes después, en noviembre de 1997, se produce el incremento de la cuota de producción de la OPEP.

 

El conjunto de circunstancias mencionadas anteriormente ocasionaron una drástica caída del crecimiento económico de la mayoría de los países del sudeste asiático, región que presenta las más altas tasas de incremento en las importaciones de petróleo. Ello a su vez determinó una importante reducción de la demanda de petróleo en un contexto de sobreoferta del mismo, que coincidió además con una menor demanda a lo usual debido al invierno templado en el hemisferio norte en dicho año.

 

Cabe señalar, que a la sobreoferta de petróleo ya existente en el mercado, se añadieron las exportaciones de Irak, país al cual las Naciones Unidas le permitieron duplicar sus exportaciones petroleras en el marco del programa “ayuda por alimentos”. Este conjunto de hechos impulsaron el descenso de precios que los llevaron en 1998 a niveles cercanos a los 10 dólares por barril. Sin embargo, esta reducción de los precios del crudo en el mercado internacional no se reflejó en los precios finales al consumidor en los productos refinados, ya que éstos no variaron significativamente, y en el caso de la gasolina permanecieron prácticamente invariables. Ello se debe a los altos niveles de impuestos indirectos, principalmente en los países industrializados, que distorsionan las señales de precios y desincentivan el consumo de energéticos cuando éste podría haber aumentado debido a los bajos precios del crudo.

 

1998-1999

 

En 1998, se produjo la segunda gran caída en el precio del petróleo después de que la OPEP adoptase en Noviembre de 1997, la decisión de aumentar su límite de producción. El barril terminó por debajo de los 10 dólares por el exceso de crudo ante la caída de la demanda de los países asiáticos.

 

La disminución de precios del petróleo tuvo importantes repercusiones, no sólo para los países de la OPEP, que vieron disminuidos en 1998 el promedio de sus ingresos por exportaciones de petróleo en un 35% con respecto a 1997, sino también para la industria petrolera, especialmente aquellas con importantes actividades de producción y exploración. Además de originar una disminución de sus ganancias, estas empresas vieron afectados el valor de sus acciones. El colapso de los precios del petróleo durante 1998 tuvo como consecuencia una caída en los niveles de exploración e inversión, así como en los beneficios de las compañías petroleras más importantes, que en algunos casos llegó hasta a un 50% de pérdidas, en 1998 el precio del petróleo término como antes mencionamos  por debajo de los 10 dólares por barril.

 

Por otro lado, los países de la OPEP, en un escenario de bajos precios del petróleo, se volvieron nuevamente atractivos para la inversión extranjera, dado que los capitales internacionales se dirigieron hacia áreas de menores costos de producción, y donde se encuentran concentradas las mayores reservas del mundo. En este marco, las compañías petroleras nacionales de estos países, iniciaron un proceso de apertura tendiente a conformar alianzas estratégicas con compañías multinacionales.

 

También otros importantes productores de petróleo no pertenecientes a la OPEP, se abrieron a la participación privada en determinadas áreas. La caída de los precios del petróleo afectó también de manera significativa los planes de desarrollo en el Mar del Norte, toda vez que muchas de las pequeñas compañías que estuvieron invirtiendo en campos marginales desechados por las grandes empresas, enfrentaron serias dificultades para continuar con sus actividades. Los altos costos de producción de la zona pusieron en peligro la viabilidad económica de la extracción petrolera.

La reducción de la demanda del petróleo y el exceso de oferta en el mercado internacional estimularon a su vez una creciente acumulación de inventarios que los llevaron a los más altos niveles históricos. Precisamente, esta excesiva acumulación de inventarios fue otro de los factores que empezaron a presentar problemas debido a que se hacía necesario encontrar nuevos lugares de almacenamiento para las nuevas entregas. En el caso de Estados Unidos se propuso subarrendar almacenaje para incrementar reservas estratégicas de otros gobiernos.

 

Las enormes pérdidas que la reducción de precios del petróleo ocasionó en los ingresos de los países de la OPEP y de los exportadores de petróleo fuera de la organización, dio lugar a un resurgimiento de los esfuerzos de concertación para reducir las cuotas de producción, a partir del segundo trimestre de 1998. Las coordinaciones se realizaron en el marco de lo que podría denominarse una nueva era en las relaciones de cooperación entre la OPEP y los países productores de petróleo fuera de la organización.

Un rol crucial en estas coordinaciones lo tuvo en esta oportunidad Venezuela, a partir de la llegada del Presidente Chávez en noviembre de 1998. Hasta entonces, existían opiniones polarizadas al interior del gobierno, las mismas que fluctuaban entre quienes proponían una expansión de la producción de petróleo y una ruptura con la OPEP, y de otro lado quienes sostenían que había que realizar los esfuerzos por elevar los precios del petróleo limitando la oferta del mismo. Quienes defendían la primera posición sostenían que los avances tecnológicos constituían una razón primordial que haría que las limitaciones de la oferta del crudo fracasaran en el intento por recuperar los precios.

 

Señalaban además que la oferta de la OPEP no era lo suficientemente dominante como para mantener un firme control sobre los precios, aduciendo que para ello se requería por lo menos de un 70% de participación en el mercado y la OPEP sólo controlaba el 40% del mercado total. El otro sector que propiciaba el incremento de precios mediante la reducción de la oferta, sostenía en cambio que si bien el nivel de producción de la OPEP sólo representaba el 40% del total mundial, ésta concentraba el 80% de las reservas mundiales de petróleo y le confiere una posición estratégica a la organización.

 

La gestión del actual gobierno venezolano se centró en primer lugar en superar el problema del incumplimiento de las cuotas de producción que fijaba la OPEP por parte de los miembros de la organización, especialmente de Arabia Saudita y que provocaba duras críticas de otros miembros de la organización, lo cual le permitido le al país asumir un rol de liderazgo al interior de la OPEP. Lo que se buscaba con estas reuniones era unificar criterios y esfuerzos para lograr que el barril petrolero aumentara a precios más justos lo que se logro en los años siguientes.

DECADA 2000-2011

2000-2001

Los recortes de producción que la OPEP acordó a partir de 1999 logran su objetivo y a principios de 2000 el precio del petróleo supera por primera vez desde 1986 la barrera psicológica de 30 dólares por barril. El grupo se fija en 2000 un objetivo de precios en forma de banda entre 22 y 28 dólares por barril.

El presidente Hugo Chávez partió de Venezuela el día 6 de agosto de 2000 a realizar una gira por 10 naciones pertenecientes a la OPEP, para invitarlos a participar en la II Cumbre de la OPEP, que se llevó a cabo en Caracas entre el 26 y 28 de septiembre del año 2000. Durante ese viaje, se convirtió en el primer mandatario en visitar al presidente de Irak, Saddam Hussein, desde la guerra del Golfo en 1991Estados Unidos y otras naciones industrializadas observaron de cerca la creciente amistad de Chávez con líderes que ellos sancionan y aíslan, como el propio Hussein, Fidel Castro de Cuba y Muammar Gaddafi de Libia. Asi, vigilan sus esfuerzos por mantener el precio del petróleo alto tratando de persuadir a la OPEP de respetar las cuotas establecidas y evitar la sobreproducción.

La OPEP reacciona a los altos precios con aumentos de su producción, pero un fuerte incremento de la demanda, debido a la emergencia de China e India como grandes consumidores, sumado a problemas de producción (el paro patronal en Venezuela a partir de Diciembre de 2002 y la invasión de Irak en Marzo de 2003) provocaron nuevas subidas de los precios.

Es a partir del inicio de la subida de los precios cuando se desencadena una guerra dialéctica sobre la verdadera razón de la excesiva subida que se produjo durante el año 2000. La OPEP defiende un precio del barril de crudo entre los 22 y 28 dólares, pero durante los diez primeros meses del año se pagó en torno a los 30 dólares, llegando en octubre a más de 35 dólares, lo que significó volver a los precios vigentes durante la Guerra del Golfo. Lo que no quedaba claro era la razón por la que los precios no bajaban, dado que la OPEP aumentó su producción en más de 3 millones de barriles diarios para igualar la oferta a la demanda, cediendo a la incesante presión de los gobiernos occidentales. La versión en todos los medios de comunicación se basaba en hablar del “cartel del petróleo” y en su objetivo de influir en los precios fijando cuotas de producción por debajo de la demanda. Incluso la UE se llegó a plantear denunciar a la organización con sede en Viena ante el Tribunal de la Competencia acusándola de manipular los precios.

        

El bombardeo de noticias sobre la inevitabilidad de la escalada de precios era continuo. Los gobiernos occidentales han preferido continuar con su presión directa sobre el aumento de la oferta, y no tomar medidas más dolorosas para su bolsillo como la reducción de los impuestos sobre hidrocarburos, de manera que el temido repunte inflacionista no fuese tan acentuado, y no llegara la augurada recesión fruto de los altos precios del crudo impuestos por sus insensibles productores. Incluso se puso en duda la capacidad de los países productores para satisfacer la demanda real del mercado. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) calculó en marzo del 2000 que la oferta era 4,5 millones de barriles diarios inferior a la demanda. Se hablaba del mayor coste de explotación de los yacimientos que se tendrían que poner en funcionamiento para alcanzar esta cifra, por lo que ese nuevo petróleo llegaría ya más caro al mercado. Con esta retórica cada anuncio de aumento de producción realizado por la OPEP era calificado de insuficiente, por lo que los precios se mantenían invariables.

 

La posición contraria la defendían varios países dentro de la OPEP, sobre todo Irán y Venezuela, que acusan a los actores de la economía occidental de inflar la demanda artificialmente y especular con el precio del crudo, a costa de la imagen de su organización. Hay que recordar que al principio de la crisis las grandes empresas usaron sus reservas destinadas al refino a la espera de una bajada de precios. A la fuerte demanda por la falta de existencias, se le sumó la recuperación del ciclo económico a nivel mundial lo que dio lugar a una gran tensión entre la oferta y la demanda, dando así la razón a los que defendían que los aumentos de los precios se debían más a las rigideces del sector y al aumento puntual de la demanda derivada de la necesidad de recuperar todas las reservas cuanto antes, ya que todas las perspectivas eran negativas en la evolución de los precios.

 

A finales del año 2000 la realidad ha dado la razón a estos últimos. A pesar de encontrarnos en el invierno del hemisferio norte, un momento de máxima demanda, el precio del barril ronda los 25 dólares. Parece que los miedos a la incapacidad de los productores de abastecer los mercados eran infundados, así como el nivel real de demanda en los mercados. Pero la guerra dialéctica lejos de acabar se mantiene. La siguiente discusión sobre el aumento o no de la producción volverá a enfrentar a los distintos bandos dentro de la OPEP. Por una parte Arabia Saudí solicita a sus compañeros a mantener un precio más acorde con las exigencias de EEUU, o Venezuela e Irán que apuestan por reducir nuevamente la producción para mantener el precio del crudo en torno a los 25 dólares, sobre todo pensando en la llegada de la primavera y el consecuente descenso de la demanda.

 

La capacidad de la OPEP para resistir las presiones y salvar la manipulación exterior será fundamental para que mantengan un mínimo control sobre los precios del crudo. Por otra parte, la (EIA) atribuyó la caída de precios del 2001 a la sobreproducción de la OPEP y a la recesión de la economía norteamericana, agravada por el ataque terrorista del 11 de septiembre contra Nueva York.

 

La eventual reducción de la demanda por petróleo como consecuencia de ello, y diversos estudios de instituciones de los países miembros de la OPEP señalan que en el 2001, los precios del petróleo se verán presionados a la baja ya que la finalización de la temporada invernal se espera menos severa a lo previsto, fueron algunos de los motivos que dieron lugar a una reducción significativa de los precios del petróleo. Estos pasaron de 31.5 dólares por barril a mediados de noviembre del 2000, a 21.5 dólares por barril a mediados de enero del 2001, lo que colocó el precio por debajo del límite inferior a los 22 dólares por barril establecido en el mecanismo de banda de precios. Ello dio a que los directivos de la organización establecieran una reducción de sus cuotas de producción por un total de 1,5 millones de barriles diarios durante la 113ava. Reunión Extraordinaria de la Conferencia de Ministros de la OPEP realizada el 17 de enero del 2001.

2002

A partir de enero de 2002 los precios comenzaron a subir, debido a los recortes en el techo de producción de la OPEP, la tensión política de Venezuela, la posibilidad de una nueva guerra en Medio Oriente, un invierno inusualmente frío y el agotamiento de inventarios en los Estados Unidos y el incremento en la demanda de las economías emergentes de China y Japón.

 

Específicamente para Venezuela el año 2002 fue de múltiples eventos, ya que el presidente comienza a manifestar alianzas estratégicas con países latinoamericanos y otros países como la India, China y Japón. La organización continúa creciendo y esto fue muy importante ya que sigue creciendo la comercialización.

 

El Sabotaje contra la Industria Petrolera Nacional (El Paro Petrolero). El acontecimiento más relevante y dramático ocurrido durante toda la historia de la industria petrolera venezolana ha sido sin dudas el sabotaje cometido contra PDVSA entre diciembre del año 2002 y enero de 2003.

 

Las acciones del sabotaje petrolero consiguieron restringir, entre otras actividades, la producción de combustibles aeronáuticos, gasolina, gasoil, así como el transporte desde los centros de producción o refinación hacia los centros de suministro comercial. Durante diciembre de 2002 y los primeros meses de 2003, el sabotaje petrolero promovido por sectores antinacionales trajo como consecuencia una disminución abrupta de las principales actividades económicas del país y secuelas tanto para la corporación como para la sociedad venezolana. Estudios del Ministerio de Finanzas y el Banco Central de Venezuela señalan los siguientes datos:

  • El monto de las pérdidas por ventas no realizadas llegó a 14.430 millones de dólares aproximadamente, lo cual motivó una disminución de un monto cercano a 9.998 millones de dólares en la capacidad contributiva de PDVSA y sus filiales al fisco nacional.

 

Esto limitó la capacidad del Ejecutivo Nacional para la ejecución de sus Planes y programas.

2003

El 2003 comenzó con el fin de una huelga petrolera en Venezuela y el inicio de otra guerra en Irak el (19 de marzo). La guerra, sin embargo, no provocó inicialmente un incremento en los precios porque no afectó la infraestructura petrolera de Irak. La OPEP, preocupada por una posible caída en la demanda de petróleo y por la devaluación del dólar frente al euro, anunció formalmente el retiro de 900.000 barriles diarios en septiembre de 2003 y de 900.000 más en abril de 2004. Tal medida, junto con la reducción de la oferta de los demás productores de petróleo, se tomó con la intención declarada de asegurar la “estabilidad” del mercado. A pesar de haber tenido en cuenta el mejoramiento esperado de la economía global y la proximidad del invierno en los países del norte, la reducción se decidió para enfrentar el continuo incremento en la oferta de los no-OPEP, la recuperación de la producción iraquí y de los inventarios de petróleo mantenidos por los países consumidores. Sin embargo, el crecimiento de la economía china, la llamada “prima” del terror (entre $5 y $10 por barril), el agotamiento de los inventarios de los países consumidores y la especulación en los mercados de futuros llevó el precio del crudo por encima de los $50 por barril en octubre a pesar del incumplimiento de las cuotas asignadas y del incremento del techo a 27 millones de barriles diarios prometido para noviembre.

 

En esta situación, diversos analistas consideraron que la capacidad excedente de los miembros de la OPEP se había agotado, y que incluso Arabia Saudita podría tener problemas para responder rápidamente a un nuevo incremento en la demanda.

 

El incremento para el nivel de demanda mundial viene dado en un 55% de los cuales el 34% está dado por 2 factores de la economía emergente que son China y la India, EE.UU 21% y Rusia 12% junto a otros países. Pero realmente el elemento importante, fue el crecimiento galopante de la economía mundial, que no paraba en anunciar que venía un buen crecimiento.

 

En diciembre de 2003 finaliza una fase de fuerte crecimiento de la producción durante ese año. Esta fecha se corresponde con el cenit de la producción de los países no-OPEP y no-FSU (ex-Unión Soviética). Significa que la producción mundial de crudo fuera de los países de la OPEP y de las repúblicas de la antigua URSS llegó a su cenit en diciembre de 2003. A partir de esa fecha, se hace necesario contar con los grandes exportadores, la OPEP y la ex-URSS para poder incrementar la producción mundial. Diciembre de 2003 es consecuencia de diciembre 2001, la fecha en la que la producción de los países de la OCDE comenzó su declive. Dos años después de su cenit, la OCDE arrastra tras los pasos de su declive al resto de la producción mundial, exceptuando a los grandes exportadores.

2004

En el 2004, la OPEP trata de subir la producción con el objeto de tratar de que los precios no tuvieran una escalada pronunciada, pero esto no resulta así, ya que por el contrario continua un efecto con adverso y siguen incrementándose la demanda mundial y los precios continúan subiendo.

 

En el 2004, la capacidad de Arabia Saudita y de Rusia para expandir su producción a futuro parece más importante que la de los demás productores de petróleo, pertenezcan a la OPEP o no. El resto de los países, sin embargo, presionan por lograr resultados diversos. Venezuela y otros productores, por ejemplo, proponen una nueva banda de precios que se ubique entre $30 y $35 por barril y se oponen a un incremento en el nivel de producción de la OPEP, por temor a que Arabia Saudita obtenga una cuota de mercado demasiado alta. Otros, como Argelia, se manifiestan de acuerdo con la eliminación del régimen de cuotas. Muchos de ellos, de hecho, las han ignorado durante los últimos meses.

 

Aparte de las promesas de Arabia Saudita de incrementar su capacidad de producción y suplir al mundo por “70 años o más”, el futuro del mercado petrolero parece que será determinado por al menos tres aspectos. Primero, el crecimiento de China, que se considera inestable e impredecible. Segundo, la capacidad de expansión de la industria petrolera rusa, cuya producción adicional en los últimos años ha superado la producción anual total de Venezuela y ha tomado parte de la cuota de mercado de la OPEP, gracias en parte a la introducción de nuevas tecnologías por inversionistas extranjeros. Dicha capacidad parece tender, sin embargo, a agotarse. Tercero, el “sentimiento” con respecto al mercado petrolero que mantengan los especuladores en los mercados de futuros. Si los especuladores que apuestan por un alza de precios temieran una caída, posiblemente se retirarían en masa y eso presionaría el precio del petróleo a la baja. Eso no dependería únicamente de la capacidad de los productores o las demandas de los consumidores, sino del impacto del terrorismo sobre ambos.

 

Para octubre de 2004, la Agencia Internacional de Energía supone que durante los próximos 25 años el petróleo seguirá siendo la principal fuente energética, que la mayor parte provendrá de unos diez países, principalmente de los miembros de la OPEP que se encuentran en el Medio Oriente, y que por ello crecerá la dependencia de los importadores de crudo. Reconoce como una posibilidad que los países de la OPEP presionen los precios al alza, estimulando la búsqueda de sustitutos, nuevas tecnologías y la apertura de nuevos campos. No deja de ser paradójico que en este contexto sea el presidente de la OPEP quien solicite a los Estados Unidos que “utilicen sus reservas de crudo para ayudar a enfriar los precios” y a los miembros de la OPEP que aumenten su extracción “para indicar al mercado de que no estamos escasos de suministros”.

 

 

2005

El 2005, Es un año de mucha tensión en el mercado internacional energético, sobre todo por la cantidad de grandes países productores de petróleo como Venezuela, Irak, Nigeria y Rusia, el cual presentan inestabilidades políticas. Por otro lado, las huelgas en los países como Nigeria productores y no productores de la OPEP, todo esto hacen que los precios del petróleo continúen su escalada. Vemos de esta forma como el mercado petrolero mundial no logra saber con exactitud cuál sería el nivel de producción acertado para satisfacer la demanda mundial. Sin embargo, El fuerte encarecimiento del petróleo en los últimos tres años ha provocado que los países que integran la OPEP más Rusia hayan obtenido desde 2003 hasta 2005 unos ingresos extras de 785.000 millones de dólares (654.000 millones de euros).

 

2006

Para el año 2006, con una parte muy complementaria para los mercados venezolanos y saber cuál sería la banca estabilizadora de los precios del mercado, aún cuando los precios podían subir a corto plazo podía suceder una variación en los precios. Una banda podía estar entre 34 dólares para el mercado, pero para otros países sería que una banda de podría estar en 50 dólares ya que todavía la podía soportar la economía mundial, sin embargo, Arabia Saudita con una gran disponibilidad física de crudo liviano estaba un poco preocupada por la alta facturación, pero al resto de los países les interesaba mantener niveles altos de dinero ya que convendría para cancelación de deudas públicas y deudas externas. Vemos entonces que, estos países no logran cumplir con compromisos de explotación ajustándose a los niveles económicos.

El escenario del 2006 fue  muy preocupante ya que la Agencia Internacional de Energía y el Departamento de Energía de los EE.UU., dicen que los países europeos estaban muy preocupados por lo que podía repercutir en el mercado petrolero mundial. A pesar de esto, no es fácil revertir el mercado mundial de petróleo y decir cuál sería lo más próximo o predecirlo con exactitud, recuerden que estas variables no controladas por la OPEP son variables que no descartan los factores típicos. Las elecciones presidenciales, decisiones macroeconómicas que puedan afectar bloques enteros, estimaciones de reserva o potencialidades que muchas veces pueden ser más bajas, por tierra las regulaciones ambientales, que hacen cambiar los factores y objetivos oportunos energéticos que ocurren a nivel mundial, todos estos factores no controlados y todas estas variables no estabilizadoras hacen que sea difícil de predecir con exactitud cuál sería precio y la condición más acertada.

 

2007

A principios de 2007 el gobierno de Ecuador anunció la posibilidad de regresar a la organización. La OPEP vivió su primera ampliación en 30 años en enero de 2007. Cuando Angola se convirtió de forma oficial en el duodécimo socio del grupo, tras pedir su ingreso en la reunión de la OPEP en Abuya (Nigeria) de diciembre de 2006 y haber sondeado al grupo en la reunión de Caracas (Venezuela) de ese mismo año.

El presidente Hugo Chávez ha desempeñado un papel protagónico detrás de las actuales alzas del petróleo. Cuando se convirtió en presidente, cambió la tradición de Venezuela de ignorar e incumplir las cuotas de la OPEP y redujo la producción de crudo para fortalecer los precios. En la cumbre de noviembre de 2007, Chávez llamó explícitamente a convertir a la organización como agente político, así como sustituir el dólar estadounidense como referencia para la venta del crudo, sugerencia apoyada Rafael Correa, presidente de Ecuador (cuyo país reingresaba a la organización) y sobre todo el líder iraní Mahmud Ahmadineyad.

El crudo alcanzó prácticamente los 80 dólares por barril en el verano-invierno de 2006. A mediados de Julio de 2007 el valor se sitúa por encima de los 72 dólares por barril. Desde Octubre de este año se sitúa por encima de los 90 dólares por barril.

2008

En 2008 el Gobierno de Indonesia anuncia que se desliga de la Organización, []hasta ahora era el único país del sudeste asiático, sin embargo seguirá siendo miembro hasta fines de año. Dejaría abierta la alternativa de regresar a la OPEP si logra aumentar su producción.

Para el 2008, las naciones que forman parte de la OPEP ingresaron en la primera mitad de año unas ganancias similares a las que registraron en todo 2007 gracias al incremento de la producción y al fuerte encarecimiento del precio del petróleo. El shock petrolero de 2008 se enmarcó dentro del agravamiento de la crisis financiera mundial que se inició en Estados Unidos. Se transmitió casi simultáneamente a todos los países industrializados y generó un proceso recesivo en la economía mundial. Ha venido afectando progresivamente a los emergentes y en vías de desarrollo, lo que redujo la demanda real de condominio. Esto se reflejó en la caída de los precios.

 

La crisis que se vivió a finales de 2008 afectó a las economías asiáticas, reduciendo la velocidad de la demanda global de petróleo.

 

Fuerte subida. Pese a la estrepitosa caída del segundo semestre, el crudo cerró  con una fuerte subida en su valor medio: al 30 de diciembre, el precio medio del barril de la OPEP superó los 94 dólares, mientras que en todo 2007 fue de 69,10 dólares.

2009

La OPEP inicia el año 2009 con la entrada en vigor de un recorte histórico de su oferta de crudo para apuntalar el reciente desplome de los precios y mantuvo inalteradas sus previsiones de consumo de crudo para 2009, un “annus horribilis” para los mercados petroleros, en el que la demanda se reducirá un 1,62 por ciento respecto a 2008, hasta quedar en 84,31 millones de barriles al día (mbd). “El año 2009 fue uno de los peores, no sólo para la economía mundial, pero también para la demanda global de petróleo”, sentencia el grupo petrolero en el informe publicado en Viena, el último antes de la reunión que la organización celebra el día 22 de diciembre en Angola y donde podría reajustar el nivel de su oferta.

 

La OPEP recuerda que, pese a que el consumo se ha recuperado en el último trimestre gracias a la mejora de la economía, la previsión de la demanda para 2009 refleja aún una contracción del 1,6 por ciento (ó 1,4 mbd) respecto a las cifras de 2008.

 

Ese hundimiento del consumo de crudo es el mayor interanual registrado desde 1982 y se ha debido principalmente a la caída en picado de la demanda en Estados Unidos, Europa occidental y los países ricos de Asia.

 

 

La OPEP se refiere al ritmo y al momento de recuperación económica en los países industrializados como otro posible lastre, e incluso el clima puede tener un papel esencial. “Un tiempo cálido puede retirar 200.000 barriles diarios sobre el previsto consumo de fuel para calefacción”, recoge el informe. Además, la OPEP también previene sobre el efecto negativo que tendrá el aumento del uso de biocombustibles sobre el consumo de combustibles fósiles.

En concreto, la OPEP se refiere a los efectos adversos que tendría la ejecución de los planes para implantar en Estados Unidos un combustible de automoción con un 15 por ciento de etanol.

 

Por otra parte, las estimaciones de la OPEP proyectaron que en 2010 la demanda de crudo se ubicaría en 85,1 millones de barriles diarios, lo que representaba un incremento de 1%, atribuido al crecimiento económico de China e India. “Tras dos años de fuerte baja, la demanda mundial de petróleo debe volver a crecer este año, con un alza de 0,8 millones de barriles diarios (mbd) hasta los 85,1 mbd. El crecimiento esperado estará liderado por los países emergentes, con China e India a la cabeza, ya que la demanda debería continuar cayendo en las naciones más ricas del mundo”, indica el informe de la OPEP, reseñado en la página web de la Asamblea Nacional.

 

 

2010

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que se ha reunido en Ecuador, ha decidido no aumentar la producción pese a la petición que  le realizó la Agencia de la Energía (AIE). El ministro ecuatoriano de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor, ha sido el encargado de comunicar la decisión acordada en una reunión en la que no ha habido consenso sobre el precio que debería alcanzar el barril. El brent, crudo de referencia para dos tercios de las transacciones mundiales, se sitúa actualmente por encima de los 90 dólares, un nivel inédito en más de dos años, tras haberse mantenido entre los 70 y 80 dólares durante todo el año.

Para contrarrestar el aumento de los precios, la AIE aconsejó ayer a la OPEP que aprovechara la reunión de hoy para anticiparse a la presión de los mercados y ampliara la producción. Sin embargo, países como Venezuela, Libia e Irán se mostraron a favor de que el crudo suba hasta los 100 dólares el barril, mientras el principal productor, Arabia Saudí, apoyó un precio de entre 70 y 80 dólares, por debajo del actual. El cartel de exportadores, que produce el 40% del crudo mundial, decidió en diciembre de 2008 fijar en 4,2 millones de barriles diarios su producción para parar la caída libre del precio.

Para el día 06 de junio de 2010, los precios del petróleo bajaron ligeramente en el mercado asiático, después de las fuertes alzas registradas en los últimos días. Por otra parte, el crudo estadounidense del tipo de referencia West Texas Intermediate (WTI) para entrega en febrero se cotizaba a 82,69 dólares el barril (159 litros), 49 centavos menos que al cierre del mercado el miércoles, reseñó DPA.       El petróleo Brent del mar del Norte, de referencia en Europa, se abarató 51 centavos, para situarse en 81,38 dólares. Los operadores en el mercado atribuyeron los descensos sobre todo a la retirada de beneficios por parte de los inversores.

 

Pese al peso de la deuda pública en algunos países de Europa, que ha asustado a los mercados todo el año, el crecimiento mundial se ha acelerado y con ello el consumo de energía. Tanto la OPEP como la AIE han elevado sus previsiones de demanda de petróleo en 2010 y 2011.

2011

Si el precio del barril de petróleo se mantiene por encima de los 100 dólares la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logrará unos ingresos récord de un billón de dólares (709.305 millones de euros) por sus exportaciones de crudo, según los cálculos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Las revueltas en los principales países árabes exportadores de petróleo, principalmente en Libia, han contribuido a que el barril de crudo dispare su precio por encima de los 100 dólares.

LA PRIMERA VEZ EN LA HISTORIA

“Sería la primera vez en la historia en que los ingresos por venta de petróleo de la OPEP alcanzasen el billón de dólares, principalmente por los altos precios del crudo y el aumento de la producción, dice Birol, quien destaca los “sustanciales esfuerzos” de Arabia Saudí para calmar los mercados mediante el aumento de la producción, impidiendo así una mayor escalada de los precios.
No obstante, el representante de la AIE apunta que estas cifras no tienen en cuenta el impacto de la inflación, por lo que señala que “dependiendo del ajuste elegido la cifra de 2008 podría resultar ligeramente superior”.
Varios países de la OPEP están empleando los beneficios obtenidos por el mayor precio del crudo en elevar el gasto público para contrarrestar la erupción de disturbios y revueltas sociales. De hecho, Arabia Saudí ya ha anunciado un plan de medidas económicas por importe de 129.000 millones de dólares (91.530 millones de euros), de los que 35.000 millones de dólares (24.835 millones de euros) corresponden a 2011.

La OPEP podría aumentar en 2011 su producción de crudo para responder al incremento de la demanda provocado por la reactivación económica mundial, dijo Riad el ministro saudita de Petróleo, Ali al Nuaimi.

Al Nuaimi, cuyo país es el primer exportador mundial de crudo, se mostró muy esperanzado sobre la situación económica mundial, y afirmó que la demanda mundial de petróleo debería aumentar un 2% en 2011. También se mostró optimista respecto a la estabilidad de los precios y del mercado.

Al Nuaimi consideró que “la demanda mundial en alza” podría llevar a la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) a aumentar en consecuencia este año sus cuotas de producción.

Sin embargo, rehusó responder a los periodistas que le preguntaban si la OPEP prevé un alza inmediata de la producción, en momentos en que los precios se han acercado a 100 dólares el barril en enero, lo que generó la alarma en la Agencia Internacional de Energía (AIE).

“La política de la OPEP es de responder a cualquier aumento de la demanda para mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda”, afirmó el ministro.

El precio del crudo superó los 111 dólares durante la jornada y son cada vez más los temores que asaltan al mercado: preocupa que Libia suspenda sus envíos; inquieta sobremanera que las revueltas se extiendan a otros grandes productores como Argelia, Irán y Arabia Saudí; y añade incertidumbre el hecho de que los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a la que pertenecen los cuatro países citados, no hayan anunciado ya un aumento de la producción para compensar la posible escasez.

En el seno de la OPEP -responsable del 45% de la producción mundial de crudo y propietaria del más del 70% de las reservas-, hay un debate abierto sobre la necesidad de aumentar la extracción para compensar la falta de crudo libio. Irán y Venezuela se oponen tajantemente, mientras que Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudí no descartan la medida. La lucha, como siempre, está entre los halcones antiamericanos, como se conoce a los dos primeros, y las palomas del Golfo, mote para los segundos. En Riad se reunieron ayer los 12 países de la OPEP y 28 países consumidores de petróleo, entre ellos los de la UE, China, India y Brasil; y se firmó un acuerdo para que el mercado petrolero sea más transparente y estable. Y aunque no hubo un pacto sobre precios, transcendió que el reino saudí, la mayor potencia petrolera del mundo, está a favor de estabilizar el coste del barril entre los 70 y 80 dólares.

La próxima reunión de la OPEP para analizar las cuotas de producción está prevista para junio en la sede de Viena y, de momento, tanto venezolanos como iraníes se resisten a convocar una sesión extraordinaria en vista de la crisis libia y su posible propagación a otros países miembros. Teherán insiste en que el flujo de crudo libio no se ha interrumpido. Prueba de ello es que ayer un buque-tanque cargó 600.000 barriles en dos puertos libios, los de Zawia y Es Tsahalis, según informó a la organización el armador griego propietario del navío. Pero el mercado cree que este barco puede ser el último, ya que las informaciones tanto de la agencia Reuters como de medios árabes afirman que las autoridades del país ya han dicho que por fuerza mayor no podrán cumplir con los contratos de envío suscritos.

Mientras crece la especulación acerca de quién será el próximo país de la OPEP en ser arrollado por la ola de cambio en el mundo islámico, todas las miradas se dirigen hacia Arabia Saudí, el país que tiene la llave de la espita del crudo mundial. Riad puede compensar rápidamente cualquier amenaza de desabastecimiento y sus socios del golfo Pérsico, Kuwait y Emiratos Árabes, también. Sin embargo, los conatos de protesta que ya ha vivido el reino y la convocada para el 11 de marzo, añadidos al hecho de que el rey regresó al país con un paquete de generosos estímulos económicos para mitigar el descontento popular, alientan la idea de que la dinastía de los Saud no las tiene todas consigo para mantenerse en el poder tan cómodamente como desde la fundación del reino en 1932. De momento, la protesta resuena muy cerca: en Yemen y Bahréin.

Con el petróleo a 115 dólares el barril, 20 dólares más caro que hace dos meses, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se plantea medidas. Los grandes productores analizan la situación del mercado del crudo para determinar si deberían celebrar un encuentro extraordinario previo al fijado para junio en Viena, según explicó ayer el ministro de Energía de Catar, Mohammed Saleh al-Sada, quien, sin embargo, agregó que no existe escasez de suministro de crudo en el mercado.

Los precios del petróleo repuntaban ayer al máximo en dos años y medio por las preocupaciones sobre la alteración del abastecimiento de Libia, donde una revuelta contra el líder Muamar el Gadafi ha provocado una fuerte caída de la producción de la nación, integrante de la OPEP.

La OPEP en este año tuvo un ingreso de alrededor de 1,02 billones de dólares, lo que representó un alza de 33% respecto a los resultados del  2010. En cuanto a los ingresos per cápita  se ubica en 2.683 dólares por cada habitante de los miembros de la organización.

2012

Demanda Petrolera

Para este 2012, los precios del petróleo han sufrido muchos ya que mundialmente nos hemos enfrentado a situaciones políticas  o económicas  que han repercutido en todo el mundo haciendo que los precios del crudo sufran considerablemente.

Esto como consecuencia de la situación Económica que azota Europa iniciada por  Grecia, extendiéndose a Italia, España, Portugal y más recientemente a Holanda y el Reino Unido. Si bien no se puede hablar de una recesión de los países asiáticos, si está presente una disminución apreciable del crecimiento económico de estos países. Esta situación  conforma un escenario de consumo de petróleo de menor volumen de los originales.  

 

La OPEP mantuvo su meta de producción de petróleo en 30 millones de barriles por día (b/d), dijeron delegados, sin poder hacer nada más que pedir al mayor productor del grupo, Arabia Saudí, recortar su bombeo unilateralmente para frenar la caída en 30 dólares de los precios del crudo.
La mayoría de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo pidió que Arabia Saudí recorte su bombeo para sostener los precios del petróleo a 100 dólares el barril

El precio de la cesta de referencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) bajó el jueves  14 de Junio de 2012 a 95,22 dólares por barril desde los 95,56 dólares de la sesión anterior.

La ligera caída de 34 centavos, o 0,35% se dio en el día que el grupo decidió mantener en 30 millones de barriles por día su cuota de producción, lo que deja en manos de Arabia Saudí la responsabilidad de retirar del mercado aproximadamente 1,6 millones de b/d para cumplir con dicha meta y proteger los precios   

La cesta incluye 12 tipos de crudo: el argelino Saharan   Blend, el iraní Iran Heavy, el iraquí Basra Light, el Kuwait Export, el libio Es Sider, el nigeriano Bonny Light, el Qatar   Marine, el saudita Arab Light, el Murban de los Emiratos Árabes  Unidos, el Merey de Venezuela, el angoleño Girassol y el Oriente de Ecuador.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo acordó el 14 de Junio de 2012 mantener el límite de 30 millones de b/d de producción. Badri dijo que eso implicaría reducir el actual bombeo en 1,6 millones de b/d         b

“Tenemos un exceso de producción de 1,6 (millones de barriles b/d), ahora decidimos sacar 1,6 y quedarnos con los 30 millones”, dijo. “Todo el mundo va a respetar eso”, agregó. “Tal vez esto empezará en algún momento de julio. Se necesita un poco de tiempo”, acotó de acuerdo a las declaraciones recogidas por         Reuters.

La OPEP no ha impuesto cuotas individuales a sus miembros dentro del acuerdo de producción de 30 millones de barriles diarios, cifra que había sido fijado en su reunión en diciembre.

Pero Badri, dijo que los miembros del grupo, con excepción de Irak y Libia, tenían sus propias asignaciones de bombeo basadas en la producción del grupo en noviembre, acordadas en la reunión de fines del año pasado.         
Irak no ha sido incluido en los acuerdos de producción de la OPEP durante años, pero ahora es parte de la meta general de 30 millones de b/d y está incrementando la oferta. La producción de Libia todavía se estaba recuperando después de haber estado virtualmente paralizada durante una guerra civil del 2011.

Arabia Saudí, el mayor productor de la OPEP, dijo que va a cumplir con el nuevo acuerdo, pero no precisó si reduciría su bombeo. Riad ha estado produciendo por varios meses alrededor de 10 millones de barriles por día (b/d), un máximo de 30 años, y es el gran responsable de que la cuota del grupo supere los 30 millones de          b/d.

El ministro de Petróleo saudita, Ali al-Naimi, dijo que el reino estaba comprometido con la estabilidad del suministro de petróleo y con evitar la escasez. “La idea es que no haya ninguna escasez en el mercado del petróleo”, dijo a periodistas. “Esa ha sido la política de Arabia Saudí todo el tiempo, para gestionar la estabilidad del mercado del petróleo, manteniéndolo en equilibrio”.

Esto no ha gustado al ala dura de la OPEP, como Irán, cuya producción ha caído a un mínimo de 20 años, según fuentes secundarias, debido a las sanciones occidentales contra su programa nuclear.

Para  Mayo de 2012 la OPEP anuncio que su intención de mantener los niveles actuales de producción, descartando  las presiones internas de diversos países consumidores por un incremento en los niveles de producción. Aunado a esto un crecimiento significativo en la producción de los Estados Unidos de América a 6 millones de barril diarios.

El precio de la cesta de referencia de OPEP cayó a 105,16 dólares por barril desde 107,10 anterior a la caída. La pérdida fue de 1,94 dólares o 1,81%. 

Venezuela  no ha sido inmune  a la crisis tanto así que en la tercera semana  del mes mayo el crudo perdió $12,4   y promediar  los 101.63 dólares. En la actualidad Venezuela  produce tres millones de barril de petróleo diarios según datos oficiales aunque la OPEP sostiene que la oferta de crudo en el país es de 2.3 mbd.  El  reservorio de petróleo en el país es de  296.500 millones de barriles por encima de las de Arabia Saudita, el país con mayor capacidad de refinación. En marzo pasado las autoridades venezolanas informaron que esta cifra aumento a 297.570 millones.

Para la tercera semana del mes de Junio de 2012 el precio del petróleo se encuentra en WTI máximo de 85,02 dólares, y mínimo de 84,57 dólares. BRENT máximo de 98,00 dólares, y mínimo de 97,70    

CONCLUSIÓN 

Se puede decir que La fuerza dela OPEPrepresenta una oportunidad única para los países en vías de desarrollo, pero esta fuerza se debe basarse en una política de producción extensa, así como en la resultante acumulación de activos líquidos netos.

 

Así mismo, la organización ha mantenido al paso del tiempo, una razonable  cohesión  con las diferencias y discrepancias ideológicas, políticas, religiosas y  culturas de los países miembros que la conforman y ha enaltecido el negocio colocando el petróleo por encima de las diferencias naturales del mundo en que vivimos.

Podemos concluir que, la OPEP  ha demostrado que  es una organización necesaria para el mantenimiento del equilibrio del mercado petrolero; y creemos que lejos de desaparecer en un futuro, esta organización puede transformarse  y asumir nuevas posiciones geopolíticas e ideológicas.

BIBLIOGRAFÍA

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ü  www.opec.org

ü  http://www.pdvsa.com/

FECHAS DE PARCIALES – 5TO SEMESTRE ECONOMÍA MINERA Y PETROLERA

  • 4 DE JULIO DEL 2012 

TEMAS 

MERCADO INTERNO

REFINACIÓN

  • 11 DE JULIO DEL 2012

TEMAS

INTERNACIONALIZACIÓN ( MERCADO EXTERNO )

OPEP

  • 13 DE JULIO DEL 2012

TEMAS

RESTRUCTURACION DE PDVSA

COMPLEJO PETROQUIMICO DE MORON 

COMPLEJO PETROQUIMICO EL TABLAZO 

PETROLEOS DE VENEZUELA S.A (PDVSA)

Creación de PDVSA

       El Decreto 1.123 del Ejecutivo Nacional, de fecha 30 de agosto de 1975, crea a Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima, como casa matriz de la industria petrolera nacional. La Ley de nacionalización preveía en su artículo sexto la constitución de PDVSA, casa matriz encargada de las labores de planificación, coordinación, supervisión y control de las actividades de las empresas filiares operadoras.

     Con anterioridad a enero de 1976, PDVSA entra en funciones con el trascendente propósito de garantizar una transición ordenada y sin traumas hacia el manejo de la industria nacionalizada.

   Su estructura organizativa está integrada por un directorio nombrado por Decreto Presidencial y diversas coordinaciones funcionales encargadas de controlar y coordinar las diversas actividades operativas de las filiales para cada función específica.

 

Organigrama de 1976 de PDVSA

-       Amoven                        -Taloven

-       Bariven                         – Vistaven

-       Boscaven                      – CVP

-       Deltaven

-       Guariven

-       Lagoven

-       Llanoven

-       Maraven

-       Meneven

-       Palmaven

-       Roqueven

 

 

Presidentes

La siguiente es una lista de los presidentes que ha tenido Petróleos de Venezuela desde el inicio de sus operaciones en 1976:

Presidente

Periodo

Rafael Alfonzo Ravard

Enero de 1976 – marzo de 1983

Humberto Calderón Berti

Marzo de 1983 – febrero de 1984

Brígido Natera

Febrero de 1984 – octubre de 1986

Juan Chacín Guzmán

Octubre de 1986 – Marzo de 1990

Andrés Sosa Pietri

Marzo de 1990 – Marzo de 1992

Gustavo Roosen P.

Marzo de 1992 – Marzo de 1994

Luis Giusti López

Marzo de 1994 – Febrero de 1999

Roberto Mandini

Febrero de 1999 – Agosto de 1999

Héctor Ciavaldini

Agosto de 1999 – Octubre de 2000

Guaicaipuro Lameda Montero

Octubre de 2000 – Febrero de 2002

Gastón Parra Luzardo

Febrero de 2002 – abril de 2002

Alí Rodríguez Araque

Abril de 2002 – octubre de 2004

Rafael Ramírez Carreño

Noviembre de 2004 -

Objetivos Primarios

Ser una empresa nacional integrada, confiable y en expansión.

Frenar la declinación de los yacimientos tradicionales.

Mejoramiento de la producción de crudos pesados.

Explorar nuevas áreas, incluyendo zona costafuera.

Desarrollar programas de producción secundarios de  crudos, a base de inyección alternativa o continua el vapor.

Perforación adicional de pozos (interespaciados), rehabilitación y reacondicionamiento de pozos.

Orientar las exportaciones de crudos y productos hacia nuevos clientes.

Desarrollo de la faja del Orinoco.

Cambios de patrón de refinación.

Autosuficiencia financiera.

No politización.

Desarrollo de un Programa de Internacionalización de la industria.

Apoyo a la utilización y consumo de productos, equipos y servicios de origen nacional.

Garantizar el suministro continuo y seguro de hidrocarburos al mercado interno.

Mejoramiento de la educación, desarrollo y formación del personal en las labores y objetivos propios de la industria petrolera.

Identificación de la industria con las áreas y comunidades donde realiza sus actividades.

 

 

 

 

Breve Resumen de Hechos Resaltantes de Periodo 1975 – 1980:

 

1976: Inició operaciones con 14 sociedades anónimas que sustituyeron a las 22 compañías concesionarias: Amoven, Bariven, Boscanven, CVP, Deltaven, Guariven, Lagoven, Llanoven, Maraven, Meneven, Palmaven, Roqueven, Taloven y Vistaven.

 

1976: Inicia sus actividades el Instituto Tecnológico Venezolano de Petróleo, Intevep. Su antecesor fue el Invepet y se crea el Instituto Nacional de Adiestramiento Petrolero y Petroquímico, Inapet.

 

1976: Comenzaron actividades las oficinas de Petróleos de Venezuela en New York, Houston y Londres. Venezuela mantiene su imagen y reputación internacional que ostentaba Venezuela como País abastecedor confiable, responsable y seguro.

 

 

En diciembre de 1976: tiene lugar la primera reestructuración importante con el proceso de racionalización de la Industria reduciendo las 14 operadoras petroleras a 7 Grupos en una primera etapa de coordinación: CVP (Boscanven), Deltaven, Lagoven (Amoven), Llanoven (Bariven), Maraven (Roqueven), Meneven (Taloven, Vistaven, Guariven) y Palmaven.

 

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 1977 Se inició el programa de renovación y ampliación de la flota petrolera con cuatro barcos (la flota petrolera venezolana contaba apenas con 12 buques en 1976) y se puso en marcha el Proyecto de modificación del patrón de Refinación de la Refinería de Amuay (MPRA), de Lagoven.

Este mismo año continuó la etapa de racionalización de la industria con la reducción de siete a cinco compañías  coordinadoras: CVP (Deltaven), Lagoven, Llanoven (Palmaven), Maraven y Meneven.

 

En marzo de 1978: el Instituto Venezolano de petroquímica se convirtió en filial de PDVSA bajo la razón social de Pequiven.

 

En enero de 1979: se integraron las cinco compañías coordinadoras en cuatro filiales: Corpoven (Llanoven, CVP), Lagoven, Maraven y Meneven.

 

También en 1979: el Ministerio de Energía y Minas y la Industria Petrolera y Petroquímica Nacional elaboraron el informe “Programa Integral de Evaluación y Estudios de Planificación para el Desarrollo de la faja del Orinoco”. El área general fue dividida en cuatro grandes bloques: Cerro Negro, Hamaca/Pao, Zuata y Machete/Gorrín y fueron asignados a Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven, respectivamente.

 

Conviene acotar que con la crisis iraní en 1978 y eventualmente la caída del Shá de Irán hubo un incremento en las exportaciones de crudo en 1979. Cabe destacar también que entre 1974 y 1978 Venezuela triplicó su deuda externa y a pesar de la consolidación de su principal industria el nivel de endeudamiento continuó durante 1979-1982.

 

Julio de 1980: Se creó la empresa Bariven para coordinar mejor las actividades de adquisición y suministros de equipos y materiales por su naturalezas debe ser comprado en el exterior.

Agosto 1980: México y Venezuela firmaron el programa de cooperación energética de centro America y el caribe, llamado acuerdo de san jose.

 

 

 

Breve Resumen de Hechos Resaltantes de Periodo 1981 – 1985:

 

Inicio de la Internacionalización de la Industria Petrolera Venezolana

 

1982: La internacionalización es un programa estratégico de inversiones de largo plazo, encaminadas a integrar verticalmente a través de la propiedad directa de activos, las actividades de exploración y producción de petróleo de PDVSA en Venezuela con las actividades de refinación, distribución, almacenamiento y mercadeo al detal de productos petrolíferos en algunos países que se cuentan entre los consumidores de petróleo más importantes del mundo.

 

En 1985 por convenio de arrendamiento entre Venezuela y las Antillas Neerlandesas, el complejo de refinación y la terminal de embarque en la isla de Curazao fueron asignados a Refinería Isla, S.A., nueva filial de PDVSA.

 

Hechos resaltantes de PDVSA en periodo 1986 1990:

 Febrero y Septiembre 1986: PDVSA adquirió el 50 por ciento de CITGO, subsidiaria de la Soutland Corporation de Dallas, Texas (Febrero y Septiembre 1986). La compra incluyó el 50 por ciento de propiedad sobre el complejo de refinería en Lake Charles, Louisiana.

 

 Febrero 1986 .Se firmó carta de intención para la adquisición del 50 por ciento de la refinería de la Champlin en Corpus Christi-EE.UU., y también sus sistemas de distribución.

 

Junio 1986, PDVSA adquirió el 50 por ciento de AB Nynäs Petroleum, filial del grupo Axel Johnson, de Suecia (Junio 1986), que incluye la participación en tres refinerías: dos en Suecia y una en Bélgica.

El convenio entre PDVSA y Veba Oel fue ampliado para cubrir la totalidad de las operaciones  de refinación y petroquímica primaria en Alemania bajo la propiedad de Veba Oel, en idénticos términos a los del contrato original.

 

Marzo 1987. PDVSA, Union Pacific Corporation y su subsidiaria, Champlin Petroleum Company, firmaron un acuerdo para constituir la Champlin Refining Company. PDVSA adquirió 50 por ciento de la propiedad que incluye activos de refinación en Corpus Christi, Texas 

 

En 1988 PDVSA ejerció la opción de compra del 50 por ciento de las acciones pertenecientes a su socio, y modificó el nombre a Champlin Refining & Chemicals Inc.

 

2. Se suscribió en 1988 un pre-convenio con British Petroleum para una asociación en el negocio de combustibles marinos en Estados Unidos y el norte de Europa.

 

3. En 1989 Se constituyó la nueva empresa UNO-VEN en asociación con Unocal Corporation, EE.UU.

 

4. 1989 La empresa petrolera estatal finlandesa Neste Oy adquirió del grupo Axel Johnson y del Banco de Inversiones de Suecia, el 50 por ciento de las acciones de AB Nynäs Petroleum, convirtiéndose en socio de PDVSA en esta compañía.

 

5. PDVSA adquirió una terminal petrolera en Bonaire para incrementar la capacidad de almacenamiento en el Caribe.

 

6. Se constituyeron en 1989 dos nuevas empresas: BP Bitor con participación de British Petroleum y Bitor América Corporation propiedad de Bitúmenes Orinoco, Bitor.

 

7. En 1989 la Bonaire Petroleum Corporation se constituyó como filial de PDVSA.

 

8. La Bahamas Oil Refining Company, propietaria y operadora de una terminal de almacenamiento en Bahamas, se constituyó en subsidiaria de PDVSA.

 

9. En 1990 PDVSA constituyó la empresa Bitor International Limited, ubicada en Londres, para comercializar la Orimulsión en los mercados de escandinavos, Europa Oriental y Asia Oriental.

 

10. A través de su subsidiaria PDV América, en Estados Unidos, PDVSA se convirtió en propietaria absoluta del CITGO Petroleum Corporation.

Hechos resaltantes de PDVSA en periodo 1991 1996:

 

1992 Ocurrió el Golpe de Estado fallido del 4 de febrero de 1992. Mientras el país se sumerge en un período de recesión económica, las finanzas de PDVSA se consolidan.

El Presidente Carlos Andrés Pérez fue removido por el Congreso en mayo de 1993 y dio paso a un gobierno de transición.

 

1993 No obstante la inestabilidad política, en 1993 PDVSA cubrió sus necesidades operativas y de inversión con recursos propios. Utilidad neta Bs. 164 mil 760 millones.

Se incorporaron seis nuevos tanqueros y dos nuevos remolcadores a la flota petrolera.

Aprobado por el Congreso de la República el proyecto Cristóbal Colón y las bases de los dos primeros convenios de asociación para el desarrollo integrado de la Faja del Orinoco.

Aprobación del convenio para la explotación de las reservas de gas costa fuera al norte de la Península de Paria, estado Sucre. Lo que significó la aplicación, por primera vez, de la fórmula de asociación contemplada en el artículo quinto de la Ley que Reserva el Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos que tanta conmoción produjo en la década de los 70 y el adelanto de una política de apertura al capital extranjero.

 

CITGO, con más de 12 mil 500 estaciones de servicio se clasificó como la empresa con más puntos de ventas en EE.UU.

 

1994 En este período es importante destacar la gran crisis bancaria. El 11 de enero de 1994 es intervenido el Banco Latino, lo que desencadena una grave crisis financiera en el país. Posteriormente fueron intervenidos otros bancos. La crisis es considerada por los medios como la mayor que haya padecido Venezuela y también la mayor, proporcionalmente, acaecida en el mundo.  Tuvo significativo impacto inflacionario la inyección de dinero destinada a los auxilios financieros, presionando las reservas internacionales y conduciendo a una depreciación de la moneda.

 

En 1994 concluyó el plan de expansión petroquímica iniciado en 1987 con el comienzo de actividades de las empresas Metor y Supermetanol en José (estado Anzoátegui), y la planta de Resilin en el Complejo Petroquímico Zulia – El Tablazo. Mediante la construcción de 13 nuevas plantas de productos se duplicó la capacidad de producción petroquímica.

 

En 1995 el Congreso de la República aprobó el esquema para la exploración a riesgo de nuevas áreas y la producción de  hidrocarburos bajo la figura de ganancias compartidas dentro del plan de Apertura petrolera.

 

Consolidación y crecimiento de la Orimulsión en los mercados mundiales. Exportaciones tres millones 560 mil toneladas e ingresos por ventas de Bs. 27 mil 851 millones.

 

El 1° de enero de 1996 inició operaciones la empresa mixta Informática, Negocios y Tecnología (INTESA) para prestar los servicios de tecnología de información a PDVSA y sus filiales. Producto de la asociación entre Science Applications International Corporation (SAIC) con 60 por ciento de participación accionaria, y PDV-IFT con 40 por ciento de participación.

 

 

REESTRUCTURACIÓN DE PDVSA 1997

 

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. En 1978, a cuatro y en 1986, a tres: 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.

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.

La transformación de PDVSA tiene como soporte fundamental la reestructuración de la corporación para dar paso a un modelo organizacional funcional. El diseño de esta nueva estructura es el resultado de un completo análisis de nuestras propias experiencias, fortalezas organizacionales y de recursos humanos y técnicos. Asimismo, es producto de permanentes evaluaciones y seguimientos a las experiencias de empresas de similar magnitud y complejidad a la nuestra, especialmente la del entorno competitivo, las cuales han asumido acertadamente procesos profundos de transformación en síntesis, nuestra transformación responde a nuestras exigencias, a las características, necesidades y retos del negocio y a una capacidad para implantarla con éxito.

Sus ventajas son:

  • ·                    Eliminación de la duplicidad de procesos y organizaciones.
  • ·                    Aprovechamientos de sinergias operacionales.
  • ·                    Mayor autonomía y agilidad en la toma de decisiones.
  • ·                    Reducción de costos operacionales, de apoyo y gestión.
  • ·                    Asignación optima de recursos por área de negocios.
  • ·                    Modernización de procesos y mejoras en la aplicación de tecnología.
  • ·                    Procesos más estrictos de rendición de cuenta.

 

Transformación de PDVSA

En cuanto a estructura organizacional a instrumentarse, se analizaron varias posibles opciones, escogiéndose la que crea mayor valor a la corporación y a la nación: la funcional, que consiste en una empresa llamada PDV Petróleo y Gas, constituida por tres unidades estratégicas de negocio: Exploración y Producción, Manufactura y Mercadeo, y Servicios, en las cuales se consolidaron todas las actividades con estos nombres, antes efectuadas por Corpoven, Lagoven y Maraven. Previamente, las refinerías de Ámuay y Cardón se habían integrado en el Centro Refinador de Paraguaná. También se consolidaron todos los convenios operativos y asociaciones estratégicas en organizaciones únicas y se incluyeron Bitor y Carbozulia en Exploración y Producción, y Deltaven, Pdvsa Gas (nueva empresa que consolida el manejo y mercadeo de gas y GLP en Venezuela), Interven y PDV Marina en Manufactura y Mercadeo, respectivamente.

La casa matriz sustituyó las siete coordinaciones anteriores por cuatro vicepresidencias corporativas: Finanzas, Planificación, Recursos Humanos y Relaciones Externas.

Paralela a PDVSA Petróleo y Gas, estuvo prevista la futura creación de PDV Química, con el objeto de agrupar a Pequiven y a Proesca en una empresa procesadora de gas natural, sus líquidos y las corrientes de refinería, cuyos activos se pudieran traspasar al sector privado una vez aprobada la Ley de Estímulo a las Actividades Petroquímicas, Carboquímicas y Similares. Sin embargo, la ley aprobada en septiembre de 1998 limita la colocación de acciones de Pequiven a 49 por ciento, por lo que asegura que el Estado retenga el control de esta filial a través de Pdvsa. Esto debería ser objeto de revisión en el futuro. Estos cambios organizacionales hicieron necesario redefinir el modelo de gobierno, y la misión, las responsabilidades principales y organización de las diferentes instancias y órganos que hacen posible el cumplimiento de la misión y objetivo de la corporación, conforme a lo establecido en los estatutos.

Dado que el personal es el activo involucrado más importante, se diseñó e implantó una estrategia de comunicación interna para mantenerlo informado del avance del proceso, conjuntamente con la consolidación de la identidad corporativa. Desde julio de 1997 se inició la tarea de información directa a través de los líderes naturales e, indirecta, a través de los medios de comunicación internos, principalmente el sistema de información intranet. Este sistema permitió la interacción con la gente que facilitó aclarar las dudas y dar respuestas a preguntas de cualquier tipo por cualquier empleado. Asimismo, fue utilizado un sistema de boletines que permitió a los empleados mantenerse al día de las decisiones tomadas y las acciones planteadas prácticamente en tiempo real.

Es importante mencionar que además de los cambios organizacionales, para garantizar la competitividad de la corporación en el largo plazo son necesarios cambios en el comportamiento, preparación y actitud del personal, así como de la gerencia de los procesos más importantes que se llevan a cabo en nuestras operaciones y negocios. Uno de los resultados más importantes de la transformación, además del aumento en la eficiencia y la producción de costos, es el cambio operado en el personal, de una típica actitud monopólica a una nueva actitud positiva y abierta.

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EL PARO PETROLERO DEL 2002

 

Los sucesos políticos conocidos como Paro Petrolero de 2002-2003, llamado también Paro Nacional o Huelga General consistieron en una huelga o paralización de actividades laborales y económicas de carácter general e indefinido contra el gobierno de Venezuela presidido por Hugo Chávez, promovida principalmente por la patronal Fedecámaras y secundado por la directiva y trabajadores de la nómina mayor de la empresa Petróleos de Venezuela (PDVSA), los partidos de oposición aglutinados en la coalición Coordinadora Democrática, el sindicato Confederación de trabajadores de Venezuela (CTV), diversas organizaciones como Súmate e incluso medios de comunicación privados de prensa, radio y televisión.

El paro se extendió desde diciembre de 2002 hasta febrero de 2003, siendo una de las huelgas generales de mayor duración de la historia. Por los sectores simpatizantes del presidente Chávez, este evento es denominado “Sabotaje petrolero” o “Golpe petrolero”, mientras que en los sectores opositores se le ha llamado “Paro Cívico Nacional”.

El Paro Petrolero de 2002-2003 no fue en modo alguno una huelga, en su precisa y correcta concepción jurídica, sino una medida de protesta política[] cuyo objetivo fue presionar al presidente Chávez para que sustituyese su política económica de corte socialista por una más proclive al libre mercado, o bien presentase su renuncia a la Presidencia de la República, doblegado ante las desastrosas consecuencias económicas derivadas de una acción de tal magnitud.

Fedecámaras convocó el paro el 2 de diciembre. Su duración inicialmente era de 24 horas, pero se extendió día a día hasta convertirse en una huelga indefinida en plena temporada comercial navideña. Los comerciantes, empresarios, empleados y obreros recibían promesas de que el paro sólo duraría unos días hasta lograr la renuncia de Chávez, pero dicha renuncia no llegó.

Al principio, el paro plegó solo a las empresas de la patronal y los sindicatos afiliados a la CTV, pero pronto los directivos de PDVSA y los empleados a nivel gerencial decidieron apoyarlo. De esta manera, el país quedo prácticamente paralizado. Sólo continuaron trabajando algunas empresas del Estado, el transporte público terrestre y aéreo, los servicios de agua, luz y teléfono, y los medios de comunicación públicos y privados, aunque estos últimos decidieron suspender la programación habitual y la emisión de publicidad, sustituyéndola por programación política e informativa las 24 horas del día. Sólo se transmitían cuñas de índole político que apoyaban la continuación o no del paro y la realización de protestas y marchas en distintos puntos del país, aupadas por la Coordinadora Democrática o por el Gobierno.

Este paro fue apoyado por los empleados de la nómina mayor de PDVSA, quienes dejaron de trabajar y rechazaron la nueva junta directiva que Chávez había designado en la industria. En respuesta, Chávez despidió a la plana mayor, lo que provocó que la oposición radicalizara sus acciones de protesta al tercer día. El 11 de abril, mientras continuaba el paro, líderes de la oposición decidieron desviar la marcha que tenían prevista originalmente desde Parque del Este a PDVSA-Chuao, para dirigirse hacia el Palacio Presidencial de Miraflores, provocando un enfrentamiento entre afectos al gobierno que se encontraban en el lugar, y alentando el golpe de estado, que derrocó a Chávez por dos días.

Después del golpe y del retorno del presidente Chávez al poder, la inestabilidad no cesó. A pesar que Chávez aceptó iniciar conversaciones con la oposición, de que se establecieron mesas de diálogo entre ambas partes con la mediación de la Organización de los Estados Americanos (OEA) y de que se restituyeron a los trabajadores petroleros despedidos, sin embargo semanas después se reiniciaron las protestas opositoras.

 

 

Causas del Paro de PDVSA (Internas)

 

Una de las razones del paro fue la lucha por el control de la petrolera estatal PDVSA, una industria vital para Venezuela como quinto mayor productor de petróleo a nivel mundial. El presidente Chávez argumentaba que la misma era una “caja negra” , que sus directivos se negaban a dar mayores informes sobre lo que ocurría dentro de la organización, y que la gerencia media no aceptaba instrucciones para cambiar las políticas de funcionamiento de la empresa.

Dicha gerencia apostaba por mantener el control sobre las decisiones de la compañía, entre ellas las de vender grandes cantidades de crudo a bajos precios, lo que iba en choque directo con las políticas del Presidente Chávez de fortalecer la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y mantenerse dentro de las cuotas de producción asignadas en la organización petrolera.

Chávez argumentaba además que quería revisar las cuentas de Pdvsa para entender el porqué de sus altos gastos, y entonces re-orientar a la petrolera para incrementar su labor social; los gerentes medios afirmaban que el gobierno intentaba politizar la empresa y acabar con la meritocracia, o ascenso por méritos.

Consecuencias del paro:

Consecuencias económicas

Las consecuencias fueron nefastas para la población y el país. Hubo escasez de alimentos y gasolina durante y después del paro. Muchas empresas pequeñas y medianas quebraron debido a que dependían de las empresas que agrupaban Fedecámaras para realizar sus actividades. Los índices de desempleo y comercio informal aumentaron enormemente.

Consecuencias en PDVSA

Más 15 mil empleados de la industria estatal petrolera que participaron en el paro fueron desincorporados de la nómina, a pesar de los pedidos y exigencias constantes de la oposición para su reenganche.

De esa manera, el gobierno logró ganar la lucha por el control de PDVASA. La estatal pasó a ser un ente bajo el control y la tutela del Ministerio de Energía y Petróleo, y fue completamente reestructurada.

 

REESTRUCTURACIÓN DE PDVSA  2002-2003

 

Petróleos de Venezuela anunció la designación de la nueva Junta Directiva, ratificando a Alí Rodríguez Araque como presidente de la estatal petrolera. La nueva Junta Directiva está conformada por Alí Rodríguez Araque (Presidente); Aires Barreto (Vicepresidente); Félix Rodríguez (Director Interno); Luis E. Marín (Director Interno); Dester Rodríguez (Director Interno); Luis Vierma (Director Externo); Rafael Rosales (Director Externo) y Nelson Núñez (Director Externo).

Tras el reacomodo de PDVSA, que se hizo efectivo en enero como estrategia ante el paro cívico y que significó la constitución de las divisiones de oriente y occidente en una estructura de transición, creándose oriental de Petróleos, S.A con sede corporativa en Puerto la Cruz y Occidental de Petróleos, S.A. con sede corporativa en Maracaibo las cuales son Sociedades Anónimas con PDVSA como único accionista la estatal petrolera estaría en la necesidad de adecuarse a una nueva realidad de los mercados interno y externo.

El plan de reestructuración de Petróleos de Venezuela prevé la creación de “dos empresas verticalmente integradas” que serían denominadas PDVSA Oriente y PDVSA Occidente, mientras que Pdvsa Gas quedaría bajo la tutela del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Fuentes de la industria petrolera indicaron que el proyecto de la “nueva Pdvsa” establece que estas dos empresas realizarán funciones de exploración, producción y refinación de forma independiente.

Pdvsa Occidente operaría el Lago de Maracaibo, el Complejo Refinador de Paraguaná y las instalaciones petroleras de Centro-Occidente y los Andes. Pdvsa Oriente tendría a su cargo las refinerías de El Palito y Puerto La Cruz, además de las actividades ubicadas desde el estado Miranda hasta Delta Amacuro, incluyendo la región de Guayana.

Se desconoce si las finanzas corporativas serían centralizadas o las manejarían directamente las operadoras.

 

PDVSA OCCIDENTE

Esta cuenca se encuentra ubicada en la subcuenca de Maracaibo con una superficie de 67.000 Km2. Están separadas por la región montañosa comprendida al este del Zulia y al oeste de Falcón y Lara. Es la más importante producción nacional de petróleo, con el 76.6 %.

Esta área operacional catapultó a Venezuela al escenario petrolero mundial, a principios del siglo XX, con la perforación del pozo Zumaque N°1 en Mene Grande (1914), y el reventón del pozo Barrosos-2, en Cabimas (1922).

Los yacimientos petrolíferos ubicados inicialmente en tierra, pero cercanos a la costa del Lago de Maracaibo, indujeron la posibilidad de extenderse hacia las aguas llanas por las décadas de los años 20 y 30. De aguas llanas y protegidas, el taladro fue ubicado a mayores distancias de la costa, en aguas más profundas. Estas operaciones pioneras en el Lago de Maracaibo, así como también en el Mar Caspio y el Golfo de México, constituyeron la escuela de las futuras operaciones costa afuera.

Dentro de esta cuenca pueden incluirse las subcuencas de Aroa, Golfo de la Vela, de Paraguaná y del Golfo de Venezuela.

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PDVSA ORIENTE

Esta área operacional se inscribe en la historia petrolera a principios del siglo XX con la explotación del asfalto en los estados Sucre (Lago de Guanoco) y Delta Amacuro. Posteriormente, durante las décadas del ‘30 y ‘40, los pioneros exploraron, descubrieron y pusieron en producción campos muy dispersos geográficamente en medio de la selva, pantanos, sabanas y llanos orientales: Quiriquire, Orocual, Oficina, Jusepín, Leona, Pedernales, Temblador, Anaco. Sin embargo, la explotación petrolera tuvo más empuje y desarrollo comercial al occidente del país, hasta el descubrimiento del campo gigante El Furrial en 1986, cuando Oriente retoma la explotación petrolera con renovado auge.

Comprende regiones de los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico y Delta Amacuro. Es la segunda en importancia por su producción y reservas, ya que produce más de 1/5 de la producción nacional.

En esta cuenca se localiza la llamada Faja Petrolífera del Orinoco, de inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran significación para el desarrollo futuro de la industria petrolera nacional y para la economía del país en conjunto.

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 Organización de transición año 2003

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Los aspectos políticos por los que fue creado el plan fueron los siguientes:

 

-Impulsar el desarrollo modelo económico mas justo para combatir la pobreza y la exclusión social

-Impulsar la integración energética de América latina

-Defender la cohesión  y articulación de la política petrolera de la OPEP

¿En qué cosiste el Plan Siembra Petrolera (PSP)?

 

Este plan busca la certificación de las reservas petroleras venezolana; impulsar la explotación y desarrollo de la faja petrolera del Orinoco, así como, la exploración de crudos livianos y medianos para su futura explotación; también, pretende acelerar la explotación del gas natural; busca la integración del sistema de refinación nacional e internacional y finalmente, intenta fomentar la creación de Empresas de Producción Social (EPS).

Paralelamente, fue diseñado para mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales, para obtener la diversificación del mercado en lo países emergentes como China e India y buscar posicionamiento en los países europeos, siendo el brazo ejecutor de las estrategias geopolíticas tanto en Latinoamérica como el Caribe.

 

Certificación de Reservas

El primer proyecto propone certificar las reservas petroleras venezolanas ante el mundo. Es un plan de exploración para los próximos años, más amplio, de trabajo científico, de prospectiva. El área total de la Faja Petrolífera del Orinoco es de 55 mil 314 Kms2. En explotación están 11 mil 593 Kms2. El área que se va a cuantificar es de 18 mil Kms2. Queda un área remanente y otras reservadas con 25 mil kms2.

 

Proyecto Orinoco

El Proyecto Orinoco comprende el eje del río Orinoco y abarca parte del río Apure. Consiste en la explotación y desarrollo de la Faja en sus distintos campos: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Ahora se utiliza el petróleo en esta dirección, para impulsar un desarrollo integral, social, económico y productivo. Se busca crear una alianza entre empresas Petroleras en el sur de nuestro continente, con Argentina; Perú; Ecuador; y Brasil.

Industrialización del gas (Delta Caribe)

Venezuela cuenta con la octava reserva de gas natural más grande del mundo

Por tanto esta y seguirá siendo utilizado como elemento para la industrialización y el desarrollo endógeno del país y para la integración con la cooperación energética de los países de latino américa.

Este proyecto esta dividido esta dividido en tres ejes que serán los siguientes: El complejo industrial Gran Mariscal de Ayacucho, en la península de paria del estado sucre; La plataforma Deltaza y El proyecto Rafael Urdaneta en el golfo de Venezuela, muy cerca de la península de Paraguaná en el estad o Falcón

 

Impulso en infraestructura y refinación

El plan que  se tiene es instalar un polo de desarrollo en el corazón geográfico del país. Algunos proyectos ya están en marcha. Hoy en dia se están refinado un millón 300 mil barriles, es decir, estamos exportando 2 millones de barriles de crudo aproximadamente. Con este plan vamos a incrementar la refinación a 2 millones de barriles refinados en nuestro territorio. Parte del proyecto de desarrollo es incrementar la capacidad de refinación en nuestro territorio y también áreas circundantes de la América latina como, por ejemplo, la refinería de Pernambuco, en Brasil. 

La integración regional

            Tiene como finalidad la creación de compañías petroleras en conjunto con los países pertenecientes a sur américa. Se hizo la propuesta de la creación de Petroandina que fue bien recibida por los países pertenecientes al Comunidad Andina; ya se esta avanzando con la creación Petrosur con Argentina, Brasil y Uruguay, se espera que mas países se integren; y finalmente tenemos Petrocaribe que ya se ha constituido con nuestros hermanos del caribe insulares

¿Qué busca  el plan siembra petrolera?

El Plan Siembra Petrolera utiliza el petróleo como palanca para el desarrollo integral de este eje, generar un mayor desarrollo en el país y lograr una mejor posición en el mercado internacional.

 

 

PDVSA en la actualidad

Petróleos de Venezuela (Pdvsa), principal empresa petrolera del país, asume el compromiso de impulsar el desarrollo social en las comunidades, enmarcado en la construcción del Socialismo del Siglo XXI. Con esta visión, la industria invierte en la creación de escuelas, liceos y universidades, sin contar obras en salud, vialidad, transporte, alimentación entre otras.


            Cuando se habla de la labor de la nueva Pdvsa, el Coronel del Ejército, Dester Rodríguez, Presidente de Palmaven reflexiona y se hace esta pregunta “¿Qué hacia la vieja Pdvsa con el dinero?. Actualmente, la industria invierte más de 5 billones de bolívares en el desarrollo social del país, además goza de buena salud financiera”.

Pdvsa articula plan extraordinario para despachar gasolina a Gran Caracas

Asdrúbal Chávez, vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de Pdvsa, informó que la petrolera tiene “un plan extraordinario de suministro” de combustible que “permitirá subsanar el déficit momentáneo” de gasolina en la región de Gran Caracas.

Aporte a las misiones

 

La Misión Ribas es uno de los planes en los que Pdvsa realiza el aporte financiero más importante. Según Maryann Hanson, en el 2005, la empresa invirtió 120 mil millones de bolívares, en la creación de la Universidad Bolivariana de Maturín, que ya está funcionando. 50 mil millones en las aldeas universitarias que se construyen en el desarrollo de la Misión Sucre, programa social para estudiar una carrera universitaria y 50 millardos en la cancelación de becas.

 

Emisión de bonos de PDVSA

 

Autorizada la emisión del bono Pdvsa Amortizable 2035 por 3 mil millones de dólares

Mediante la Resolución N° 051 de la Superintendencia Nacional de Valores, publicada en la Gaceta Oficial N° 39.932 del 29 de mayo de 2012, se autoriza a PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A., (PDVSA) para actuar en el mercado de valores como emisor del bono PDVSA AMORTIZABLE 2035por un monto de hasta Tres Mil Millones de Dólares de los Estados Unidos de América, (US$ 3.000.000.000,oo) (amortizable anual, igual y consecutivamente en los años 2033, 2034 y 2035) a objeto de realizar una oferta privada a la Banca Pública y al Banco Central de Venezuela de valores referidos, todo ello de conformidad a los términos y condiciones contenidos en la Resolución número 2012-05, de la junta Directiva de fecha 10/04/2012 de la citada sociedad.`

 

Proyectos

 

La nueva Pdvsa invierte en conciencia

Palmaven tiene el objetivo principal de impulsar el desarrollo social. Más de 700 mil millones de bolívares en el desarrollo de la Misión Ribas. Necesidad de formación ideopolítica. Construir el Socialismo del Siglo XXI desde los saberes populares.

 

Producción petrolera hoy

 

La producción de crudo promedio en el primer trimestre de 2012 fue de 2 millones 540 mil 300 barriles diarios, con lo que registró una descenso de 30 mil 700 barriles diarios, equivalente a una baja de 1.19 por ciento, respecto del promedio observado en la producción de petróleo en el primer trimestre de 2011, cuando se ubicó en promedio en 2 millones 571 mil barriles al día, revelan informes oficiales.

La producción de petróleo crudo en marzo de 2012 alcanzó un promedio de 2 millones 560 mil barriles diarios, con lo que se coloca por primera vez en los últimos 10 meses por encima de la meta de la plataforma establecida para todo este año de lograr un promedio de extracción de 2.55 millones de barriles de crudo al día.

Sin embargo, en el primer trimestre del año, la producción promedio se fijó en 2 millones 540 mil 300 barriles diarios, todavía 9 mil 700 barriles al día por abajo del objetivo planteado en los Criterios Generales de Política Económica para 2012, que mantienen una plataforma de 2 millones 550 mil barriles por día.

 Conclusión

 

Para concluir con el presente trabajo vale la pena destacar que PDVSA es una compañía que fue creada en el año 1975 para el manejo del petróleo venezolano que se encontraba en manos de compañías extranjeras, el primero de enero del año 1976 ocurre la nacionalización del Petróleo en Venezuela. Quedando esta como casa matriz, con filiales en todo el país, dedicadas a la exploración, explotación, refinación y transporte para finalmente ser comercializado en los mercados extranjeros. El crecimiento de esta compañía se ha venido viendo con el pasar de los años, siendo actualmente quien genera la mayor cantidad de ingresos al país, haciendo que Venezuela sea un país mono exportador y capaz de mantenerse únicamente con la comercialización del petróleo y sus derivados.

Gracias al plan siembra petrolera PDVSA ha podido demostrar que Venezuela es el país con la reserva de petróleo más grande del mundo, con 297.000 millones de barriles de petróleo.

Actualmente es difícil determinar la situación de dicha compañía ya que esta se encuentra inmersa en el  delicado clima político que presenta el país, y no deja saber a ciencia cierta  si  ésta  sigue creciendo o esta pasando por problemas económicos, ya que la información que encontramos se contradice, por una parte nos encontramos con declaraciones que dan los directivos de PDVSA y sus filiales indicando que todo va bien y que la compañía sigue creciendo y por otra observamos la emisión de TRESMIL MILLONES DE DOLARES DE ESTADOS UNIDOS DE AMERICA  en bonos  amortizables en el año 2035, que nos indica que PDVSA no tiene  liquidez económica.

 

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS –

      ¿QUÉ ES EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS?

            Es el traslado de un lugar a otro de  compuestos orgánicos fluidos que se impulsan a través de tuberías mediante estaciones de bombeo o de compresión. Se realiza mayoritariamente por oleoductos y tanqueros petroleros.

            El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación. Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque.

            La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía.

            En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura. Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia.

EVOLUCIÓN DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

Los medios de transporte de la nueva industria fueron evolucionando y desde los campos petroleros cercanos a los ríos, comenzaron a tenderse oleoductos que recorrían cortas distancias hasta llegar a las primeras terminales. Allí el petróleo se embarrilaba y se transportaba por vía fluvial hasta el sitio de destino.

Para la transportación terrestre, durante algún tiempo, resultó muy beneficioso el ferrocarril pero finalmente se llegó a la conclusión de que los oleoductos eran la manera más práctica y eficiente para este tipo de transportación.

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En la medida en que aumentaba la producción petrolera las empresas que desarrollaban medios de transporte para este sector, se veían forzadas a mejorar su sistema de seguridad y capacidad de carga, tanto por las exigencias del mercado como por la ardua competencia que se estableció entre las empresas transportadoras fluviales, terrestres y marítima

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Durante la segunda guerra mundial (período de1939 a1945) la situación exigió un gran esfuerzo por parte de la ciencia y la técnica puestas al servicio del negocio petrolero. Fue en este momento que se fabricaron tuberías de gran diámetro para el tendido de oleoductos y poliductos que recorrerían grandes distancias en los Estados Unidos.

Para el transporte fluvial también existió un reto el cual consistió en la construcción de lanchones, barcazas y gabarras con un diseño que respondiera a los nuevos requerimientos.

Los constantes retos planteados a causa del vertiginoso crecimiento de la industria petrolera, los momentos históricos atravesados y el fuerte mercado competitivo de la industria petrolera, condujeron a la obtención de importantes logros en el transporte de hidrocarburos.

Actualmente los principales medios utilizados en esta industria los constituyen los gasoductos, los oleoductos y los tanqueros.

      NACIONALIZACIÓN DE PDVSA OBJETIVOS AL TRANSPORTE AÑOS 1976 A 1980 Y 1980 A 1985.

Petróleos de Venezuela esla Casamatriz de la industria petrolera nacional, y fue creada el 30 de agosto de 1975; ésta empresa asumió el 1 de enero de 1976 la planificación, coordinación y supervisión de todas las operaciones petroleras del país, bajo la tutela del Ministerio de Energía y Minas, conforme a la reserva del Estado de la industria y el comercio de los hidrocarburos.

  • En 1976, aún manteniendo la figura jurídica de Fundación, se cambió su denominación a la actualmente conocida: Intevep. PDVSA se convirtió en su patrocinante.
  • Igualmente en 1976, se iniciaron los primeros proyectos de investigación y desarrollo (IyD) definidos como prioritarios parala Industria.  En este sentido, el Consejo de Administración aprobó la constitución de seis gerencias técnicas: Ciencias dela Tierra, Ingeniería General, Ingeniería de Petróleo, Ciencias Básicas, Ingeniería de Procesos, y Computación y Sistemas.
  • En 1977, se incorporó un grupo de 75 profesionales y técnicos del Centro de Petróleo y Química del IVIC, para establecer una estructura organizativa que comprende tres divisiones: Exploración y Producción, Refinación y Petroquímica, y Administración y Servicios.
  • Entre julio y agosto de 1978, se efectuó la mudanza a su actual sede, lo que permitió dotar y poner en marcha un significativo número de laboratorios.
  • En junio de 1979, Intevep se constituyó como empresa mercantil, filial de Petróleos de Venezuela, lo cual permitió adoptar políticas y actividades administrativas alineadas conla Corporación.
  • En 1980, Intevep se enfrentó a dos retos fundamentales: ejecutar los programas de Ingeniería y Diseño ya establecidos, y continuar la formación del equipo humano y la infraestructura requerida para los mismos.  Los esfuerzos tecno – científicos se concentraron en las áreas de mayor importancia parala Industria.
  • En 1983, se diseñó el Modelo Geológico dela Fajadel Orinoco, se seleccionó el proceso propio de mejoramiento de crudos pesados y se realizó el estudio de las refinerías del Caribe.  Adicionalmente, se creóla Unidadde Petroquímica y se estableció un programa definido de asistencia a Pequiven.  El programa de Control de Calidad fue uno de los logros resaltantes, así como la creación dela Redde Información Petrolera y Petroquímica, RIPPET.
  • En 1984, Intevep mostró un notable avance en el desarrollo de una tecnología propia para el mejoramiento de crudos pesados: HDH®, y en el desarrollo y optimización de métodos para el transporte superficial de crudos pesados y extrapesados, actividades que situaron ala Industriaen una posición de liderazgo en cuanto a este tipo de investigaciones en el ámbito mundial.
  • Durante 1985, se mantuvo el énfasis en áreas de transporte y mejoramiento de crudos pesados y extrapesados, recuperación adicional de crudos livianos y medianos, utilización de materiales residuales, apoyo a procesos de refinación y asesoría en control de calidad.
  • En1986, atecnología de emulsiones para la producción y manejo de crudos pesados fue integrada efectivamente a las operaciones dela Industria.  El proceso de mejoramiento HDH® (consiste en un proceso de alta conversión (90-95%) de crudos pesados y residuos de refinería vía hidroconversión) fue validado en su fase de planta piloto lo cual permitió adelantar el desarrollo de la ingeniería básica de un módulo comercial. 

      TIPOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

VÍA FLUVIAL

  • Petrolero (Tanquero):

Un petrolero es un buque diseñado para el transporte de crudo o productos derivados del petróleo. Actualmente casi todos los petroleros en construcción son del tipo de doble casco en detrimento de los más antiguos diseños de un solo casco (monocasco) debido a que son menos sensibles a sufrir daños y provocar vertidos en accidentes de colisión con otros buques o encallamiento.

A partir de este tipo de barcos, surgió el superpetrolero, de mayor capacidad de carga, y destinado al transporte de crudo desde Medio Oriente alrededor del Cuerno de África. El superpetrolero Knock Nevis es la embarcación más grande del mundo.

Estructura de un Tanquero Petrolero

 

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Nomenclatura

Los petroleros se clasifican según su capacidad de carga en:

  • ULCC (Ultra Large Crude Carrier), con una capacidad de más de 500.000 toneladas
  • VLCC (Very Large Crude Carrier), con una capacidad de más de 300.000 toneladas
  • Suezmax, que indica navíos que pueden transitar por el Canal de Suez, con una capacidad de entre 125.000 y 200.000 toneladas
  • Aframax, derivada de la Average Freight Rate Assessment, con una capacidad de entre 80.000 y 125.000 toneladas
  • Panamax, que indica navíos que pueden transitar por el Canal de Panamá, con una capacidad de entre 50.000 y 79.000 toneladas.

VÍA TERRESTRE

  • Oleoducto:

Conducto de grandes dimensiones, provisto de estaciones de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar el petróleo bruto desde los campos petrolíferos hasta las refinerías o puertos, o desde una u otros hasta los centros de consumo de distribución.

 Fueron pioneros en el transporte por medio de oleoductos las compañías de Vladímir Shújov y Branobel, a finales del siglo XIX.

Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un coste menor por unidad y también mayor capacidad.

A pesar de que se pueden construir oleoductos bajo el mar, el proceso es altamente demandante tanto tecnológica como económicamente; en consecuencia, la mayoría del transporte marítimo se hace por medio de buques petroleros.

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Los oleoductos se hacen de tubos de acero o plástico con un diámetro interno de entre 30 y120 centímetros. Donde sea posible, se construyen sobre la superficie. Sin embargo, en áreas que sean más desarrolladas, urbanas o con flora sensible, se entierran a una profundidad típica de1 metro.

La construcción de oleoductos es compleja y requiere de estudios de Ingeniería Mecánica para su diseño de Conceptual a Detalles, así como estudios de impacto ambiental a todo lo largo de las áreas por donde serán tendidos.

  • Gasoductos:

Es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran escala. Son  tuberías que transportan derivados del petróleo en estado gaseoso a temperatura ambiente. Es muy importante su función en la actividad económica actual.

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Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de1 metro. Excepcionalmente, se construyen en superficie.

Por razones de seguridad, las normas de todos los países establecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo en caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, puede ser necesario situar estaciones de compresión a intervalos.

  • Poliductos:

Conducto de tubería de grandes dimensiones, provisto de estaciones de bombas situadas de trecho en trecho, que sirve para transportar refinados de petróleo desde las refinerías hasta los puertos o hasta los centros de consumo y distribución.

Línea de tubería que se utiliza para transportar diferentes tipos de hidrocarburos derivados del petróleo. Ejemplo: gasolina, lubricantes (aceite para maquinarias y para motor), asfalto, y productos petroquímicos.

 

      PARO PETROLERO 2002 (PILIN LEON, BARCOS Y CAMBIOS DE NOMBRE)

El acontecimiento más relevante y dramático ocurrido durante toda la historia de la industria petrolera venezolana ha sido sin dudas el sabotaje cometido contra PDVSA entre diciembre del año 2002 y enero de 2003.

El 21 de Diciembre del años 2002, los venezolanos, sumidos en una gran crisis producto del sabotaje petrolero iniciado el 2 de diciembre de 2002 y que generó escasez de gasolina y de alimentos y un clima de desestabilización total, se agolpaban frente a sus televisores para ser testigos de un hecho que marcaría el comienzo del fin de este episodio gris de la historia nacional.

Se trataba de la recuperación del buque Pilín León de PDV Marina, filial de Petróleos de Venezuela, el cual fue un ícono del paro petrolero que vivió el país desde inicios de diciembre del año 2002.

El 21 de Diciembre del año 2002, el tanquero, que estuvo 17 días fondeado en el lago frente a Maracaibo, atracó enla Plataforma Terminalde Bajo Grande del estado Zulia con una carga de 44 millones de litros de combustible gracias a la labor de una tripulación integrada por el capitán de altura Carlos López Peña y los oficiales Arturo Dávila y Pastor Tillero.

Antes de la medianoche del 20 de diciembre, los marinos ya habían desembarcado después de redactar una carta de renuncia.

 Tras 40 minutos de travesía, la tripulación del tanquero -ahora llamado Negra Matea- fue recibida por Chávez y por su comitiva pasadas las 5:00 de la tarde.

De esta manera, el Gobierno bolivariano asestó un primer golpe al sabotaje petrolero gracias a una operación que el Jefe de Estado reveló en el programa televisivo Aló, Presidente número 175 del 21 de diciembre de 2003.

A partir de ese momento, se recuperaron gradualmente las operaciones en Pdvsa y al mismo tiempo, y gradualmente, la gasolina comenzó a fluir hacia todos los rincones del territorio nacional.

Las acciones del sabotaje petrolero consiguieron restringir, entre otras actividades, la producción de combustibles aeronáuticos, gasolina, gasoil, así como el transporte desde los centros de producción o refinación hacia los centros de suministro comercial. Entre otras afectaciones se pueden enunciar las siguientes:

  • La afectación del suministro a la planta de combustible del Aeropuerto Internacional de Maiquetía, con perjuicio para el funcionamiento de líneas aéreas nacionales e internacionales
  • Suspensión del suministro de combustible desde las Plantas de Carenero, Guatire y CatiaLa Mar
  • El cierre del 90% de las estaciones de servicio en los Estados Aragua, Guárico, Apure y Carabobo.
  • La suspensión total de la actividad en las Plantas de Yagua y de Barquisimeto, ésta última surtidora de los Estados Yaracuy, Lara y Cojedes
  • Suspensión dela Planta Guaraguao, con perjuicio para los Estados Anzoátegui, Nueva Esparta y parte de Sucre
  • Suspensión dela Planta Maturín, con cierre de las estaciones de servicio de los Estados Monagas, Delta Amacuro y Sucre
  • Suspensión dela Plantade San Tomé, con lesión a la actividad de transporte de alimentos y productos industriales de la región
  • Mínimo despacho de las Plantas de Puerto Ordaz y Ciudad Bolívar, dela Plantade Bajo Grande surtidora de la costa oriental del Lago de Maracaibo, dela Plantade San Lorenzo, que operó en un 50%, con perjuicio para el suministro de los Estados Zulia, Trujillo y parte de Lara y Falcón
  • Suspensión total de actividades dela Planta ElVigía, con afectación de los Estados Mérida, Táchira y Apure.
  • La paralización del buque “Pilín León” y de otros 12 tanqueros pertenecientes a la flota de PDV Marina
  • La presencia de 11 buques pertenecientes a armadores internacionales fondeados frente a diferentes puertos petroleros del país, lo cual no sólo paraliza el suministro de combustible al mercado interno, sino la venta de crudos y productos para la exportación
  • La negativa de seis buques tanqueros de terceros a atracar en muelles de PDVSA por considerar que no existe personal calificado en dichas instalaciones.
  • La producción total de crudo disminuyó en un 68%, tendiendo dicho porcentaje a descender aún más debido a la detención de la producción, a las restricciones de almacenamiento, a la paralización de 29 unidades de compresión en el Lago de Maracaibo y al detenimiento de las actividades del Terminal Lacustre deLa Salinapor abandono del personal
  • Paralización total en algunos casos y funcionamiento parcial de las refinerías El Palito, Puerto La Cruz y Paraguaná, así como en las petroquímicas ubicadas en el Tablazo, Morón y José, y casos de personal con hasta 48 horas de trabajo continuo.

Hoy la situación es otra, los barcos tanqueros de petróleo y gasolina llevan nombres de mujeres patriotas: Negra Matea, Hipólita, Manuelita Sáenz, Luisa Cáceres de Arismendi y otras más.

Dos barcos multifuncionales surcan las aguas del lago Maracaibo. Los trabajadores petroleros los recibieron deteriorados y maltrechos, los repararon y les dieron nuevo nombre. Fueron rebautizados como Granma, en honor al buque que trasladó a Fidel Castro y sus compañeros a su cita con la historia, y Cinco Héroes, en homenaje de los cubanos prisioneros en Estados Unidos por luchar contra el terrorismo dentro del imperio.

      FLETES Y ARMADORES

El flete representa el monto recibido por el armador como remuneración por el transporte de la carga.

La tarifa del flete se basa en le peso (tonelada) o en el volumen (cúbico).

El fletamento representa en las transacciones navieras el documento mercantil que especifica el flete. Y el flete es el precio estipulado que se paga por el alquiler de un buque o parte de él para llevar carga de un sitio a otro.
Generalmente, en la industria petrolera, la gran mayoría de las empresas, y especialmente las que manejan grandes volúmenes de crudos y/o productos propios, u obtienen de terceros volúmenes de crudos y/o productos,
tienen su propia flota, pero además alquilan o utilizan buques de los transportistas independientes cuando las circunstancias lo requieran.
Sin embargo, la disponibilidad de tanqueros en determinado período puede ser fácil o difícil, de acuerdo con la oferta y la demanda de petróleo en los mercados mundiales. Cuando se reduce la demanda, el requerimiento de tanqueros tiende a bajar y, por ende, los fletes disminuyen. Al contrario, cuando se produce una demanda excesiva de transporte los fletes aumentan.

Ejemplos: determinado buque puede ser contratado con el fin de hacer un viaje sencillo para llevar un cierto volumen de crudo y/o productos
de un puerto a otro, de acuerdo con un contrato de fletamento. O el buque puede ser utilizado para hacer un viaje de una terminal a otra y de ésta a otra para llevar en ambos casos determinados volúmenes de carga. En ocasiones
se opta por el alquiler de tanqueros por determinado número de viajes o de tiempo. En algunas circunstancias se puede optar por alquilar un buque durante cierto tiempo sin tripulación y el arrendatario asume la responsabilidad de manejarlo como si fuera propio. Otras veces, el tanquero puede ser arrendado para ser utilizado como tanque de almacenamiento
en determinado puerto o sitio.

El costo o flete de transporte de la tonelada de hidrocarburos refleja la situación mundial de la demanda, como se mencionó antes. El flete es el precio que dentro de la competencia de la oferta y la demanda de tanqueros hace que el transportista pueda mantenerse solvente, siempre y cuando su flota ofrezca las características deseadas y la administración de la flota sea eficaz. Este es un servicio muy competido. El dueño de tanqueros, sea empresa petrolera con flota propia o empresa transportista independiente, incurre en una variedad de desembolsos: inversiones, seguros, sueldos, salarios y bonificaciones al personal, mantenimiento y reparaciones de buques, depreciación, avituallamiento y otras provisiones, sobrecostos, combustible y afines, derechos de puerto y de tránsito por canales. Por todo esto, cada buque debe mantenerse navegando y transportando carga el mayor número de días posible anualmente, por aquello de “barco parado no gana flete”. Las experiencias derivadas del transporte marítimo petrolero, las circunstancias, los adelantos en el diseño y la construcción de buques, la cambiante composición de la flota y los aportes de los dueños de tanqueros y de los usuarios han contribuido, conjuntamente con entes gubernamentales, a la estructuración y aplicación de los fletes.

En este aspecto han sido importantes las contribuciones del Ministerio Británico de Transporte (M.O.T.); dela Comisión MarítimaEstadounidense (U.S.M.C.) y las de agentes y corredores de tanqueros de Londres y de Nueva York. Para el tráfico de cabotaje de tanqueros en los Estados Unidos se aplica desde 1956 la tarifa de fletes ATRS (American Tanker Rate Schedule). A lo largo de los años se diseñaron otras modalidades de tarifas para el transporte marítimo internacional y, finalmente, en 1969, se produjo la llamada Escala Nominal Mundial de Fletes de Tanqueros (Worldwide Tanker Nominal Freight Scale, comúnmente designada Worldwide Scale) aceptada por todo el mundo.

Armador

Es aquel naviero o empresa naviera que se encarga de equipar, avituallar, aprovisionar, dotar de tripulación y mantener en estado de navegabilidad una embarcación de su propiedad o bajo su posesión, con objeto de asumir su gestión náutica y operación.[]

No es armador el propietario de una embarcación que la cede en arriendo a un tercero para que sea éste quien se constituya en armador del mismo (por explotar económicamente el buque).

Tampoco es armador el naviero que toma un buque en fletamento por tiempo de su armador, aunque se dedique a su explotación económica, incluso prestando con él servicios a terceros.

Es la persona física o jurídica quien es titular del ejercicio de la navegación de un buque. Lo hace navegar por cuenta y riesgo propios.

      FLOTA ACTUAL DE PDVSA (Adquisiciones del Gobierno España, China… entre otros)

La flota controlada por PDV Marina en el año 2000 ascendía a 41 tanqueros, 19 remolcadores y 15 lanchas.

La fiebre constructora de tanqueros comenzó en mayo del 2006 y seguiría durante todo el año hasta diciembre de ese mismo año, con el proyecto colosal de construir 70 buques, que hasta el presente sólo hay uno a medio construir: el Eva Perón.

En 2005, PDVSA abrió su primera oficina en China, y anunció planes para casi triplicar su flota de petroleros en esa región. Chávez siempre ha declarado que le gustaría vender más petróleo venezolano a China por lo que su país puede llegar a ser más independientes de los Estados Unidos. Actualmente, Estados Unidos representa el 65 por ciento de las exportaciones de Venezuela.

El 12 de agosto de 2006 el Gobierno ordenó la construcción de dos tanqueros ala Argentinapor un valor de 112 millones de dólares. El primero el Eva Perón ya está en proceso de entrega.

El 8 de marzo de 2006, ya había divulgado la construcción de 36 tanqueros a Brasil, con una inversión de 3.000 millones de dólares. El 11 de mayo de 2006 se firmó un memorando con China para construir 18 buques a un costo de 1.300 millones de dólares.

El 22 de diciembre de 2006 el Gobierno firmó con Irán, la construcción de cuatro buques de 150 toneladas métricas a un costo de 650 millones de dólares.

No se ha podido confirmar la construcción de unos buques a España, a un astillero de Vigo, conjuntamente con otras lanchas que serían destinadas ala Armadavenezolana.

Estos anuncios constituirían una flota petrolera de 60 buques tanqueros con una inversión total 5.062 millones de dólares.

Han pasado 7 años y sólo ha llegado al país la plataforma gasífera Aban Pearl que se hundió en las aguas del golfo de Paria y dos barquitos el Sandino y Petion, que fueron construidos enla Repúblicade Cuba.

      PLAN DE SIEMBRA PETROLERA EN CUANTO AL TRANSPORTE

El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está alineado con la política petrolera definida por el Estado.

En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación:

  • Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la pobreza y la exclusión social.
  • Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe.
  • Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que beneficie a los países en vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistema
    unipolar actual.
  • Defender la cohesión y articulación de la política petrolera dela OPEP.

El Plan Siembra Petrolera fue planificado para la puesta en marcha de seis grandes proyectos de desarrollo diseñados en dos etapas: una a ejecutarse entre el período 2005-2012 y otra en la etapa comprendida entre 2012 y 2030 (Pdvsa, 2005). Entre los seis ejes fundamentales de éste, el que respecta al tema del transporte es el número cinco en el cual:

“Se ha estimado construir más llenaderos y poliductos para garantizar a todo el territorio nacional el suministro de combustibles. De igual forma se tiene previsto desarrollar la construcción de gasoductos con fines de exportación”. 

A nivel de transporte, se tiene previsto realizar importantes inversiones a nivel de infraestructura

Con el Plan Siembra Petrolera el Gobierno nacional estimaba crear las condiciones favorables para estimular la entrada de nuevos capitales nacionales y extranjeros, de tal forma que permita modernizar la industria, desarrollar campos activos y marginales, y fundamentalmente, diversificar la oferta exportadora de hidrocarburos, en atención a los requerimientos del mercado petrolero mundial.

En la primera fase del Plan siembra Petrolera 2005-2030, establece para la logística de transporte marítimo la siguiente visión:

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MERCADO EXTERNO –

INDICE

Indice…………………………………………………………………..….2

Introducción………………………………………………………………3

Mercado Externo…………………………………………………………4

Causas Que lo Originaron en la Época de los 80……………..5, 6 y 7

Internacionalización………………………………………………………8

Proceso de internacionalización…………………………………………9

Características mas Distintivas de Este Mecanismo……………..…10

Refinerías y Participación de PDVSA a nivel Global……….….11 y 12

CITGO……………………………………………………………….13 y 14

Beneficios de la Internacionalización…………………………….15 y 16

Alianzas con el Mercado Internacional……………………………..…17

Pactos Petroleros Creados por El Gobierno……………………18 y 19

Asociaciones con Otras Refinerías……………………………………20

Criticas del Gobierno a la Internacionalización……………………….21

Venta de Ruhr Oil…………………………………………………….….22

Conclusión………………………………………………………………..23

Introducción

La Internacionalización es “la política de inversiones en el extranjero de la Industria Petrolera Nacional, orientada a la integración vertical con las actividades de refinación, distribución y mercadeo en los países consumidores”.  Esta política se sustenta “en la necesidad de maximizar ingresos y minimizar riesgos”, y busca “asegurar mercados estables a largo plazo para nuestra producción mediante la aplicación de mecanismos comerciales atractivos que nos garanticen llegar hasta el consumidor final”.  De acuerdo a la visión comercial de PDVSA, “el principal riesgo que debe afrontarse es el de perder los mercados y, precisamente, la internacionalización persigue el objetivo básico inmediato de resolver este problema prioritariamente”.

Las empresas petroleras dedican importantes inversiones a la refinación para sacar mayor provecho y obtener mayores recursos con la venta de sus derivados, Petróleos de Venezuela.

El programa de internacionalización arrancó hacia finales de 1982, con el establecimiento de una empresa mancomunada en Alemania – Ruhr Öl – en sociedad con la Veba Öl (compañía en la cual el gobierno alemán todavía conservaba una importante participación accionaria).  Esta adquisición se realizó bajo los auspicios de un gobierno COPEYANO, en  la administración Herrera Campíns.  La victoria de AD en las elecciones de 1983, aunada al altísimo costo de la operación y a la revelación de que los precios implícitos de los suministros de Ruhr eran muy inferiores a los precios oficiales venezolanos, llevaron al gobierno Lusinchi a ordenar la suspensión del programa.  Esta suspensión dio al traste con algunas negociaciones que ya tenían un alto grado de avance, pero no interrumpió el programa por completo. El marcado deterioro del mercado petrolero de 1985 en adelante nuevamente colocó al programa de internacionalización en el centro de la estrategia petrolera tanto de PDVSA como del gobierno venezolano.

MERCADO EXTERNO

Conjunto de Transacciones Comerciales Internacionales que incluyen el total de las importaciones y exportaciones de bienes, servicios y capital, que se realizan.

El mercado externo constituye un elemento importante en la economía de un país ya que permite el ingreso de divisas al Fisco Nacional por concepto de impuestos a las exportaciones.

Nuestro país se denomina monoproductor, a pesar de que se producen y exportan otros productos sin embargo, la economía depende en gran parte de la renta petrolera y los ingresos dependerán de las fluctuaciones de precios en el mercado internacional

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causas que originaron el proceso de intenacionalizacion en la epoca de los 80

En 1.929 Venezuela se convierte en el segundo mayor productor petrolero después de Estados Unidos.

En 1.939 Estalla la Segunda Guerra Mundial y nuestro país adquiere una importancia geopolítica relevante. Se ha dicho que Venezuela aportó cerca del 60% de la demanda de las fuerzas aliadas, con lo que se transformó en un factor fundamental en la derrota de los ejércitos de Hitler

En 1.943 Standard Oil New Jersey y Shell aceptan los nuevos términos venezolanos, mediante los cuales los beneficios de la industria petrolera se repartirían por igual (Proporción 50:50) entre el Estado y las concesionarias, multiplicando por seis los ingresos petroleros de la nación. En 1.943 se aprobó la nueva Ley de Hidrocarburos y con ella se renuevan, por 40 años, las concesiones petroleras existentes. El país entra en una etapa de crecimiento febril. En un lapso asombrosamente corto alcanzamos lo que a otras naciones les había tomado siglos El Producto Territorial Bruto pasa a ser, uno de los de mayor crecimiento en el mundo entero. Y todo esto se venía logrando barril a barril.

En 1.958 Para proteger a la industria petrolera estadounidense ante los crecientes suministros de petróleo barato proveniente de Arabia Saudita y otros países del Medio Oriente importados por los socios de Aramco, el Presidente Dwight D. Eisenhower impone una cuota de importación. El resultado es una sobreoferta crónica fuera de los Estados Unidos, bajas continuas en los precios y creciente descontento entre los países exportadores, especialmente en Venezuela y Arabia Saudita.

En 1.959 Para mantener la cuota de mercado luego de la imposición de cuotas de importación por parte de Estados Unidos, British Petroleum reduce su precio de venta y con él los ingresos de los gobiernos productores. Las otras grandes petroleras siguen su ejemplo.

En 1.958, la política petrolera de Venezuela experimenta un cambio importante. En aquel momento creíamos que el volumen de reservas probadas de petróleo era de 17 mil millones de barriles, y que al ritmo de producción de la época alcanzarían para unos 16 años. Ante esa realidad, nuestra diligencia política anuncia que las concesiones no serían renovadas, e incluso se habló de anular las otorgadas durante los últimos años de la dictadura.

Si el petróleo duraría tan poco tiempo, era lógico procurar el máximo provecho posible de tan escasas reservas, A nadie escapaba que la meta era nacionalizarlo en la primera oportunidad. Las empresas transnacionales no tardaron en reaccionar. Las inversiones en exploración se paralizaron.

En 1.960 Nuevos recortes en los precios aplicados por Standard Oil New Jersey provocan que Arabia Saudita, bajo Abdullah Tariki, y Venezuela, bajo Pérez Alfonso, a crear la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Otros miembros fundadores fueron IránIrak y Kuwait. En 1.960 Se crea la Corporación Venezolana de Petróleo, la cual jugó un importante papel en el proceso de nacionalización, como la única empresa estatal petrolera en los últimos años de la etapa concesionaria.

Las refinerías sólo generaban, productos de menor valor, pues tenía poco sentido invertir en bienes que pronto se iban a revertir a la  Nación.  El fin era producir más petróleo. Interés que las empresas compartían con los gobiernos de la naciente democracia, enfrentados a su vez a una difícil situación económica. Durante esos años lo más importante era la renta que pudiese extraérsele a cada barril.

En 1.973 Ocurre lo que se conoce como el “Primer Shock Petrolero”. La OPEP aumenta el precio de venta de su crudo marcador Arabian Light en 70%, llevándolo a 5,11 dólares el barril, y sus miembros comenzaron a reducir su producción en apoyo a los egipcios y los sirios en su guerra con Israel. Se instrumenta el racionamiento en casi todos los países occidentales. En el recién creado mercado spot, los precios se sitúan alrededor de los 20 dólares el barril. Para finales de año, el precio de venta del Arab Light está en 11,65 dólares el barril.

En 1.974 Las 18 naciones más industrializadas del mundo forman la Agencia Internacional de Energía (AIE), con el objetivo de coordinar sus estrategias ante el alza de los precios por parte de la OPEP.

En 1.976 Venezuela nacionaliza las concesiones de Shell, Exxon y otros inversionistas extranjeros, fusionándolas en Petróleos de Venezuela SA (PDVSA).

En 1.973 Estalla la guerra del Yom Kipur y se produce el embargo petrolero árabe. El precio del barril de petróleo se incrementó sustancialmente. En el caso venezolano pasa de 2 a 12 US dólares. El gobierno aprovecha la inmensa afluencia de recursos y decide nacionalizar la industria petrolera. A partir del 1 de enero de 1.976 el control del petróleo venezolano es asumido por PDVSA. Se realizan grandes inversiones para modernizar nuestras obsoletas refinerías y modificar los patrones de refinación, con el fin de aumentar el valor del barril de petróleo procesado en las mismas.

En 1.982 Como la oferta petrolera supera la demanda y Arabia Saudita se niega a desempeñar el papel de “proveedor a turnos”, la OPEP fija sus primeras cuotas de producción. A menudo violadas y causa de eterno enfrentamiento entre sus miembros, sin embargo brindan cierta estabilidad al mercado petrolero en los siguientes cuatro años.

En 1.985 A fin de conservar su cuota de mercado, Saudi-Aramco introduce el precio netback”, garantizándoles a los compradores un margen sustancial sin importar cuál sea el precio al cual vendan los productos refinados a partir del petróleo Saudita.

En 1.986 Bajo el peso de la sobreproducción del petróleo “netback” por miembros de la OPEP, los precios descienden de 28 a 10 dólares el barril, causando lo que se llama el “Segundo Shock Petrolero”. Posteriormente Arabia Saudita retira su política, estabilizándose los mercados mundiales en 15 dólares el barril.

En 1.993 Ecuador, uno de los miembros más pequeños de la OPEP y el único socio latinoamericano de Venezuela en el cartel, abandona al grupo de productores, que ahora cuenta con 11 miembros activos y uno inactivo (Irak).

En 1.996 La reciente ronda de licitaciones en Venezuela marca el ingreso de los inversionistas extranjeros al sector petrolero nacional por primera vez en 20 años. Este cambio en la política es parte de un plan por 60 millardos de dólares para aumentar la capacidad de la producción petrolera del país a casi 5,7 millones de b/d para el año 2.005 y garantizar una cuota mayor en la creciente demanda internacional de petróleo

En 2.000 Segunda cumbre OPEP en Caracas, los miembros acordaron ajustar la producción para mantener el precio del barril en una banda oscilatoria entre 22 US$ y 28 US$ el barril.

Internacionalización

El programa de Internacionalización a finales de 1982, con el establecimiento de una empresa mancomunada con Veba Oel en Alemania. Esto se realizó en el gobierno de Luis Herrera Campíns. El gobierno de su sucesor, Jaime Lusinchi, ordenó la suspensión del programa en 1984, debido a que percibía su costo como muy elevado y sus beneficios como demasiado inciertos. Sin embargo, el deterioro del mercado petrolero a partir de 1985, dio nuevo ímpetu al programa de internacionalización. En 1986, PDVSA adquirió una participación accionaria en 5 refinerías localizadas en Estados Unidos, Suecia y Bélgica, y arrendó la refinería de Curazao del gobierno de las Antillas Neerlandesas, incrementando con esto su capacidad de refinación fuera de Venezuela en casi 600 MBD. A partir de entonces, 10 refinerías adicionales han pasado a formar parte del programa, el cual ahora abarca 19 refinerías localizadas en Estados Unidos, las Antillas Neerlandesas, las Islas Vírgenes Americanas, Alemania, Suecia, Bélgica y el Reino Unido. En la actualidad, la capacidad de refinación a disposición de PDVSA fuera de Venezuela es cercana a los 2 MMBD. La compañía también posee un par de terminales de almacenamiento en el Caribe, y sus filiales en Estados Unidos y Alemania se cuentan entre los más importantes vendedores de gasolina y otros combustibles automotores a nivel del consumidor final en esos grandes centros de consumo.

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PROCESO DE INTERNALIZACION

 

En 1981, un famoso estudio sobre la conducta de las empresas petroleras integradas en Canadá concluyó que es solamente gracias a “la existencia de mercados abiertos que se puede saber cuando los precios de transferencia son excesivos”.

PDVSA tuvo ocasión de constatar lo atinado de esta observación en 1983.  En ese año, mediante unos sencillos cálculos, Rafael Guevara pudo demostrar que los precios de los crudos venezolanos que se estaban enviando a Ruhr eran muy inferiores (2 USD/B en promedio) a los precios oficiales para segregaciones comerciales de calidad comparable. El escándalo que esto suscitó contribuyó decisivamente para que el presidente Lusinchi decretara la suspensión del programa.  A finales de 1985, el deterioro del mercado petrolero sirvió a PDVSA para convencer al gobierno de que la internacionalización ofrecía la única salvaguarda posible para las exportaciones de crudo del país (a partir de entonces, el gobierno aceptó la “necesidad” de colocar cuando menos la mitad de las exportaciones venezolanas de crudo en instalaciones controladas por PDVSA).  El gobierno venezolano también tuvo que aceptar que PDVSA necesitaría una mayor flexibilidad comercial para hacer frente a la nueva dinámica del mercado petrolero.  De acuerdo a Sosa Pietri, para cumplir este requerimiento pero al mismo tiempo “evitar más enfrentamientos en materia de precios, se establece entre PDVSA y el Ministerio de Energía y Minas un mecanismo flexible para su fijación.  Éstos los propuso PDVSA sobre una base diaria. El Ministerio los revisa e impartirá su aprobación

 LA CARACTERISTICA MAS DISTINTIVA DE ESTE MECANISMO:

 Es que el precio que cada cliente paga por un cargamento depende de una gran cantidad de factores: su situación en el momento en que lo negoció, la premura que tuviera PDVSA por colocarlo, la situación del mercado en general y de productos de especialidad, etc.  Gracias a este mecanismo, es normal que dos cargamentos del mismo crudo que se levanten el mismo día se facturen a precios distintos

DIFICULTADES:

Esto contribuye a hacer abrumadora la carga de trabajo que pesa sobre una autoridad fiscalizadora que de por sí tiene las manos llenas gracias a la abundancia de segregaciones comerciales venezolanas

Gracias a la forma opaca en que PDVSA vende los cargamentos que no se mueven por canales integrados, ha sido posible para la compañía incrementar la rentabilidad de sus refinerías mediante precios de transferencia fuertemente descontados (utilizando flujos que de otras manera habrían ido a parar al fisco venezolano).  En este esquema, las actividades de mercadeo de gasolina juegan un papel fundamental, ya que son el elemento que mantiene constante el flujo constante de crudo descontado a través de las refinerías de PDVSA.

 

REFINERIAS Y PARTICIPACION DE PDVSA A NIVEL GLOBAL

Además de estas instalaciones, PDVSA es propietaria de refinerías ubicadas en islas del Caribe como Cuba, Jamaica y Curazao en las que cuenta con 49% de participación, esta ultima llamada refinería. La Isla se ha incorporado mediante un contrato de arrendamiento con el gobierno de Curazao, También existen refinerías en EEUU, donde PDVSA es dueña de 100% de CITGO, así como de otras plantas en la que la petrolera tiene 50% de participación. En territorio estadounidense existen seis refinerías; cuatro en Alemania y otras cuatro distribuidas entre Suecia, Escocia e Inglaterra.

            La capacidad de refinación del país, para el cierre de 2008, según cifras de PDVSA, es de 3.035 millones de barriles, además de estas infraestructuras, PDVSA cuenta con varios proyectos a largo plazo para la construcción de nuevas plantas dentro y fuera del país, iniciativa que requiere de grandes inversiones. Los proyectos internacionales de inversión de Petróleos de Venezuela (PDVSA) se ampliarán con su participación en la construcción de una refinería en Siria, en la que además irá en asociación con los gobiernos de Irán y Malasia.  Esta planta forma parte de 12 proyectos contemplados en el Plan de Refinación en el exterior que prevé la petrolera estatal venezolana.  La refinería tendrá capacidad para procesar unos 140 mil barriles diarios de petróleo.  De este total, PDVSA enviará 42 mil barriles de crudo diarios, mientras que Irán destinará 28 mil barriles y Siria 70 mil barriles diarios, por un período inicial de 25 años.  El director general del Establecimiento Público de Refinerías en Siria, ingeniero Nour Eddin Al-Majlouf, destacó que el desarrollo del proyecto obedece, en gran medida, a las buenas relaciones entre Venezuela y Siria, Para la construcción de la refinería en las cercanías de la ciudad de Homs, en el centro de Siria, se prevé que PDVSA aporte 33% de la inversión requerida, mientras que Irán y Malasia aportarán 26% cada uno y Siria 15% restante. Sin embargo, el funcionario no reporta el costo total del proyecto, que implicará un mayor esfuerzo de PDVSA.

            Según el informe de gestión de PDVSA correspondiente al 2008, la estatal prevé también en asociación con gobiernos la construcción de refinerías en Nicaragua, Dominica, Matanzas (Cuba), Haití, Brasil, Ecuador, Paraguay, además de tres en China y otra en Vietnam. 

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CITGO

Citgo Petroleum Corporation (o de Citgo) es una Refinería ubicada en los  Estados Unidos , propiedad de Venezuela , donde se realizan actividades de  transporte y comercialización de combustibles, lubricantes, productos petroquímicos y otros productos industriales. La compañía pertenece a PDV America, Inc., una subsidiaria indirecta de propiedad total de Petróleos de Venezuela, SA , la compañía petrolera nacional de Venezuela. La compañía tiene su sede en el Corredor de la Energía área de Houston , en Texas .

 

 

REFINERIAS EN ESTADOS UNIDOS

 

La República Bolivariana de Venezuela  posee la totalidad de las acciones de la empresa, que se encuentra adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, sus acciones no pueden ser vendidas a particulares. No obstante, la empresa puede asociarse y entregar concesiones para la prestación de cualquier servicio relacionado con sus productos.

Hasta 1999, PDVSA -a través de sus empresas filiales- tenía el monopolio de la venta, mercadeo y transporte de todo producto y derivado petrolero. Ese año, en el marco de la entonces llamada “apertura petrolera”, se permitió que otras empresas como Shell, BP o Texaco entraran a comercializar dichos productos aunque ajustados a ciertas limitaciones, como el control por decreto del precio de venta de la gasolina, control que aún continúa -independientemente del precio internacional de mercado- resultando en un precio de 0,097 bolívares fuertes (equivalente a 0,045 dólares) y 0,07 bolívares fuertes (0,032 USD) por litro de gasolina de 95 y 91octanos, respectivamente, siendo el producto más barato expendido en Venezuela y uno de los precios más bajos -sino el más bajo- para mercadeo de la gasolina en el mundo. En 2005, dejó de producir para su mercado interno la gasolina con tetraetilo de plomo, a fin de cumplir con exigencias ambientales modernas. En materia de utilidades netas y ganancias, PDVSA se colocó en 2007 en la octava posición en el escalafón mundial, al registrar un balance de 6.273 millones de dólares, 15% más que en 2006. Más abajo se ubicaron PEMEX, con 4.287 millones y ECOPETROL con 2.800 millones.

Entre sus mayores activos internacionales está la empresa Citgo, en los Estados Unidos de América, de la cual es propietaria en un 100%; la Ruhr Oil en Alemania, de la cual posee un 50% de acciones y la empresa Nynäs Petroleum en Suecia, en la cual tiene participación a partes iguales con la empresa petrolera de FinlandiaNeste Corporation.

La estatal posee además -a través de Citgo- ocho refinerías en Estados Unidos, la de Corpus Christi, en Houston, en Illinois, en Nueva Jersey, en Sweeny, en Lousiana, y Savannah, en Georgia. La capacidad de refinación en suelo norteamericano es de aproximadamente 1,12 millones de barriles diarios. En Europa, la capacidad supera los 252.000 barriles diarios -a través de la empresa filial Nynäs- con las refinerías de Nynasshamn en Suecia y Antwerp en Bélgica, así como de las ubicadas en el Reino Unido. Son 608.000 barriles diarios los producidos por las refinerías ubicadas en el Caribe. En agosto del 2009, PDVSA adquiere el 20% de sus acciones con la empresa canadiense, Enbridge siendo la mayor filial empresa junto con Citgo. En mayo de 2010 Pdvsa además adquirió por 133,4 millones de dólares el 49% de la única refineria de República Dominicana, conocida como Refidomsa.

BENEFICIOS DE LA INTERNACIONALIZACION

La adquisición de activos de refinación, almacenamiento y mercadeo al detal fuera de Venezuela ha significado para PDVSA un total de 4,380 MMUSD en costos de adquisición directos entre 1983 y 2002, incluyendo un total de 250 MMUSD por concepto de los pagos asociados al arrendamiento de la refinería de Curazao. Cuando a esta cifra se le suman 1,590 MMUSD en aportaciones patrimoniales que PDVSA ha hecho a sus filiales en Estados Unidos y los 502 MMUSD en gasto de inversión que PDVSA ha destinado a Refinería Isla durante este mismo período, se llega a un gran total de 6,480 MMUSD. Esto equivale a un desembolso bruto de 1.27 USD por cada uno de los 5,070 millones de barriles de crudo venezolano que PDVSA ha enviado a proceso a refinerías de su propiedad entre 1983 y 2002 inclusive.

Desde un punto de vista conceptual, los desembolsos brutos no son el mejor indicador del costo real de la internacionalización, ya que no toman en cuenta la reducción de costos que supondría la captación por parte de PDVSA de flujos monetarios enviados por sus filiales en el exterior. Sin embargo, cuando se incorpora este elemento a los cálculos se puede ver que, en la práctica, no hay diferencias apreciables entre los desembolsos brutos y netos asociados al programa. Esto se debe a que PDVSA ha permitido que sus filiales retengan (con propósitos de reinversión) prácticamente la totalidad de los flujos de caja generados por sus operaciones, y nunca ha buscado su repatriación a Venezuela a través de la declaración de dividendos.

La política de dividendos que ha caracterizado al programa de internacionalización se ha justificado en términos de complicaciones de doble tributación. Debido a que Venezuela y Estados Unidos (el país donde se encuentran la mayoría de los activos comprendidos en el programa de internacionalización) no suscribieron un tratado de doble tributación sino hasta fechas muy recientes, siempre se ha dicho que PDVSA tuvo que optar por la alternativa de reinvertir ganancias retenidas para evitar el pago de impuestos de retención sobre dividendos declarados por sus filiales en ese país. Así se 6

ha explicado el hecho de que en repetidas ocasiones PDVSA haya adoptado medidas para limitar la capacidad de sus filiales en el exterior para declarar dividendos, no obstante la magnitud de los desembolsos asociados con el programa y los apremios fiscales de sucesivos gobiernos venezolanos. Por ejemplo, apenas CITGO pasó a ser de su propiedad única (1990), PDVSA negoció una serie de líneas de crédito y acuerdos de financiamiento que eran considerablemente más restrictivos en cuanto al pago de dividendos por parte de esta filial (sus pagos de dividendos se contrajeron de un promedio de 40 MMUSD por año para el período 1986–1990 a 13 MMUSD para el período 1990– 1995). Del mismo modo, todas las emisiones de bonos vinculadas al programa que PDVSA ha colocado en mercados internacionales de capital desde 1991 contienen cláusulas de restricción sobre la capacidad de sus filiales internacionales para declarar dividendos. La explicación de PDVSA en torno a lo exiguo de las remesas de utilidades de la internacionalización a Caracas nunca ha sido cuestionada, a pesar de que a lo largo de más de veinte años sus filiales extranjeras han declarado cientos de millones de dólares en dividendos a sus respectivas tenedoras de acciones. La mayoría de estas utilidades provino de las filiales de PDVSA en Estados Unidos, pero estos flujos no atrajeron impuestos de retención estadounidense porque, como ya se ha dicho, la ruta que transitaron para llegar a las Antillas Holandesas (de PDV America en Estados Unidos a PROPERNYN B.V. en Holanda a VENEDU en Curazao) fue pensada para aprovechar las oportunidades de optimización fiscal presentes en los tratados de doble tributación entre Estados Unidos y Holanda, por un lado, y Holanda y sus dependencias caribeñas, por el otro. Una vez concentrados en Curazao, estos flujos podrían haberse remitido a Venezuela (no necesariamente como dividendos) sin incurrir en impuestos de retención, bajo el amparo del tratado de doble tributación entre las Antillas Neerlandesas y Venezuela. Sin embargo, VENEDU optó por recircular los fondos hacia las filiales de PDVSA en el exterior, para así financiar la adquisición de nuevos activos de refinación, mercadeo y almacenamiento.

ALIANZAS  CON EL MERCADO INTERNACIONAL

 

La seguridad energética del mercado interno garantiza el suministro del inventario estratégico del país y la satisfacción de la demanda nacional con combustibles limpios, lubricantes, asfaltos y especialidades de calidad regional.

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          A través de la integración latinoamericana se busca consolidar el proyecto Petroamérica, el cual está compuesto por Petrosur, Petrocaribe y Petroandina. Este plan responde a una propuesta del Gobierno Bolivariano de Venezuela, en la lucha por lograr una distribución justa de la energía en pro del desarrollo igualitario de las naciones que forman parte del proyecto.

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         El cambio se pone hacia la captación de nuevos mercados y mejor beneficio de la demanda mundial de crudos. Para esto PDVSA se apoya en los convenios firmados con Europa y Asia, específicamente con China, Japón e India. Por otro lado se mantienen los mercados  tradicionales con el fin de valorizar nuestra base de recursos de crudos pesados y extra pesados.

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Otros clientes importantes que adquieren nuestro crudo como materia prima para su propio sistema son: Shell, Exxon, Conoco-Phillips, Chevron-Texaco, BP, Total y Repsol. También se incluyen empresas estatales como: Cupet, Refidonsa, Petrotim y Petrochina.

 

LOS PACTOS PETROLEROS CREADOS POR EL GOBIERNO

Venezuela ha celebrado decenas de pactos petroleros desde que Hugo Chávez llegó al poder en 1999, la mayor parte de ellos relacionados con la provisión de crudos a naciones comandadas por aliados del mandatario.

-Convenio con Cuba: Fue uno de los primeros acuerdos bilaterales firmados por Chávez. Comenzó en el 2000 con el envío de crudo venezolano a cambio de la prestación de servicios médicos y se fue ampliando hasta abarcar numerosos sectores de la economía, como la minería, el deporte y la electricidad. PDVSA reportó que en el 2011 Venezuela suministró 96.300 barriles por día (bpd) de crudo a Cuba, volumen que se ha mantenido estable pese a que la modernización de la refinería Cienfuegos, un proyecto binacional emprendido en la isla en el 2007, supondría una reducción de los envíos venezolanos. Tras varios refinanciamientos de la factura durante los primeros años del convenio, se pactó que Cuba pagara el petróleo con servicios que presta al Gobierno, principalmente asesorías y el trabajo de miles de profesionales que laboran en institutos oficiales o en los populares programas sociales de Chávez.

-Petrocaribe: Nacida en el 2005, esta iniciativa multilateral permite a 18 naciones de Centroamérica y el Caribe recibir petróleo venezolano mediante un laxo mecanismo de pago con dos años de gracia y financiamiento a largo plazo por 25 años de hasta 70% de la factura con un 2% de interés anual, dependiendo del precio del crudo. Entre el 2008 y el 2012, Petrocaribe le permitió a los países signatarios amortiguar el elevado costo de la importación de combustibles e incluso condonó parte de la deuda acumulada por países como Nicaragua y Haití, mientras Venezuela recibió diversos bienes y servicios a cambio. PDVSA envió en el 2011 un promedio de 95.000 barriles por día a las naciones adscritas, mientras que recibió bienes en intercambio por un valor de 493 millones de dólares.

-Acuerdo Energético de Caracas: Nació en el 2000 como una iniciativa de Chávez para proveer petróleo a los países de América Central y Sudamérica, pero no se activó sino hasta un lustro después con el envío de moderadas cantidades a países como Uruguay, Paraguay y Bolivia. Al igual que otros pactos, permite la compra de crudo bajo flexibles condiciones de financiamiento, a cambio de diversos bienes y servicios producidos por los países beneficiarios. Venezuela ha recibido ganado, alimentos y servicios tecnológicos en pago de los despachos petroleros.

- Fondos chinos: Caracas y Pekín, con la participación del Banco de Desarrollo Chino (BDC) y el venezolano Bandes, acordaron en el 2007 la constitución de un fondo rotatorio para financiar obras de infraestructura en el país sudamericano, en el que China aporta 4.000 millones de dólares y Venezuela 2.000 millones. El dinero chino se paga con crudo y fuel oil, por lo que PDVSA aparece como garante del mecanismo. Mientras este fondo se ha repuesto dos veces para sumar 12.000 millones de dólares en aportes chinos, ambas naciones acordaron en el 2010 una línea de crédito adicional por 20.000 millones de dólares, también pagadera con petróleo. Documentos oficiales filtrados el año pasado por la oposición revelaron que, al no cobrar las exportaciones a China ni poder reportarlas como parte de sus aportes al Estado, PDVSA debe lidiar con un significativo hueco fiscal en su presupuesto, que para el 2011 calculó en más de 18.000 millones de dólares.

- Convenio con Argentina: Se creó inicialmente con el objetivo de contribuir a aliviar la aguda crisis energética que atravesó Argentina a principios de la década pasada. Venezuela suministra a ese país alrededor de 25.000 bpd de diesel, que es destinado fundamentalmente a la operación del sistema eléctrico, y el Gobierno de Chávez recibe diversos bienes a cambio, principalmente alimentos. Este convenio ha permitido un dinámico comercio entre ambas naciones, que antes de la gestión de Chávez no era fructífero, incluyendo la construcción de buques tanqueros para PDVSA en astilleros argentinos y la participación de la venezolana en el mercado interno de combustibles de ese país.

 

- Intercambio con Ecuador: Venezuela y Ecuador acordaron en el 2007 e l intercambio de dos tipos de crudo ecuatoriano por derivados venezolanos, con el objetivo de eliminar intermediarios en la compra-venta de petróleo. Venezuela está recibiendo unos 60.000 bpd de crudo ecuatoriano y entrega un volumen variable de derivados a Ecuador, según dijo el gobierno venezolano en abril.

- Acuerdo de San José: Creado en la década de 1980, este convenio involucra el envío de crudo mexicano y venezolano a una docena de países de Centroamérica y el Caribe, pero en los últimos años Venezuela lo ha ido sustituyendo por Petrocaribe. No involucra descuentos o financiamiento directo, pero permite a empresas de los países proveedores contar con ventajas arancelarias en las naciones receptoras.

ASOCIACIONES CON OTRAS REFINERIAS

 

            El complejo esquema organizacional del sistema internacional de refinación y mercadeo de PDVSA. La administración de la internacionalización nominalmente estaba a cargo de la filial Interven, esta compañía en realidad nunca cumplió otra función que no fuera la de recopilar información y preparar estadísticas y reportes de desempeño financiero y operativo. La tarea de concentrar y distribuir recursos para gasto e inversión dentro del marco del programa, en cambio, corrió a cargo de estas dos compañías tenedoras de acciones hasta diciembre del año 2000 inclusive. Los respectivos domicilios de estas dos compañías hacían posible que PDVSA utilizara los diversos acuerdos de doble tributación suscritos por Holanda para evitar que los flujos financieros enviados a estas matrices remotas por sus filiales de refinación y mercadeo en el exterior de Venezuela pagaran impuestos de retención a los dividendos en las jurisdicciones donde fueron generados (en particular los Estados Unidos).

            En diciembre del año 2000, Venedu y Propernyn (al igual que PDV Holding Inc., domiciliada en Delaware), transfirieron todas sus acciones a PDVSA en Caracas, en anticipación de la liquidación de Venedu durante 2001. La disolución de esta empresa tenedora de acciones obedeció a tres motivos. En primer lugar, durante la segunda mitad de la década de los años noventas, PDVSA se hizo partícipe de diversos vehículos de financiamiento estructurado que hicieron redundantes las funciones de Venedu en tanto que ente concentrador y distribuidor de los flujos de caja generados por las empresas de PDVSA en el exterior. En segundo lugar, la firma de un tratado de doble tributación entre Estados Unidos y Venezuela hizo posible que otra parte de estas funciones se pudiera llevar a cabo directamente en los Estados Unidos por parte de PDV Holdings Inc. (y en Europa, de Propernyn B.V.). Finalmente, dividió a diversas reformas tanto al régimen fiscal de Curazao como al tratado de doble tributación Holanda-Aruba Antillas Neerlandesas, las compañías domiciliadas en las dependencias holandesas del Caribe han sido privadas de la facultad de acogerse a los acuerdos de doble tributación suscritos por Holanda y, por lo tanto, de las ventajas fiscales que esta facultad les confería.

Alianzas Estratégicas De Venezuela con Otras Refinerías:

  • Refinería Cienfuego.
  • Expansión de la Refinería Kingston.
  • Construcción de la Refinería Abreu y Lima.
  • Conversión de la Refinería La Taja.

CRITICAS DEL GOBIERNO A LA INTERNACIONALIZACION

En 1998, el presidente Chávez hizo patente su inconformidad con el hecho de

que, hasta ese momento, no se habían repatriado a Venezuela ganancias generadas en el marco del programa de internacionalización. El presidente giró instrucciones para que las filiales de la compañía en el exterior (especialmente CITGO) contribuyeran en algo a aliviar la crisis fiscal por la que atravesaba el gobierno venezolano a raíz del colapso en los precios internacionales del petróleo. De esta forma, en 1998 CITGO declaró 486 MMUSD en dividendos, cifra que excedía en 401 MMUSD a los dividendos totales declarados por esta filial durante los ocho años en los que PDVSA había sido su único accionista. En Venezuela, la opinión pública asumió, incorrectamente, que la totalidad de estos fondos ingresaría a las arcas del gobierno. En realidad, el destinatario de los dividendos fue la matriz inmediata de CITGO, PDV America, compañía que en ese mismo año fiscal declaró solamente 268 MMUSD en dividendos a su matriz, PDV Holding Inc. No está claro en qué medida este segundo monto se redujo aún más a su paso por PROPERNYN y luego por VENEDU, ni tampoco qué fracción del dividendo originalmente declarado por CITGO ingresó finalmente a Venezuela. Como se puede ver, el gobierno del presidente Chávez asumió una postura más exigente que la de sus predecesores respecto a las responsabilidades fiscales de las filiales internacionales de PDVSA. Sin embargo, aún si todos los flujos enviados a VENEDU se hubieran repatriado a Venezuela, el programa de internacionalización de todas maneras habría supuesto un cuantioso sacrificio fiscal de parte del gobierno venezolano, debido a la manera en que funciona el mecanismo de precios de transferencia entre PDVSA y sus filiales de refinación. Gracias a este mecanismo, las filiales de PDVSA en el exterior reciben crudo y productos a precios inferiores a los que prevalecen en el mercado abierto. Esto incide negativamente sobre el ingreso fiscal del gobierno porque, a raíz de un acuerdo inter-ministerial que data de 1985, las obligaciones fiscales derivadas de la exportación de petróleo venezolano (regalía e impuesto sobre la renta) se calculan a partir de los precios declarados por el contribuyente, sin que se haga ninguna distinción (como sucede en el resto del mundo) entre precios internos de transferencia y precios de mercado abierto.

Venta de Ruhr Oil

En el año 2010 Bajo el tí­tulo “Con la venta de Ruhr Oil Venezuela se desprende de un mal negocio”, PDVSA vendió a la compañía Rosneft la cual es la mayor petrolera rusa. Su participación de un 50% en el circuito alemán de refinerí­as Ruhr Oel, en el que estaba asociada a la británica BP, participación que PDVSA adquirió en Ruhr Oel GmbH a inicios de los años ochenta “en condiciones muy favorables, por un valor que según la petrolera venezolana “superó con creces” los 1.600 millones de dólares A esa suma, se le agregaron los inventarios de crudo existentes en sus instalaciones en el momento del cierre de la operación y las facturas pendientes por pagar”.

El presidente Hugo Chávez confirmó la operación durante una visita oficial a Moscú, “Nosotros estábamos buscando un socio estratégico para vender nuestra parte en esa refinerí­a. Bueno, ya se acordó con Rusia”, dijo Chávez en declaraciones a su llegada a la capital rusa, donde inició una gira que lo llevó desde Irán a Libia. El mandatario no dio detalles sobre el monto, condiciones o plazo de la operación. Venezuela habí­a negociado con Rusia durante meses la venta de su 22 por ciento en las cuatro refinerí­as, ubicadas en Alemania y con una capacidad conjunta de 1,04 millones de barriles por día, como parte de su plan de desinversión en activos “no estratégicos”.PDVSA tiene participación en refinerí­as de Estados Unidos, Alemania, Suecia y Escocia, pero pocas de ellas procesan crudo venezolano o rinden dividendos al paí­s, por lo que el Gobierno ha cuestionado la conveniencia de mantener esos activos.

 Desde el 2007, Venezuela ha vendido varios activos externos de PDVSA en Estados Unidos y el Caribe, reduciendo la presencia en sus mercados tradicionales e incrementando las multimillonarias nacionalizaciones en el sector nacional y los proyectos por construir en paí­ses aliados. La compañí­a afirmo que estas operaciones servirán para impulsar su plan de inversiones, que en el ejercicio 2010 superó los 16.000 millones de dólares, mientras lidia con una declinante producción petrolera y persistentes fallas en sus operaciones. Sin embargo, los crí­ticos de Chávez denuncian que el Gobierno utiliza los recursos estatales con fines polí­ticos, financiando programas sociales, gasto público y desventajosos acuerdos internacionales, y afirman que las actuales autoridades de PDVSA decidieron la venta debido a “una especie de angustia y desesperación por ver de dónde se saca dinero”.

Además, Venezuela enfrenta una creciente lista de indemnizaciones por pagar y juicios pendientes por la oleada de nacionalizaciones y expropiaciones que impulsa el mandatario para crear un Estado “socialista”.

Por el contrario, PDVSA añadió que al decidir la participación en Ruhr Oel GmbH el Gobierno del democristiano Luis Herrera Campins (1979-1984) aceptó que le fueran transferidas a la estatal unas “cuantiosas deudas” y que se le impusiera un millonario “plan de inversiones”, de lo cual tampoco ofreció cifras. “En 30 años (esa participación de Venezuela en Ruhr Oel GmbH) prácticamente no rindió ganancias al paí­s para recuperar las inversiones hechas, tampoco refinó ni un barril de petróleo pesado nacional, ni dio empleo a venezolanos”, añadió PDVSA. En el convenio original establecido por PDVSA y su entonces socia Veba Oil, las cuatro refinerí­as en Alemania debí­an procesar crudos pesados y extrapesados procedentes de Venezuela, pero “este objetivo no se cumplió”, agregó la estatal venezolana.

Conclusión

La Internacionalización, a permitido  que  PDVSA se  transformara  en el cuarto o quinto refinador más grande del mundo.  Sin embargo, la seguridad de colocación ha tenido una aportación muy limitada a las utilidades de PDVSA.  Los contratos de suministro con filiales en el exterior reducen la flexibilidad de la empresa, a veces severamente (ej.: necesidad de adquirir crudo para cumplir con compromisos de suministro. Asimismo, ha tenido que mantener algunos contratos de suministro muy onerosos, con el agravante de que la única manera en que PDVSA ha podido limitar los daños que se derivan de dichos contratos es la de llevar al 100 %  su participación accionaria en activos que la propia compañía admite han tenido una rentabilidad muy poco satisfactoria (los ejemplos más claro en este sentido son Uno-Ven y Lyondell). 

Gracias a la internacionalización, tanto las refinerías de PDVSA en el exterior como los socios extranjeros de la compañía han podido integrarse verticalmente hacia atrás, a un costo muy bajo y con unos beneficios tangibles muy grandes. Por otro lado, el principal beneficiario de las operaciones de mercadeo de CITGO parece haber sido el consumidor estadounidense de combustibles automotores, que es quien adquiere los productos que CITGO vende a precios extraordinariamente atractivos tan solo para asegurar el flujo continuo de crudo venezolano a través de las refinerías de PDVSA.

Para concluir, quisiéramos remarcar que este trabajo no pretende ser una investigación exhaustiva de la internacionalización, ya que se trata de un programa de envergadura y alcance tales que bien se le puede dedicar un libro de considerable extensión. Más bien, era abordar las que se nos antojaban como las interrogantes más apremiantes en torno al programa, sobre todo desde el punto de vista del gobierno venezolano. Consideramos que es mejor que cada uno de nosotros  llegue a sus propias conclusiones al respecto. Como dijo la novelista e historiadora escocesa Josephine Tey:: la verdad está en las cuentas, no en los cuentos.

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