MERCADO EXTERNO

REPUBLICA  BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINIESTRIO DEL PODER POPULAR  PARA LA EDUCACION UNIVERSITARIA

UNIVERSIDAD SANTA MARIA

ESCUELA DE CONTADURIA

CÁTEDRA: ECONOMÍA MINERA Y PETRÓLERA

MERCADO EXTERNO

 

INTEGRANTES:

MUJICA FRANCHEYLIN C.I: 20.629.701

REINOZA YHENDERSON C.I: 24.367.816

TOVAR ARTURO C.I: 14.163.906

BOLIVAR ANDREA C.I: 19.207.425

ESCALANTE LUIS  C.I:21.414.559

SECCIÓN B. NOCTURNO

INTRODUCCIÓN

            Cuando un país posee abundantes recursos de hidrocarburos en el subsuelo, como es el caso de Venezuela, se impone la estrategia de planificar su utilización creciente. De esa manera, se podrán generar cada vez mayores beneficios directos e indirectos y contribuir al desarrollo económico en la medida en que crece la población y aumentan sus necesidades. Hace unos 40 años se consideraba conveniente conservar los recursos de hidrocarburos contenidos en el subsuelo Venezolano para las futuras generaciones. En la medida en que se fue develando la inmensa abundancia de esos recursos, y se fue comprendiendo el gran alcance de la utilización del petróleo en la plantilla energética global, ha quedado claro que nuestro país debe aumentar progresivamente la producción petrolera para beneficiarse de las crecientes oportunidades que se le presentan. Particular mención al respecto, merecen las ventajas que Venezuela tiene en los mercados del hemisferio occidental, en particular en Estados Unidos y en Centro América y el Caribe.

Para países como Venezuela, la esencia de su industria petrolera está asociada con el ambiente internacional. Con excepción de los 400 mil barriles por día de petróleo del consumo doméstico y la transmisión de unos 10 mil millones diarios de pies cúbicos de gas natural, los cuales se consumen íntegramente en territorio nacional, toda nuestra industria petrolera es internacional.

En la década de los 70, como resultado de las nacionalizaciones en varios importantes países petroleros, se rompieron las cadenas integradas que habían venido siendo manejadas por las empresas internacionales. En consecuencia, esos países tuvieron que crear nuevas plataformas de comercialización. Al mismo tiempo, las refinerías internacionales luchaban para asegurarse el suministro de petróleo y enfrentaban márgenes de refinaciones reducidas, resultantes de los altos precios petroleros. Durante la década de los 80, quienes dirigían la industria petrolera Venezolana comprendieron la gran oportunidad que ese ambiente ofrecía a quienes poseían abundantes reservas. La apremiante necesidad de las empresas refinadoras de asegurar sus cargas de crudo, las llevó a ofrecer a una participación en sus refinerías a muy bajo precio. Fue así como Pdvsa hizo la transición de suplirdor de crudo a propietario de 50% de dos refinerías ubicadas en Louisiana y Texas. Vale la pena señalar que ambas refinerías tienen la capacidad para recibir crudos venezolanos. Más adelante, esas instalaciones serían 100% propiedad de Pdvsa agrupadas bajo la empresa Citgo, subsidiaria de nuestra empresa nacional.

Gracias a esto auge surge la internacionalización y globalización del petróleo la cual no es más que llevar crudo al mercado internacional para su refinación, distribución y mercadeo en los países consumidores y así a través de esta política se busca maximizar ingresos y minimizar riesgos asegurando mercados estables a largo plazo para nuestra producción mediante la aplicación de mecanismos comerciales atractivos que nos garanticen llegar hasta el consumidor final.

Es por esto y debido a la gran importancia que produce el petróleo para la economía venezolana, el presente trabajo tendrá como objetivo el desarrollo, análisis y explicación del amplio ambiente que trata el hidrocarburo en situaciones como la internacionalización y pactos acordados con empresas extranjeras realizados por PDVSA así como las ventajas y desventajas que esto traiga consigo.

HISTORIA DE LA INTERNACIONALIZACION EN VENEZUELA

El programa de internacionalización arrancó hacia finales de 1982, con el establecimiento de una empresa mancomunada con Veba Oel en Alemania. Esta adquisición se realizó en las postrimerías del 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 mil barriles diarios. 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 millones de barriles diarios. 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.

Para el fisco venezolano, la internacionalización ha resultado extraordinariamente costosa, ya que ha reducido tanto los ingresos por concepto de exportación (a través de los descuentos) como el ingreso gravable de PDVSA (a través del incremento en costos y su importación a Venezuela para su deducción para efectos del ISLR).

El objetivo estratégico de colocar grandes volúmenes de crudo en instalaciones controladas por PDVSA se ha conseguido a costa de una fuerte disminución en los ingresos fiscales, que a final de cuentas son los que reflejan los beneficios que la nación venezolana obtiene por permitir la explotación de un recurso natural no renovable que es de su exclusiva propiedad y dominio.

Para el accionista de la compañía (es decir, el estado venezolano), la internacionalización tampoco ha reportado beneficios tangibles, sobre todo porque PDVSA no ha declarado dividendos sobre las ganancias de sus filiales en el exterior.

En cuanto a la compañía misma, el principal cambio derivado de la internacionalización es que PDVSA se ha transformado 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). Además, la compañía ha adquirido activos cuyo costo real es muy superior al precio al cual se podrían vender.  Así mismo, 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 a 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). Eso sí, el programa ha aumentado la capacidad de los directivos de PDVSA para resistir pasivamente las órdenes del gobierno, especialmente aquellas que conciernen al patrimonio de la empresa.

Un buen ejemplo de esto se encuentra en la manera en que PDVSA ignoró la directiva de Carlos Andrés Pérez de vender 50% de CITGO. Aunque no faltaron los funcionarios petroleros que expresaran su repudio hacia esta orden y cuestionaran abiertamente la cordura del presidente (Andrés Sosa Pietri entre ellos),  fueron más los que simplemente dijeron que los deseos de Pérez eran imposibles de cumplir porque,  en vista de la  recesión  en  los  países  desarrollados  y  las  condiciones  del  mercado petrolero,  nadie estaría  dispuesto a  pagar  por  CITGO  el  precio que  Venezuela (es decir, PDVSA) pediría por la compañía.

CAUSAS QUE ORIGINARON LA INTERNACIONALIZACIÓN PETROLERA

·         Había una fuerte presión hacia la baja de los precios del mercado y Venezuela desde hace un par de años había determinado que era conveniente contar con instalaciones de refinación en el extranjero.

·         El 75% de las reserves del petróleo venezolano son pesados y extrapesados, se necesitaba colocar ésta reserva en el mercado exterior.

·         La necesidad de generar cada vez mayores beneficios directos e indirectos que contribuyan al desarrollo económico mediante el aumento progresivo de la producción petrolera para beneficiarse de las crecientes oportunidades que se le presentaban.  Asegurar mercados estables a largo plazo para nuestra producción mediante la aplicación de mecanismos comerciales atractivos que nos garanticen llegar hasta el consumidor final.

INTERNACIONALIZACIÓN PETROLERA

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.

MERCADO EXTERNO

Es aquel mercado que se logra gracias a las ventas y compras del extranjero. En la fórmula del PIB se podrá apreciar estas 2 variables y si el saldo de las exportaciones e importaciones es favorable al país se dirá que la balanza de pagos tiene saldo positivo y se sumara a las demás variables del PIB.

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 dependen de las fluctuaciones de precios en el mercado internacional.

COMERCIO EXTERIOR

Se define como comercio internacional o mundial, al intercambio de bienes, productos y servicios entre dos o más países o regiones económicas

Intercambio de bienes y servicios entre países. Los bienes pueden definirse como productos finales, productos intermedios necesarios para la producción de finales o materias primas o productos agrícolas. El comercio internacional permite a un país especializarse en la producción de los bienes que fabrica de forma eficiente y con menores costos. El comercio internacional aumenta el mercado potencial de los bienes que produce determinada economía, y se caracteriza las relaciones entre países, permitiendo medir fortalezas de sus respectivas encomias.

PRIMERAS PARTICIPACIONES DE PDVSA EN EL EXTERIOR.

PRIMERA ADQUISICIÓN RUHR OEL

Al principio de los años 80, Petróleos de Venezuela S.A., decidió que quería depender menos de las siete hermanas que habían establecido condiciones de compra onerosas para Venezuela. Deseaba tener acceso directo a los mercados internacionales y colocar y refinar los crudos pesados venezolanos que en esa época eran difíciles de vender sin conceder descuentos sustanciales en comparación con los crudos livianos.

Es así que hacia finales de 1982 surge la primera asociación o alianza entre PDVSA con Veba Öel  en Alemania, compañía en la cual el gobierno alemán todavía conservaba una importante participación accionaria del 14%, de esta forma PDVSA pasaría a tener participación en cuatro refinerías, Gelsenkirchen (50%), Neustadt (12.5%), Karlsruhe (16.5%) y Schwedt (19%). Iniciando así su política de internacionalización.

La inversión en la refinería de Gelsenkirchen tuvo un costo de DM 160 millones, luego con la inversión en las otras tres refinerías, el total de la inversión subió a uno DM 500 millones.

La unión con Ruhr Öel (antes Veba Öel) fue la primera colaboración mundial entre países productores y consumidores de petróleo, por cuanto pareció un matrimonio hecho en el cielo puesto que Alemania tenía un excelente mercado pero no tenia petróleo y Venezuela tenia petróleo pero no tenia mercado.

Con esta asociación se procesarían hasta 100 MBD de crudos pesados venezolanos, pero para lograr esa meta, era necesario adaptar las refinerías alemanas para procesar los crudos pesados, pero desafortunadamente las modificaciones se hicieron solo en parte  e incluso se planifico construir una unidad de alta conversión, el llamado Veba Combi-Cracker, Aunque Ruhr Öel estaba de acuerdo con gastar dinero modificando las refinerías, PDVSA tuvo problemas para aportar su parte por la oposición al solicitar la autorización del congreso.

Los crudos pesados causaron ciertos problemas al bombearlos por tuberías hasta las refinerías que están tierra adentro. El BCF 17 (Bolivar Coast Field) no presentaba dificultades pero, en cambio, el BCF 13 no se pudo bombear tal cual y la solución fue mezclarlo con crudos más livianos como el Tia Juana 24

El negocio con Ruhr  Öel se concibió como un “net-back” ya que el valor del crudo suministrado se calcula tomando en cuenta el ingreso por la venta  de los productos  en las puertas de la refinería, menos los costos de refinación, y con ajustes por la calidad del crudo suministrado por cada parte. Con fines de mejorar su “net-back”, PDVSA decidió aumentar la entrega de crudos livianos y continuar suministrando solo cantidades limitadas de crudos pesados, es asi como empieza a comprar gran parte de su entrega en el mercado spot de Roterdam y más tarde, concreta un intercambio con los rusos para ahorrar fletes, ellos proveían crudo liviano para las refinerías en Alemania y PDVSA suministraba crudo pesado para refinar en Cuba. Cuando se termino la guerra fría a principios de los 90, Pdvsa volvió a comprar crudo liviano en el mercado de Roterdam, del mar del norte y de los rusos.

Esta adquisición se realizó bajo los augurios de un gobierno Copeyano, en las postrimerías de la administración de 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  Öel  eran muy inferiores a los precios oficiales venezolanos, llevó al gobierno de 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. Así en 1986, la compañía incorporó 6 nuevas refinerías al programa, incluyendo el arrendamiento de la refinería de Curazao, e incrementó su capacidad de refinación en el exterior en 200 millones de barriles diarios aproximadamente.

VENTA DE RUHR ÖEL

En Octubre de 2010, el gobierno nacional anuncia que acaba de vender sus acciones en la empresa alemana, Ruhr Oel, a la empresa estatal rusa, Rosneft. Desprenderse de cualquier activo es una práctica normal de una empresa. El punto a discutir es ¿porqué se compró?, ¿porqué  se quiere vender?, ¿cómo se realizó la transacción? y ¿en qué va a utilizarse el producto de la venta?  Además, porqué no se realizó una consulta previa con profesionales del negocio, ni se informó debidamente a la población. El porqué se compraron: La internacionalización fue una estrategia de la PDVSA meritocrática con la aprobación del Ministerio de Energía y del Congreso, con el visto bueno de la CTV, Fedecámaras y de la mayoría de los partidos políticos. El objetivo era adquirir mercado contando con refinerías, para no depender de los compradores de petróleo y colocar nuestros crudos pesados y extrapesados. Además, en ese momento construir una refinería en Venezuela era más costoso que adquirir una ya operativa en el exterior y no se disponía de los recursos financieros. La participación total o parcial de PDVSA en 16 refinerías en Estados Unidos y en Europa tuvo un costo de 3.000 millones de dólares, gran parte de ellos pagados con el suministro de petróleo, mientras que construirlas en el país tenía un costo de 7.300 millones de dólares.  En el año 2001, exportamos algo más de 2 millones de barriles por día, refinándose un 48% en nuestras refinerías en el exterior. Ese año la ganancia neta del negocio de refinación en el exterior fue de 727 millones de dólares.

Porqué se vendió Ruhr Oel: Esta empresa es dueña de cuatro refinerías y PDVSA poseía el 50% de las acciones. Según declaraciones oficiales, se vendió porque en la misma no había trabajadores venezolanos, porque no procesaba nuestro petróleo y porque no daba suficientes ganancias. Lo primero no tiene sentido, ya que nadie establece una empresa en el exterior para darle trabajo a sus nacionales. Ciertamente se procesaba poco petróleo de PDVSA porque era mejor negocio colocar nuestra baja cuota petrolera en nuestras refinerías en Estados Unidos. El día que aumentemos la producción, hoy limitada por diversos factores, vamos a necesitar esas refinerías para no estar sujetos a los mercaderes del petróleo.

También es cierto que nuestras refinerías en el exterior no procesan grandes cantidades de crudo pesado y extrapesados, lo cual se explica por razones de diferencial de precio. Al tener una baja cuota de producción y necesitar mayores ingresos la mejor opción es colocar los crudos más valiosos. Visualizando que a mediano y largo plazos el petróleo que dispondremos será mayormente pesado y extrapesados y que la declinación de la producción de otros países obligará a incrementar nuestra producción,  la venta de nuestra participación en Ruhr Oel es lesiva para Venezuela y debilita a PDVSA.

GANANCIAS EN ALEMANIA

El presidente Chávez también dijo que las refinerías de Ruhr Oel, vendidas a la rusa Rosneft por $ 1.600 millones, “no le dieron a Venezuela un centavo de dividendo en veinte años. Son negocios que hizo la Cuarta República”. Sin embargo, en septiembre de 2005 el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, dijo en una entrevista a El Diario El Universal, que ese año los dividendos de Ruhr Oel serían $1.000 millones pues “ha tenido ingresos superiores a CITGO,  a pesar de que tiene la mitad de las dimensiones”.

Para el experto petrolero, Humberto Calderón Berti, la venta de tales activos en 1.600 millones de dólares que obviamente no iba a dejar de aprovechar Rosneft. La operación de  venta  incluye el  50%  que tiene Petróleos de Venezuela en cuatro refinerías Ruhr Oel y otros activos en Alemania.

El experto petrolero explicó que cuando se entró al negocio con Ruhr Oel se pagaron 1.500 millones de dólares. Se desembolsaron apenas 300 millones y el resto se canceló con el flujo de caja del complejo refinador. A su juicio, actualmente esa refinería no se construye por menos de 7.000 ó 8.000 millones de dólares, es decir, que “están regalando la participación venezolana”. Estima que la participación venezolana es más del doble de los 1.600 millones de dólares pactados.

OTRAS ADQUISICIONES DE ACTIVOS DE REFINACION Y ALMACENAMIENTO FUERA DE VENEZUELA

AB NYNÄS PETROLEUM

En 1986, PDVSA y Axel Johnson, se hacen socios, con un 50% cada uno, en la empresa AB Nynäs Petroleum, la cual opera refinerías en Suecia, Bélgica y el Reino Unido.

En 1989, la empresa petrolera estatal finlandesa Neste Oil adquirió del grupo Axel Johnson y delBanco de Inversiones de Suecia, el 50 % de las acciones de AB Nynäs Petroleum, convirtiéndose en socio de PDVSA en esta compañía.

Por medio de su asociación con AB Nynäs, la corporación está incrementando su participación en el mercado de asfalto de Europa Occidental. Esta compañía posee dos refinerías: una en Suecia (Nynashamn), otra en Bélgica (Antwerp), y un par en el Reino Unido, específicamente en Dundee, Escocia, y Eastham, en Inglaterra.

En promedio allí se procesan 30.000 barriles diarios de crudo.Nynäs es un líder en el mercado mundial de la especialidad nafténicos aceites y uno de los mayores proveedores europeos de betún.

REFINERIA ISLA

La Refinería Isla es una refinería de petróleo venezolano,  ubicada en Curazao, Antillas Neerlandesas. Aunque no está dentro del territorio venezolano forma parte del “circuito venezolano” dirigido por la estatal Petróleos de Venezuela. Tiene una capacidad para refinar 335.000 barriles diarios de petróleo.

Esta refinería comenzó a construirse en 1916 por la Shell para procesar el petróleo venezolano en territorio holandés, es terminada en 1918 y funcionaría hasta 1985 año en que el gobierno decide crear un contrato de arrendamiento el cual se adjudica PDVSA.

PDVSA ha manejado desde 1985 la refinería Isla, y la instalación es uno de los principales centros de refino, almacenamiento y distribución de la compañía en el Caribe.

Gran parte del crudo y combustible que Venezuela envía a China sale de allí. El año pasado, una corte de Curaçao ordenó a Pdvsa modernizar la envejecida instalación para que cumpla con los estándares de calidad del aire.

Producción:

Destilados: 35%

Fueloil: 31%

Gasolina: 18%

Naftas / Reformado: 10%

Otros: 6%

BONAIRE PETROLEUM CORPORATION

En 1989, PDVSA adquirió una terminal petrolera en Bonaire para incrementar la capacidad de almacenamiento en el Caribe. Constituyéndose de esta manera, Bonaire Petroleum Corporation en una filial de PDVSA.

BAHAMAS INTERNATIONAL LIMITED (BORCO)

En 1990, PDVSA, la compañía petrolera de Venezuela compro Borco a Chevron. Capacidad de almacenamiento instalada total de BORCO es 19,5 millones de barriles, distribuidos en 77 tanques de diferentes tamaños. La capacidad de almacenamiento de la operación al 31 de enero de 1998 fue tanques de 10,5 millones de barriles, 5.5 millones de barriles en servicios de crudo, 3,8 millones de barriles de fuel oil y 1,2 millones de barriles para destilados y gasolina.

Desde 1985, funciona como un terminal de almacenamiento independiente, y se le considera como uno de las terminales más grandes del mundo en términos de barriles gestionado, el número de buques y la capacidad de tonelaje (EGA) de peso muerto de verano.

CITGO

CITGO PETROLEUM CORPORATION (Corporación petrolera Citgo) ó CITGO es una empresa refinadora de petróleo y comercializadora de gasolina, lubricantes y petroquímicos en los Estados Unidos.  Se trata de una de las principales empresas en dicho país, siendo la mayor filial de la estatal venezolana PDVSA fuera del territorio venezolano, fundada en 1965 por una empresa local. Fue comprada por la Corporación Southland quien vendió el 50% al Estado venezolano en 1986 y el otro 50% en el año 1990.

HISTORIA

La compañía tiene sus antecedentes a comienzo del siglo XX, cuando el inversionista petrolero Henry Latham Doherty luego de tener éxito en el campo del gas y la electricidad crea su propia organización en 1910, la Cities Service Company, con el fin de suplir gas y electricidad a pequeños servicios públicos. Comenzó adquiriendo las producciones de gas en el centro y suroeste del país. La compañía fue creciendo y desarrollando infraestructura entre la que se cuenta un gasoducto para explotar una docena de campos de gas. En 1965, Cities Service cambia su nombre comercial a “CITGO” para sus negocios de refinación, comercialización y venta detallada de petróleo.

UBICACIÓN

Está ubicada en la ciudad Estadounidense de Houston Texas, tiene capacidad para refinar  más de 1 millón de barriles diarios de petróleo y es dueña de unas 14.000 estaciones de servicio bajo su filial 7-Eleven.

También posee 9 refinerías (de las cuales 6 son con inversión mixta) y unas 55 terminales de almacenamiento y distribución; 44 de ellas son propiedad de CITGO, y 11 en sociedad con terceros. Esto la convierte en el tercer suplidor más grande de gasolinas y en el primer lugar de puntos de venta en el país; lo que le da una importancia estratégica para la colocación del petróleo y derivados venezolanos en el mercado más grande del mundo.

REFINACIÓN

Las refinerías de CITGO a través de diferentes técnicas transforma el petróleo crudo en productos energéticos que bien las personas necesitan. Desde la gasolina para los automóviles hasta la petroquímica para la fabricación de miles de artículos de uso diario. A medida que fabrican estos productos, las principales prioridades de CITGO son la seguridad y cuidado del medio ambiente. Continuamente hacen las inversiones necesarias para las operaciones de seguridad ambiental y se encuentra entre los más seguros, ecológicos y sofisticados en la nación, también entre los más grandes.

A través de las refinerías CITGO proporciona la energía necesaria para alimentar la economía de la nación ya opera directamente 749.000 barriles diarios de capacidad de refinación, y en su participación en varias empresas conjuntas, tiene una capacidad de refinación efectiva de más de 1,1 millones de barriles por día.

Combustibles de Refinación

Las refinerías de CITGO producen una amplia gama de gasolinas convencionales y reformuladas para satisfacer las necesidades de los comerciantes y los minoristas. Estas refinerías producen 117 millones de barriles de gasolina, 61 millones de barriles de destilados y 25 millones de barriles de combustible de aviación al año.

Instalaciones de CITGO de combustible:

Refinería de Lake Charles

Refinería de Corpus Christi

Refinería de Lemont

PRODUCTOS DE CONSUMO

Fuels & Combustibles y gasolina

CITGO produce combustibles principales de la industria que van desde los diferentes grados de gasolina para el uso diario de la calidad del combustible diesel hasta los combustibles para motores destilados como el combustible de aviación y queroseno.

CITGO, gasolinas/ Todos los grados:

Gasolina sin plomo, sin plomo convencional con etanol, gasolina sin plomo con el etanol, reformulada sin plomo con etanol, de motor, gasolina para automóvil, combustible, gasolinas terminadas, gasolina regular sin plomo, de grado medio sin plomo, gasolina sin plomo premium, gasolina reformulada (RFG), combustibles oxigenados, aguardientes de motor, la gasolina de grado medio reformulada, gasolina premium reformulada, CBOB, RBOB, GTAB, combustión limpia, gasolina con etanol CARB.  

Lubricantes y Aceites

CITGO produce lubricantes de alta calidad que protegen, automóviles, camiones de tractores y los trenes de cortadoras de césped entre otros. Cuenta con más de 80 años de experiencia en la fabricación de lubricantes con un extenso inventario.

CITGO Lubricantes y aceites

Aceites para motores, para engranajes automotores, de transmisión, grasas lubricantes. Fluidos hidráulicos, fluidos de trabajos para metales, aceites para motores de gas, productos funcionales, aceites de compresores, de engranajes industriales, para locomotoras, aceites de proceso y bases lubricantes.

PRODUCTOS COMERCIALES

CITGO fabrica y comercializa una amplia gama de combustibles, lubricantes de alta calidad así como aceites con alto rendimiento.

Combustibles

CITGO es uno de los proveedores más grandes del país que vende los combustibles a los distribuidores mayoristas de marca, y no directamente a los minoristas. También vende los carburantes a los distribuidores comerciales de venta al por mayor y a los usuarios finales.

 Lubricantes y Aceites

CITGO fabrica y comercializa una amplia gama de lubricantes de alta calidad y aceites de motor de alto rendimiento.

Petroquímica

CITGO vende productos petroquímicos y solventes a granel a una variedad de fabricantes de los EE.UU. para su uso en la producción de productos derivados del petróleo.

Hidrocarburos Alifáticos

Hexano, espírits textiles, campamento de combustible 2338, heptano, especial lactolite, espírits lactol 2300, especial naphtholite 66/3(VM & P), espírits naftol 66/3, espírits de mineral 66/3, mineral spirits 75, no exentos mineral Spirits, disolventes 142 66/3, mineral spirits 150 66/3, CITGO solvente 500, sello de aceite mineral,

Hidrocarburos Aromáticos

Benceno, Tolueno, Xileno

REFINERÍAS DE CITGO

A través de CITGO, PDVSA opera y tiene presencia en el mercado de Estados Unidos, actualmente cuenta con una participación en 5 refinerías (tres de ellas son de capital netamente venezolano y las restantes con solo un porcentaje% de participación).

Entre las refinerías de capital netamente venezolano, tenemos:

Refinería de Lake Charles

Con una capacidad de refinación de 425 MBD, este es uno de los complejos más grandes de Estados Unidos, situado en Louisiana este complejo agrupa además  de ésta refinería, una planta de Aceites básicos y manufactura de Parafinas.

PRODUCTOS	USOS INDUSTRIALES
Gasolina	Venta al por menos de combustible
Gasolina para aviones tipo jet	Combustible de Aerolinea
15 ppm Diesel	Venta al por menor de combustible
Benceno	Petroquimica
Tolueno	Solventes industriales, Petroquímica
Xilenos Mixtos	Petroquímica
Propileno	Petroquímica
Propano	Venta al por menor de combustible
Aceite de la Decantación	Combustribles Industriales
Azúfre	Fertilizantes y productos químicos básicos
Coque de Petróleo	Combustibles Industriales

Refinería de Corpus Christi

Situada en Texas, se compone de dos plantas, las cuales consolidan en conjunto una capacidad de refinación aproximada de  165 MBD.

PRODUCTOS	USOS INDUSTRIALES
Gas Licuado de Petróleo	Venta comercial al por menor
Gasolina	Puntos de Venta de Combustible
Cumeno	Plástico y Adhesivos
Ciclohexano	Plásticos, Poliéster y Nylon
Combustible Diesel	Puntos de Venta de Combustible
Suspensión de aceite	Grafito de Carbono
Xileno	Petroquímica, plástico, poliéster
Touleno	Solvente Industrial
Azúfre	Fertilizantes y productos químicos básicos
Coque de Petróleo	Combustible Industrial

Refinería Lemont

Ubicada Illinois, con una capacidad de refinación de 167 MBD, es un proveedor estratégico de combustibles para el transporte, en particular en el Medio Oeste.

PRODUCTOS	USOS INDUSTRIALES
Gas Licuado de Petróleo	Venta comercial al por menor
Gasolina	Venta al por menos de combustible
Combustible Diesel	Venta al por menos de combustible
Combustible de Avión	Para turbinas
Xilenos	Petroquímica
Tolueno	Solventes Industriales
Azúfe fundido	Fertilizantes y productos químicos básicos
Butano	Combustible de cocina y camping
Querosén	Combustible de calefación e iluminacion.
Propano	Puntos de venta de Combustible
Coque de Petróleo	Combustibles Industriales

En conjunto, la capacidad de refinación de CITGO es de 757 MBD.

Durante el año 2011 se procesaron 659 MBD de petróleo. El porcentaje de rendimiento de productos de alto valor agregado fue de 87,6%; un aumento superior a 2% en comparación al promedio alcanzado en los últimos tres años. Este aumento se debe en parte a la entrada en operación de las unidades de manufactura de Destilados de mínimo contenido de Azufre (ULSD, por sus siglas en inglés).  En Corpus Christi,  la unidad fue puesta en servicio a comienzos de 2011. En Lemont, dicha unidad fue puesta en servicio a finales de 2010. La excelente operación de estas nuevas plantas cubrió las expectativas de diseño y contribuyó positivamente a la mejora del margen de refinación de ambas refinerías.

Aprovechando el período de márgenes bajos de refinación, en el primer trimestre del 2011 se completaron con éxito las paradas programadas de las unidades de Craqueo Catalítico N° 2 y Alquilación en Corpus Christi. En Lake Charles, se  completaron las paradas programadas de las unidades de Alquilación y Craqueo Catalítico “B”, igualmente en el primer trimestre de 2011. En esta última refinería, durante los meses de junio y julio, se completaron las paradas programadas de las Unidades de Crudo “E” y de Coquificación N° 2.

Refinerías con participación de PDVSA

Refinería Chalmette

Es una empresa mixta integrada por PDVSA y ExxonMobil, con participación de 50% para cada socio. La Refinería localizada en  la ciudad de Chalmette, Louisiana, tiene una capacidad de procesamiento de petróleo de 184 MBD.  En esta Refinería se procesa petróleo mejorado, producido por la empresa mixta Petromonagas. Asimismo, PDVSA, a través de PDV Chalmette, tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados obtenidos en la Refinería. En la parte ambiental se redujeron los incidentes 30% respecto al año anterior (22 vs 35), debido a la aplicación de mejores prácticas en programas ambientales.

Durante el año 2011, esta refinería procesó 131 MBD de petróleo, un volumen menor al de años anteriores, debido a que durante todo el año la refinería operó bajo el nuevo modelo de negocio  implementado a final del año 2010, en el cual las unidades de procesos menos eficientes y con altos costos de mantenimiento estuvieron paradas. Se realizó la parada programada de la Unidad de Recobro de Azufre 2 en el mes de octubre.

Saint Croix

PDVSA posee 50% de las acciones, ubicada en las Islas Vírgenes de los EE.UU., en sociedad con Hess Corporation; tiene una capacidad de refinación de 495 MBD. PDVSA tiene contratos de suministro de petróleo Mesa y Merey a largo plazo con HOVENSA. La Refinería está estratégicamente ubicada para suministrar gasolina y lubricantes a los mercados de la Costa del Golfo y todo el litoral del este de los Estados Unidos.

La Refinería opera una unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC) con capacidad de 150 MBD, una de las más grandes del mundo. Además esta opera con una unidad de coquificación retardada con capacidad de 58 MBD.

Durante el año 2011, procesó 283 MBD de petróleo mientras que para el año 2010 el volumen procesado fue de 389 MBD. La reducción en volumen de petróleo procesado se debió principalmente a la implementación de un nuevo esquema operacional a partir de enero, en el que se fueron desincorporando diferentes unidades de procesos poco eficientes y costosas, hasta estabilizar la operación a menor capacidad de procesamiento. Se realizaron las paradas programadas de las Unidades de Reformación 3 y 4, Hidrotratamiento 6 y Recobro de Azufre 3.

Merey Sweeny LP (MSLP)

PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de coquificación retardada de 58 MBD y una unidad de destilación de petróleo al vacío de 110 MBD, integradas dentro de una Refinería existente propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación, cada parte posee 50% de participación. ConocoPhillips, ha entrado en acuerdos de suministro de petróleo a largo plazo con PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny, con petróleo pesado ácido; este negocio comprende el suministro de 175 a 190 MBD de petróleo merey de 16 °API desde La República. La duración del contrato es por 20 años y se vende a precio de mercado paridad Maya. Los ingresos de la empresa  mixta Sweeny consisten en los honorarios pagados por ConocoPhillips a la empresa mixta bajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la venta de coque a terceras partes.

A partir del año 2009, Conoco Phillips Company y Sweeny Coker Investor Sub, Inc. invocaron su derecho a adquirir los intereses y obligaciones de PDV Texas, Inc. y PDV Sweeny Inc. en el negocio

Merey Sweeny L.P. Todas estas acciones fueron rechazadas por parte de PDVSA y, actualmente, se revisa la situación jurídicamente.

VENTAJAS DE LA ADQUISICIÓN DE CITGO

Se tiene un seguro y estable comprador, un despacho rápido del producto y el pago garantizado.

Debido a su posición geopolítica con Estados Unidos, los costos de transporte son menores.

Estados Unidos por su posición de potencia mundial con frecuencia se ve envuelto en conflictos bélicos, lo que aumenta se consumo y de los países en conflicto generando aumento del precio del petróleo lo que beneficia los ingresos de nuestro país.

DESVENTAJAS DE LA ADQUISICIÓN DE CITGO

La cantidad de barriles que se venden a CITGO, se podría utilizar para cumplir otras obligaciones,  y así percibir mejores ganancias a corto plazo.

Las pérdidas en la venta del petróleo a CITGO ascendieron a 1 millardo de dólares anuales,  ya que,  para cumplir  con  la  refinación  se ha tenido que comprar petróleo en otros países y revenderlo a CITGO con descuento hasta de 4 dólares por barril. Registró pérdidas de unos 201 millones de dólares el año pasado tras reportar ganancias de 801 millones de dólares en 2008. En el primer trimestre del año 2010 perdió 128 millones de dólares.

Retirar los volúmenes del suministro de Venezuela a Estados Unidos del  mercado  estadounidense en la situación actual podría tener un efecto negativo inmediato sobre los precios petroleros.

VENTA DE REFINERÍAS DE CITGO

Lyondell-Citgo:

En 2006 PDVSA vendió su participación de 41.25% en la sociedad Lyondell-CITGO de Texas, que aunque fue valorada en 2,165 millones de dólares, Venezuela terminó recibiendo 1,314 millones de dólares después de descontar los impuestos por la venta en Estados Unidos, cancelar deudas conjuntas y reducir a 5 años el contrato de suministros de crudos pesados venezolanos que habían pactado a 25 años.

Rafael Ramírez, ministro de Energía de Venezuela y presidente de PDVSA, alegó que el Ministerio de Energía y Petróleo, al eliminarse la sociedad con Lyondell y con ello el net-back que se aplica a los crudos venezolanos que se destinaban a esta refinería, asumirá en el futuro su papel de fijar el precio de los crudos nacionales, y se trabajará en una fórmula de precios propia, como hacen otros países. También justificó la venta en ese momento diciendo que para obtener un rendimiento igual el precio de la operación hubieran tenido que transcurrir 20 años a precios de ese momento.

Lyondell y CITGO mantuvieron relaciones comerciales desde 1993 y durante esa trayectoria los dos socios tuvieron fuertes confrontaciones, entre ellas una demanda de Lyondell contra Pdvsa, que posteriormente ganó la empresa estadounidense, al reducir Venezuela el suministro de crudos con el argumento de que lo hacía porque la OPEP había reducido su cuota de producción.

Lo cierto es que estratégicamente, y financieramente, estas ventas son un error trágico, los argumentos empleados por PDVSA y el Ministerio de Energía y Petróleo no son del todo satisfactorios. Cada uno de los problemas que han presentado estas refinerías en el marco de la relación CITGO-PDVSA puede ser resuelto con cambios tácticos corporativos.

Venta de las refinerías de asfalto

Paulsboro y Savannah:

En noviembre del 2007 Citgo concretó con la venta de sus dos refinerías de asfalto, Paulsboro y Savannah, en Estados Unidos, a NuStar Asphalt Refining. Cada una podía procesar 70 mil barriles diarios y 30 mil barriles diarios, respectivamente. El precio de venta se cerró en unos $450 millones más $100 millones en capital de trabajo, antes de descontar el impuesto sobre la renta de Estados Unidos. Con esta negociación se desprende de los activos de la división de asfalto en EEUU.

De acuerdo a lo que informó PDVSA, la transacción involucra la venta de los activos y el inventario de su división de asfalto y responde a una estrategia establecida por la junta directiva con el objetivo a largo plazo de hacer a la compañía “más eficiente y rentable, concentrándonos en nuestros negocios medulares”.

Además, Pdvsa comunicó que se encontraba incrementando sus despachos de crudo asfáltico a China, un país que proyecta la construcción de numerosas vías de comunicación y que tiene un conjunto de convenios medulares con el gobierno de Hugo Chávez. Por lo tanto, el mantenimiento de los activos de asfalto en EEUU dejaba de ser una prioridad.

Otra de las ventas de Pdvsa fue el terminal Bahamas Oil Refining Company (Borco) a First Reserve Corporation por unos $900 millones en el año 2008.

ASPECTOS MÁS RELEVANTES DE PDVSA-CITGO EN LA DÉCADA DEL 2000.

2000	El Presidente venezolano Hugo Chávez visita refinería de CITGO en Lake Charles.
2000	CITGO establece otro récord de ingresos de operaciones con 379 millones de dólares en ingresos.
2001	CITGO y sus comercializadores recaudan más de 1 millón de dólares para ayudar a las víctimas del ataque terrorista del 11 de septiembre.
2001	Se produce un incendio en la refinería de Lemont.
2001	CITGO informa de un récord de 476 millones de dólares en ingresos procedentes de las operaciones y un récord de 317 millones de dólares en ingresos netos.
2002	Refinería de PDV Midwest en Lemont, IL se convierte en parte de CITGO.
2003	CITGO obtuvo $351 millones de ingresos netos
2004	CITGO comienza patrocinio de automovilismo venezolana Milka Duno.
2004	La sede de CITGO se trasladó a Houston, Texas.
2005	La refinería de Lake Charles se convierte en la 4ta más grande en los EEUU.
2005	El programa de aceite de calefacción de CITGO venezolana fue fundado, anunciando una nueva era de programas de desarrollo social mejorada para CITGO. CITGO distribuyó 16 millones de galones de petróleo más de 14 millones de dólares en 8 Estados.
2006	El programa de aceite de calefacción de CITGO contribuyó a 40 millones de galones de petróleo por más de 62 millones de dólares en 19 Estados.
2007	CITGO acordó venta de un oleoducto de Estados Unidos a la compañía Explorer Pipeline como parte de la estrategia de reversión de mercados  anunciado a mediados del 2006
2008	CITGO vende 2 refinerías de asfalto y otros activos asociados con su división de asfalto CARCO.
2009	Se produce un incendio en la refinería de Corpus Christi-
2010	CITGO envía ayuda humanitaria para atender a damnificados en Venezuela.
2010	CITGO da en garantía todas sus refinerías en EEUU para garantizar la emisión de notas.
2011	CITGO culmina planta para producir Diesel de contenido ultra bajo en Azufre.
2011	CITGO anuncia el inicio del programa de Combustible de Calefacción, por sexto año consecutivo

ACUERDO SAN JOSÉ

La vigencia de convenios que abordan el financiamiento de petróleo tiene sus primeros antecedentes en el Programa de Coo peración Energética para once países de Centroamérica y el Caribe, Acuerdo de San José, creado el 3 de agosto de 1980.  En el marco de este convenio,  México y Venezuela suministran conjuntamente  160  mil  barriles diarios,  80 mil cada uno,  de petróleo crudo y/o productos refinados, e incluye un esquema  de  cooperación  financiera  que consiste en el  establecimiento de líneas de crédito que ofrecen tanto México como Venezuela,  calculadas con base en un porcentaje que  oscila  entre  un  20%  y  un  25%  de  la  factura petrolera de cada país beneficiario, la cual es pagada bajo términos establecidos por la empresa petrolera estatal mexicana PEMEX y la venezolana PDVSA, a precios del mercado internacional y en las mismas condiciones que el petróleo vendido a otros destinos.

Las condiciones financieras en que se otorgan estos préstamos para financiar  proyectos de desarrollo  por  entre  el  20  y  25 %  del  precio de venta del  petróleo,  son  establecidas, en  el  caso de Venezuela, por BANDES (Banco de Desarrollo Económico y Social), la entidad administradora de los recursos, y avaladas por su Asamblea General. Estas condiciones financieras toman como referencia las establecidas por otras entidades financieras internacionales y entes multilaterales como el BID. En la actualidad, este Programa de Cooperación constituye la principal fuente de financiamiento de las exportaciones no tradicionales, a través de la ejecución de proyectos en los cuales han tenido participación directa más de 110 empresas venezolanas, mediante la  incorporación de bienes y  servicios  nacionales en los mercados de estos países.

En el caso de México, los financiamientos se otorgan a través del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), del Banco Nacional de Comercio Exterior, S.N.C. (BANCOMEXT), así como otras instituciones financieras que en el futuro pudieran ser seleccionadas por el gobierno de México para la intermediación de los recursos del Acuerdo de San José. Mediante este mecanismo se financian tanto exportaciones de productos mexicanos a los países participantes, como exportaciones de los países participantes hacia México.

Es decir, el financiamiento ofrecido en el marco del Acuerdo de San José está destinado a financiar proyectos de desarrollo económico a corto y largo plazo en los países participantes, así como el intercambio comercial de bienes y servicios a través de empresas venezolanas y mexicanas.

Desde su creación, este acuerdo ha sido renovado anualmente. La última renovación tuvo lugar en agosto de 2005.  Durante los últimos años, hay dos hechos importantes que destacar: la reincorporación de Haití a este programa en el año 2000, luego de haber sido excluido en 1991 cuando la Organización de Estados Americanos determinó un embargo  y el planteamiento del gobierno venezolano durante 1999 de ampliar el Acuerdo de San José e incluir a Cuba y otros pequeños países de las Antillas. Sin embargo, esa iniciativa no prosperó.

Es en este contexto que  surge el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas y el de Cuba en el año 2000.Otro aspecto importante de destacar con relación al Acuerdo de San José, es la reciente propuesta del gobierno de México, que plantea modernizar dicho Acuerdo, debido a que es “inoperante en la situación actual.  México considera necesario darle una visión nueva, actual y  confía en que Venezuela tendrá el mismo interés,  pues se han mantenido contactos en ese sentido.” La propuesta fue anunciada, finalmente, después de la cumbre presidencial de las Américas en Mar del Plata,  oportunidad en la que el gobierno mexicano anunció que apoyaría a los países centroamericanos.

ACUERDO DE CARACAS

El 19 de octubre de 2000, los Jefes de Estado y de gobierno de diez países de Centroamérica y el Caribe suscribieron el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas.  Su conformación se desarrollará en varias etapas, pues el gobierno venezolano ha anunciado su disposición a ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países que lo soliciten y que a su juicio reúnan las características suficientes como para ser beneficiarios del mismo.

En la primera etapa, fueron diez los países que suscribieron los acuerdos bilaterales con Venezuela: Belice, Costa Rica,  El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua,  Panamá y República Dominicana.

Los diez acuerdos varían fundamentalmente por los volúmenes de crudo que recibirán los países en función de las características, de la estructura energética y de consumo de cada país.

La mayoría de los países firmantes dependen casi exclusivamente de sus exportaciones de productos agrícolas, cuyos  precios se encuentran deprimidos, tienen altas tasas de desempleo o elevadas deudas externas.

En el Acuerdo se establece la venta de crudo o productos refinados, sobre la base de un pago con quince años de plazo para la amortización de capital, un período de gracia para el pago de capital de hasta un año y una tasa de interés anual de 2%.

 SUMINISTRO DIARIO DE CRUDO EN EL ACUERDO DE CARACAS

PAISES	CANTIDAD DE BARRILES
R. Dominicana	20.000 barriles
Guatemala	10.000 barriles
Costa Rica	8.000 barriles
Panamá	8.000 barriles
El Salvador	8.000 barriles
Jamaica	7.400 barriles
Haití	6.500 barriles
Honduras	5.000 barriles
Nicaragua	4.900 barriles
Barbados	1.600 barriles
Belice	600 barriles

Se ha determinado que el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas funcionará en paralelo al de San José.  A través de éste último, Venezuela y México suministran, desde 1980, otros 160.000 barriles diarios a la misma región a precios preferenciales, a cambio de facilidades crediticias para el intercambio comercial.

Según el gobierno venezolano, el nuevo acuerdo energético, no fue diseñado para liquidar.  El Pacto de San José, sino para complementarlo. Se ha señalado, sin embargo, que con el tiempo, el Acuerdo de San José se ha vuelto bastante rígido,  pues no facilita su modificación para incorporar a otros países.

El gobierno de Venezuela considera, además, que no debe condicionarse a los países suscriptores del convenio, el empleo de bienes y servicios venezolanos”.

El Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas establece que su aplicación será exclusiva para los entes públicos avalados por los gobiernos de Venezuela y el país con el cual se suscriba. Establece, también, que la facturación de las ventas realizadas a los entes públicos designados por el país suscriptor, se hará sobre la base de precios referenciados al mercado internacional.

Asimismo, que los pagos de intereses y de amortización de capital de las deudas contraídas por los países beneficiarios, podrán realizarse mediante mecanismos de compensación comercial, siempre y cuando sea solicitado por el gobierno de Venezuela.

Los volúmenes de las ventas financiadas por Venezuela deben corresponder al consumo interno del país beneficiario. En el acuerdo se establece que, sólo a los efectos del financiamiento, la sumatoria de los volúmenes asignados tanto en el Programa de Cooperación Energética para Países de Centroamérica y del Caribe, como en el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas, no podrá exceder del consumo interno de los países beneficiarios. Los acuerdos son renovados anualmente.

Sólo Nicaragua y Honduras, como naciones altamente endeudadas que tramitan la condonación  de  80% de  sus  pasivos  externos,  pidieron  leves  modificaciones  a  los  textos de sus convenios  bilaterales.  En vez de un año de gracia,  ambos países recibirán año y medio con este beneficio.

Igualmente, sus convenios establecen que el financiamiento se amortizará por completo cuando se cumplan 15 años,  mientras que los textos de los demás acuerdos indican un plazo de “hasta 15 años para su amortización”.

A diferencia del Acuerdo de San José, que no da facilidades financieras  especiales para la cancelación de la factura petrolera, el Acuerdo de Cooperación Energético de Caracas, establece  que Venezuela  tiene previsto  venderles a  los  países  centroamericanos  y caribeños  78.500  barriles  diarios  de  petróleo  adicionales  a  los  que  suministra  mediante el  Acuerdo de San José, a  través  de  planes  de financiamiento  a  15 años,  plazo con  un  año de gracia para el pago del principal  y  una tasa de interés  del 2% anual.  No ofrece precios preferenciales sino  los  mismos  que establece el  mercado.

A excepción del Acuerdo de San José, en todos los casos los hidrocarburos provistos  por Venezuela contemplan el financiamiento de una porción de la factura a 90 días  en condiciones  regulares  PDVSA  recibe  el  pago  de  sus  despachos  en  30 días  y  el  resto a largo plazo con uno o dos años de gracia  que  aplican  también  para  el  flete  y  un  interés anual de entre 1 y 2%.  A estas  facilidades  se suma la posibilidad de intercambiar  en  forma directa  petróleo  y derivados por bienes y servicios  producidos  en  las  naciones  receptoras.

Al Acuerdo Energético de Caracas se sumó el Convenio Integral de Cooperación suscrito con Cuba en el mismo año.

PETROAMÉRICA

El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela, impulsa la iniciativa de Petroamérica, una propuesta de integración energética de los pueblos del continente, enmarcada en la Alternativa Bolivariana para la América (ALBA) y fundamentada en los principios de solidaridad y complementariedad de los países en el uso justo y democrático de los recursos en el desarrollo de sus pueblos.

Se trata de una iniciativa que tiene sustento en la complementariedad económica y la reducción de los efectos negativos que tienen los costos de energía –originados no sólo por el incremento de la demanda mundial, sino por factores especulativos y geopolíticos– en los países de la región.

Los acuerdos enmarcados en Petroamérica plantean la integración de las empresas energéticas estatales de América Latina y del Caribe para la instrumentación de acuerdos y realizar inversiones conjuntas en la exploración, explotación y comercialización del petróleo y gas natural.

Desde esta perspectiva se asigna una importancia estratégica al sector energético, con una política de Estado, que trace los objetivos principales, evalúe las necesidades de largo plazo y coordine a los diferentes participantes. Es creciente la opinión respecto a que la cuestión energética no puede manejarse sólo con criterios comerciales y de eficiencia empresarial, sino que debe ser el fruto de una política meso- y macroeconómica, que incluya, por supuesto, al sector privado, pero alineándolo con las necesidades del país.

En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales de integración energética, que son PETROSUR, donde se agrupan Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; PETROCARIBE, acuerdo suscrito por 14 países de la región caribeña; y PETROANDINA, propuesta que involucra a los países que conforman la Comunidad Andina de Naciones (Bolivia, Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela). Asimismo, la política de integración energética de Venezuela, abarca convenios bilaterales con países del continente.

PETROCARIBE

PETROCARIBE es una iniciativa de cooperación energética destinada a brindar facilidades financieras y garantizar el suministro directo hacia los países del área, con el fin de reducir la intermediación en el mercado de hidrocarburos. La iniciativa apunta a resolver las asimetrías en el acceso a los recursos energéticos, por la vía de un nuevo esquema de intercambio entre los países de la región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía y sin el control estatal del suministro de dichos recursos.

Busca asegurar la coordinación y articulación de las políticas de energía, incluyendo petróleo y sus derivados, gas y electricidad. Asimismo, impulsar programas de ahorro de energía mediante su uso eficiente y aprovechamiento de fuentes alternas, tales como la energía eólica, solar y otras. Se propone gestionar créditos e intercambiar tecnologías para que los países beneficiados desarrollen programas y sistemas altamente eficientes de consumo energético, así como actividades que les permitan reducir su consumo de petróleo y constituir empresas mixtas para el desarrollo de infraestructura energética.

PETROSUR

Los antecedentes de PETROSUR se remontan a la Declaración de la I Reunión de Ministros de Energía de América del Sur en la Isla Margarita, en octubre del 2004, Entonces, se acordó realizar acciones concretas para la conformación de PETROSUR. La declaración fue firmada por Argentina Bolivia, Brasil y Venezuela.

OBJETIVOS PRINCIPALES DE LA INICIATIVA PETROSUR

Intercambiar y desarrollar tecnológicas y optimizar recursos en el campo de energía.

Aprovechamiento de los recursos energéticos para solventar las asimetrías económicas y sociales entre los pueblos latinoamericanos;

Minimizar los costos de transacción en los intercambios de energía entre los países miembros;

Asegurar la valorización justa y razonable de los recursos energéticos, sobre todo, de aquellos no renovables y agotables;

Coordinación de las políticas públicas en materia de energía de los países miembros y la determinación de los medios necesarios para salvaguardar sus intereses, individual y colectivamente.

PETROANDINA

La iniciativa de integración energética PETROANDINA fue puesta en consideración en oportunidad del XVI Consejo Presidencial Andino realizado en julio de 2005 en Lima, como plataforma común o “alianza estratégica” de entes estatales petroleros y energéticos de los cinco países de la CAN (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela). El objetivo consiste en impulsar la interconexión eléctrica y gasífera, la provisión mutua de recursos energéticos y la inversión conjunta en proyectos”.

En dicha Cumbre presidencial, los presidentes de los países andinos suscribieron el documento: “Acta Presidencial de Lima. Democracia, desarrollo y cohesión Social”, en el cual consideraron la conveniencia de formular una agenda energética andina en el contexto de la integración sudamericana.

Teniendo en cuenta los distintos acuerdos binacionales existentes y el potencial energético representado por los yacimientos de petróleo, carbón y gas, así como de fuentes hídricas, eólicas, solares y otras existentes en los países andinos.

En el marco de estas consideraciones, los estados miembros también reafirmaron el interés de fortalecer la integración regional impulsando los proyectos de interconexión energética en América del Sur, teniendo en cuenta los acuerdos vigentes de los países y los esquemas comerciales existentes. Sin embargo, a pesar que las normativas subregionales andinas abordan aspectos importantes de la integración energética, especialmente en el sector eléctrico, la propuesta.

Petroandina, en términos planteados por Venezuela, no ha registrado avances importantes en esta subregión.

 Plan Siembra Petrolera

Plan Siembra Petrolera. 2005-2011

El plan siembra petrolera se presentó el 18 de Agosto de 2005, el cual esta alineado con la política de Estado. Establece directrices petroleras hasta el 2030 como impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe y defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP.

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 me2diante 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.

Plan Siembra Petrolera 2013-2019

El experto en materia de la producción petrolera venezolana, el ingeniero Diego González Cruz, describe cuál es en este momento la situación real de la producción de petróleo, explica las dificultades que enfrenta y analiza cuáles deberían ser las medidas de recuperación de esa industria nacional.

 El ingeniero Diego González Cruz analiza las dificultades y soluciones de la PDVSA actual, trabajo presentado en la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo de Venezuela y en el Centro para el Desarrollo del Conocimiento Económico (CEDICE).

            González explica que para analizar las “dificultades de PDVSA” utilizó la información contenida en la Memoria y Cuenta presentada por el ministro de Petróleo-presidente de PDVSA a la Asamblea Nacional, y el Informe de Gestión 2012 de PDVSA.

Debemos aclarar que la información –advierte- que aparece en estos dos documentos no es transparente, que fue una de las razones por las cuales la estatal PDVSA tuvo que retirarse de la US Securities and Exchange Commission (SEC) por no poder cumplir con sus estándares para la presentación trimestral de sus cifras y resultados, debidamente auditadas, y que se refieren a las Normas de la Comisión, en especial en lo relacionado con las reservas, producción, exportación y los estados financieros. Valga recordar que a esta fecha los accionistas de la estatal, todos los venezolanos, no conocen sus resultados del 1er trimestre de 2013. Así, el Informe Estadístico del ministerio de Petróleo y Minería (PODE) su última edición data de 2010, es decir tiene dos años de atraso.

Las dificultades de PDVSA

Para González la principal dificultad de PDVSA estriba en haber cambiado su Misión y su Visión. En el Informe de Gestión 2012 se lee que el Plan Siembra Petrolera 2013–2019 se fundamenta en los “Grandes Objetivos Históricos”:

1. Independencia Nacional para preservar y consolidar la soberanía sobre los Recursos. 2. Continuar construyendo el Socialismo Bolivariano del siglo XXI 3. Convertir a Venezuela en un país potencia. 4.Impulsar una nueva geopolítica internacional. Y 5. Contribuir con la preservación de la vida en el planeta y la salvación de la especie humana.

En este nuevo Plan 2013-2019 se repiten las cifras del Plan 2005-2011:

1. Incrementar el nivel de producción de crudo a 6,0 millones de barriles diarios (Mb/d), de los cuales 4,0 Mb/d provendrían de la Faja del Orinoco.

2. Aumentar la producción de gas natural a 11.947 millones de pies cúbicos diarios. 3. Incrementar la producción de líquidos de gas natural a 255 mil barriles diarios. 4. Elevar la capacidad de refinación nacional en 2,2 Mb/d y la internacional en 2,4 Mb/d. Y 5. Alcanzar un nivel de exportación de crudo y productos de 5,6 Mb/d.

-Con respecto al incremento –señala el ingeniero- de la producción total de petróleo, tendrían que generarse cada año 428.600 b/d nuevos, adicionales a los necesarios para contrarrestar la declinación de los yacimientos, que si se estima un conservador 10% serian otros 300.000 b/d, es decir, estamos hablando de producir por lo menos 728.600 b/d nuevos cada año, entre 2013 y 2019.

-Hay que insistir en la dificultad de producir 4,0 millones de barriles diarios de petróleo de la Faja del Orinoco para los próximos 7 años. Elevar la producción de 643 mil b/d en 2012 (cifra oficial que aparece en la Memoria) a 4,0 millones de b/d en 2019 significa producir cada año 479,6 mil b/d nuevos (sin incluir la declinación).

-Recordando que si ese volumen de crudo tiene que ser mejorado por los métodos actuales se estarían produciendo 110.875 toneladas métricas diarias (TMD) de coque y 14.414 TMD de azufre, teniendo en cuenta que con la producción actual se obtienen 14.000 TMD de coque y 2.000 TMD de azufre y no se pueden comercializar fácilmente, por lo que su almacenamiento se ha hecho insostenible (basta ver las montañas de esos productos en el área de las plantas mejoradoras en Jose).

-Indicando que a 6 meses de 2013 ese incremento de producción de petróleo no se observa, y mucho menos la infraestructura de manejo (patio de tanques y oleoductos), los mejoradores y muelles que moverán semejante producción.

En relación con la cifra de exportación, no se está tomando en cuenta los requerimientos del mercado interno, ya que el Plan dice que se van a producir 6,0 millones de b/d y que se van a exportar 5,6 millones de b/d, de ser así solo restarían para el M.I. 400.000 b/d!

-El tema de las inversiones también es crítico, el Plan contempla invertir un total de 256.986 millones de US$ (MUS$), un promedio anual de 36.712 MUS$. Aquí PDVSA tiene que responder preguntas como ¿A quién solicitarle financiamiento? y ¿Con quién asociarse? Ello porque hasta la fecha las relaciones con la mayoría de sus socios en las empresas mixtas no son de negocios y los particulares en las empresas mixtas ya no están dispuestos a aportar el 60% de la obligación que tiene la estatal en esas, tanto para las inversiones como para los gastos.

-Paralelamente, PDVSA tiene que resolver la situación de su nómina hipertrofiada. Al 31-12-2012 declara que tienen 106.465 trabajadores en Venezuela, 4.872 en el exterior y 15.603 contratistas, para un total de 126.940 trabajadores, valga recordar que al cierre de 1998 esa nómina sumaba solo 40.385 trabajadores.

 Las soluciones

            Preguntamos al ingeniero González ¿cómo se superan las dificultades? Responde que la solución pasa por seis actividades que deben materializarse en paralelo:

1.Reestructurar a PDVSA para que sea parte de la Industria Petrolera Nacional, es decir una empresa mas como Ecopetrol en Colombia o Petrobras en Brasil, que mientras se reforman las leyes continúe con su actividad en lo que llama “esfuerzo propio” o “actividad directa” que maneja en la actualidad alrededor de 1.400.000 b/d y que en las empresas mixtas tenga el porcentaje que dispone la Ley (mientras se reforma, para introducir la figura del production sharing variable, dependiendo de la dificultad de la licencia), pero que deje trabajar y comercializar a los socios.

2. Incrementar sustancialmente la participación privada nacional e internacional en la industria de los hidrocarburos. En la industria petrolera venezolana hay que reactivar las áreas inactivas; reemplazar por pozos nuevos con tecnologías de competición moderna, la mayoría de los más de 17 mil pozos “cerrados capaces de producir”, acorde con la clasificación del ministerio de Petróleo (pues las reservas remanentes están allí); incrementar sustancialmente el factor de recobro de los yacimientos (actualmente menor de 30%); explorar los más de 650 prospectos exploratorios; recolectar y procesar el gas natural que se está arrojando a la atmosfera (695,6 millones de pies cúbicos diarios según el PODE 2010); modernizar la infraestructura de manejo, transporte y almacenamiento de crudo y de productos del gas natural; desarrollar las áreas costa afuera, entre otras actividades, y todo esto puede ser realizado por particulares nacionales e internacionales.

3. Completar la red de gasoductos planificada desde 1998 para abastecer portubería a la mayoría de las poblaciones del país, para proceder a dotar de gascomercial y residencial por tubería a todos los municipios del país, acorde conel “Proyecto Gas” que data de 1999. Acorde con la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos vigente, la industria del gas natural en todas sus fases no está reservada al Estado, y toda estas actividades pueden ser realizadas por empresas privadas.

4. Crear un Ente Regulador de los Hidrocarburos, autárquico económicamente e independiente del Gobierno, que le ofrezca confianza a los inversionistas, y sea quien otorgue en licencias y permisos todas las oportunidades antes Mencionadas.

5. Crear la Comisión Nacional de Energía, con participación mayoritaria demiembros no pertenecientes al Estado, también independiente y autárquica del gobierno de turno, para revisar las políticas públicas en materia de energía vigentes y hacer propuestas de nuevas políticas al ministerio de Petróleo y a la Asamblea Nacional. Y finalmente:

6-Tomar decisiones sobre la situación de los subsidios a los combustibles.

Resalta el experto que estas seis propuestas no podrán materializarse si no hay voluntad política de los factores de poder, en especial los miembros de la Asamblea Nacional, los partidos políticos, los empresarios y los sindicatos, porque ello implica modificar algunas 8leyes y aprobar otras.

-Las soluciones pasan –continua-  principalmente porque haya libertades políticas, libertades civiles, libertades económicas (libre expatriación de capitales, eliminación progresiva del control de cambio), reforma de la Ley del Trabajo, estado de derecho y reglas claras.

González  expresa que “el futuro tiene que ser optimista, se necesita atraer el mejor conocimiento (know-how) nacional e internacional para trabajar en el país, traer la mejor tecnología y disponer de las mejores políticas públicas que hagan posible lo anterior… y esto no ocurre de la noche a la mañana, y menos sin democracia”

CONCLUSIÓN

Una de las grandes incertidumbres que la sociedad venezolana tiene hoy día con respecto a su industria petrolera nacional es, precisamente ¿hacia dónde va? Hasta la fecha solamente hemos visto la conducta claramente predecible que se articula con la OPEP en tiempos de sobreoferta de crudos y de precios bajos, por consecuencia. Pero, dada la condición coyuntural de esta situación se sigue con la incógnita del curso que tomara la petrolera estatal en medio de un clima económico-político global; signado por fusiones entre grandes empresas, disminución del consumo energético por parte de los países industrializados, presiones ambientalista importantes, aparición de nuevas áreas de explotación, desarrollo tecnológico que permite abaratamiento de costos de producción en áreas antes no rentables y, como si fuera poco, el avance todavía moderado, pero seguro, hacia una transición energética.

Ante semejante clima de nuevos escenarios y de nuevas incertidumbres, vale buscar la disciplina necesaria para generar un plan coherente que le permita a la industria petrolera venezolana subsistir eficientemente, con la rentabilidad adecuada durante los tiempos que la ventana de oportunidades de petróleo, como primer energético mundial, todavía ofrece.

En tal sentido, el esclarecimiento del futuro del proceso de internacionalización de PDVSA juega un papel fundamental. En recientes declaraciones el Ministro de Energía y Minas de Venezuela, Alí Rodríguez Araque, destacó, en una entrevista para el diario El Universal, la necesidad de desmontar las políticas de internacionalización y apertura petrolera, las cuales habían resultado contraproducentes para el país. En el mismo contexto de ideas, el Ministro también señaló que los esfuerzos de la IPN: “ahora se dirigen a crear una política petrolera de largo plazo, alejada de la globalización y centrada en la recomposición de las reservas venezolanas, la producción propia de PDVSA y la formación de capital nacional en los hidrocarburos”.

Estas declaraciones, encuentran refuerzo en noticias recientes tales como:

“PDVSA vende sus acciones de Ruhr Oel en Alemania. La corporación comienza a deshacerse de sus activos en el exterior”

“PDVSA estudia venta de activos en Veba Oel”

“PDVSA pone en venta su refinería en Chicago (Lemont)”

A esto debe sumársele que mientras el Ministro de Energía y Minas aboga por la desmantelación de la internacionalización, resulta paradójico que el Ejecutivo Nacional trate de impulsar inversiones venezolanas en la Isla de Cuba y asociaciones petroleras con la República de Brasil, cuando ambas situaciones obedecen, en buena medida, a lo que ha sido el espíritu de la internacionalización de PDVSA. Ante tales eventos, surgen numerosas interrogantes entre las cuales podríamos señalar: ¿no se encuentran en sintonía las aspiraciones del Ministro de Energía y Minas con las del Presidente de la República? ¿El Gobierno nacional está pensando en deshacerse de sus negocios en Europa y los EE.UU. para crear otros nuevos en Brasil y Cuba? ¿El Gobierno nacional pretende cambiar el rumbo de la internacionalización de PDVSA de los estados centrales occidentales (Europa, EE.UU.) hacia América Latina? ¿Realmente, el proyecto nacional del nuevo Gobierno Nacional es la de una política autarquística, alejada de la realidad mundial de la globalización?

Son todas estas preguntas de difícil contestación hoy día. Requieren de tiempo y de la evolución que tendrán los acontecimientos generados por el gobierno venezolano, para darle una resolución certera a las mismas.

Por lo pronto esas inquietudes quedan en la palestra, y otras consideraciones pertinentes si pueden llevarse a cabo a la luz de lo estimado como necesario para darle rumbo la IPN.

En primer término, vale considerar, que resulta contradictorio que mientras algunos indicadores apuntan hacia la voluntad del Ministerio de Energía y Minas de desarticular los negocios de PDVSA en el exterior, reconocidos en el marco de lo que se entiende como internacionalización, por otra parte se pretendan negocios de igual naturaleza en Cuba. Con respecto a este particular se podría señalar que desde el punto de vista de la isla como tal:

Las inversiones necesarias para modernizar la refinería de Cienfuegos (aspecto fundamental de la pretendida relación petrolera con Cuba), es lo suficientemente cuantiosa como para que la inversión sea recuperada en no menos de veinte años.

El mercado interno cubano de hidrocarburos no resulta atractivo en cuanto el parque automovilístico de la isla es muy reducido y obsoleto. Dado el bajo poder adquisitivo de la población de ese país, la ausencia de la cultura del auto individual hace que el principal nicho comercial, el consumo de gasolina, sea altamente deprimido.

Pareciera que las consideraciones de negocios venezolanos en la Isla de Cuba, responden más a consideraciones políticas que comerciales por parte del Gobierno Nacional Venezolano. Esto lo evidencia, el historial de relaciones bilaterales de tipo personalista, por vía de la Presidencia de la República, que Venezuela ha mantenido con ese país desde la llegada al Poder de Hugo Chávez Frías en 1999.

Así las cosas, se podrían adelantar algunas conclusiones tentativas, las cuales quedaran siempre abiertas a la revisión, tales como:

Dado el carácter global que siempre ha tenido la industria petrolera mundial, y el cual se agudiza todavía más en el presente, PDVSA debería mantener el programa de internacionalización.

Dado que hasta ahora dicho programa no ha cumplido ni con las expectativas ni metas inicialmente propuestas (ver supra Algunos cuestionamientos a la estrategia de internacionalización), se debe repensar los mecanismos para el sostenimiento del mismo.

PDVSA debe revisar, en profundidad, la rentabilidad de sus actuales negocios en el exterior. Aquellos que resulten inviables de reconfigurar a favor de los intereses de la nación debe rescindirse de ellos.

Deben evaluarse nuevas posibilidades de negocios externos para PDVSA, sobre la base de consideraciones técnico-económicas y no políticas o personales.

Impulsar en el seno de la OPEP la cooperación armoniosa y la regionalización de mercados.

En el plano de los interno, la IPN debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Mantener el principio de la propiedad nacional (estatal) de los hidrocarburos.

b) Fomentar la participación del capital nacional e internacional en la IPN, lo cual implica presencia de capitales para los programas de desarrollo y posibilidades de transferencia tecnológica.

c) Ampliar los estadios de operaciones de IPN y diversificar sus actividades en sentido “aguas abajo”.

Cabe destacar que la idea de la internacionalización no es exclusivamente una iniciativa de Venezuela. Otros países de la OPEP, conscientes del carácter global de la industria petrolera y de las necesidades de proyección nacional, han impulsado el mismo proceso. Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Arabes Unidos, y hasta la radical Libia, han visto en la internacionalización una posibilidad de asegurar la colocación de sus crudos y productos.

Arabia Saudita, por ejemplo, posee asociaciones importantes con empresas internacionales en refinerías, sistemas de distribución y mercadeo en Europa, Asia, Pacífico y América. En el caso particular de América, Arabia Saudita tiene participación, en los EE.UU., en unas 5 refinerías, 48 terminales y vende sus productos a través de 11.000 estaciones de servicio de la marca Texaco. En Asia-Pacífico posee igualmente 5 refinerías y sistemas de distribución, mientras que en Europa tiene injerencia en 2 refinerías.

Por su parte, el jequeato de Kuwait es propietario de 3 refinerías, y sistemas de distribución, en Europa. En Asia-Pacífico, al igual que Arabia Saudí, posee sistemas de distribución. Las asociaciones de este país, le permiten colocar unos 310MBD de crudo, lo cual representa más o menos, el 15% de su producción total.

Finalmente, mientras Libia posee participación accionaria en refinerías de países como Italia, Alemania y Suiza a las cuales suple de unos 350 MBD y se sirve de unos 14 terminales y 2800 estaciones de servicio; los Emiratos Árabes Unidos cuentan con el 10% del capital accionario de la compañía española de petróleos.