Cuando Maduro se fué a China en Septiembre de 2013 le prepararon un extenso memorandum describiendo los diferentes proyectos que existían entre PDVSA y China, para los cuales era necesario financiamiento de aquel país, a cambio de mayores envios de petróleo por parte de Venezuela. Hemos obtenido este memorandum y hoy les transcribo su primera parte (es bastante extenso) con algunos comentarios de mi parte (en azul). En líneas generales, los proyectos son de baja calidad y parecería que China se puso y continúa reacia a financiar algunos de ellos por su evidente bajo atractivo comercial.
El viaje fué un rotundo fracaso, a un costo para Venezuela de unos dos millones de dólares. Maduro pidió un préstamo gigantesco que China negó, limitándose a financiar proyectos específicos de los que aparecen en esta lista.
Este es el Memo, parte I:
INFORME ELABORADO
EN PDVSA SOBRE LAS RELACIONES ENERGÉTICAS
Y MINERAS
ENTRE
LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA Y
LA
REPÚBLICA POPULAR CHINA
12 de septiembre de 2013
Nota mía: Para información de Nicolás Maduro en
su viaje a China
Desde el
año 2005 al 2013, el suministro de crudo a China se ha incrementado de forma
constante, pasando de 49 a 566 mil barriles diarios, con un incremento de la
factura petrolera anual de USD 580 millones a USD 11.318 millones, para un
monto de total en este periodo de USD 75.435 millones. De esta forma, mediante
estos ingresos, se han logrado constituir y sustentar mecanismos novedosos de
financiamiento para el desarrollo de proyectos diferentes en diversas áreas del
ámbito nacional.
LAS COSAS NO SON ASÍ. EN ESTE MOMENTO APENAS ESTAN
ENVIANDO UNOS 190.000 BARRILES DIARIOS A CHINA.
La relación de cooperación
con la República Popular China, se ha desarrollado bajo el principio de
complementariedad y reciprocidad, tomando en cuenta las enormes reservas
petroleras de Venezuela y la demanda creciente de China de fuentes de energía
confiable, para garantizar sus planes de desarrollo y su seguridad energética.
ES DECIR, CHINA NOS DA DINERO
ADELANTADO Y NOSOTROS LE HIPOTECAMOS LA FAJA DEL ORINOCO
Actualmente se llevan a cabo un total de 44 proyectos conjuntos en
las áreas de hidrocarburos (16), servicios petroleros (4), petroquímica (2),
generación eléctrica para la industria petrolera (2), minería (4),
financiamiento (11), construcción de viviendas (5), desarrollo ferroviario
(1).
LO QUE ES LO MISMO, ESTAMOS CASADOS CON CHINA
El estatus actual de los proyectos de cooperación conjunta es el
siguiente:
1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
HIDROCARBUROS
·
CNPC
1.1
PETROLERA SINOVENSA: Empresa
Mixta entre PDVSA-CVP (60%) y China National Petroleum
Corporation (CNPC, 40%), la cual produce un promedio de 140 MBD (8,5º API),
estimándose incrementar su producción progresivamente a 330 MBD hasta el año
2016.
MENTIRA. LA PRODUCCION MÁXIMA ALCANZADA EN 2013
FUE DE 105.000 BARRILES DIARIOS, SEGÚN PUEDE VERSE EN: http://petrocaribe.org/index.php?tpl=interface.sp/design/salaprensa/readnew.tpl.html&newsid_obj_id=9656&newsid_temas=1, PUBLICACION DEL
MINISTERIO DE PETROLEO Y MINERIA.
En
el marco de la X Comisión Mixta, en noviembre de 2011, PDVSA y CNPC
suscribieron una hoja de términos para el financiamiento del plan de expansión
de la producción de SINOVENSA. Este proyecto incluye la entrega de diluente
para la Empresa Mixta en el largo plazo, para lo cual PDVSA y CNPC acordaron
incrementar la calidad de mejoramiento del crudo de PETROURICA a 42° API, lo
cual permitiría generar el volumen de diluente necesario para mezclar a
especificaciones de Merey 16, tanto la producción de PETROURICA, como la de
SINOVENSA, asegurando la sustentabilidad de los planes de desarrollo de ambas
empresas mixtas.
COMO VAN A MEJORAR EL PETROLEO DE
PETROURICA A 42 GRADOS API SI NO EXISTE UNA PLANTA MEJORADORA? HASTA AHORA NO
HAN PUESTO NI LA PRIMERA PIEDRA.
En junio
de 2013, en el marco de la visita a China del Ministro Ramírez, se firmó el
acuerdo de financiamiento por USD 4.015 millones entre SINOVENSA y el Banco de
Desarrollo Chino. Igualmente, se suscribieron los acuerdos respectivos que
sustentan el financiamiento para la expansión de la producción a 330 MBD. Esto
es: (1) Garantía para la Ejecución del Convenio de Crédito de USD 4.015
Millones para Petrolera SINOVENSA; (2) Acuerdo de Indemnización entre PDVSA y
CNPC: (3) Política de Firmas para cuentas bancarias de Petrolera SINOVENSA y
(4) el Contrato de Suministro de Hidrocarburos entre PDVSA y CNPC.
En este
contexto, se tiene planteado que en septiembre de 2013 se realice el primer
desembolso del financiamiento. Sin embargo, el BDC requiere el cumplimiento de
las condiciones establecidas en el contrato de financiamiento, específicamente:
a)
Acuerdo de Compensación entre Petrolera Sinovensa, S.A. y PDVSA Petroleo para hacer efectivos los
recobros que cada parte liquide lo que adeuda tanto por entrega de DCO, como
por servicios de perforación suministrados por PDVSA Servicios Petroleros,
asignación de personal, procura y suministro de equipos y materiales, entre
otros.
b) Contrato de Suministro entre PDVSA Petroleo y China Oil.
ES DECIR, SI NO LIAL NO HAY LOPA
c) Acuerdo de Servicio entre PDVSA Servicios Petroleros y Petrolera
SINOVENSA, para la prestación de servicios de perforación y construcción de
pozos.
Por otra parte, con el objeto de iniciar
los trabajos de ingeniería, procura y construcción de las instalaciones para incrementar
la producción en una primera etapa de 140 a 165 MBD en SINOVENSA, se firmó el contrato respectivo
entre SINOVENSA e ICHQ.
Es importante
destacar que el 01 de junio de 2013 se firmaron los compromisos de pago de
dividendos con Petrolera SINOVENSA, PETROZUMANO y Petrolera SINO-VENEZOLANA por
un monto de USD 581 Millones, así como también los pagos por servicios a CNPC
Services y BOHAI Drilling Services, por un monto de USD 35 Millones y 1.200
Millones de Bolívares. En total se van a desembolsar en pago de dividendos y
pago por servicios USD 806 Millones.
DINERO DE PDVSA PARA
CHINA
1.2
PETROZUMANO: La Empresa Mixta PETROZUMANO está
conformada por PDVSA (60%) y CNPC (40%) y tiene como objetivo la explotación
conjunta de los hidrocarburos situados en los campos ubicados en el área Zumano
de la FPO, en el estado Anzoátegui.
El
Plan de Remediación busca incrementar la actual producción de 6MBD a 50 MBD, con el objeto de recuperar 211
MMBD de Reservas Probadas (POES 400 MMBD), a través de una inversión de USD
1.000 millones de dólares. El plan contempla la inversión en las plantas
compresoras de gas y el mantenimiento de las instalaciones físicas.
El
Plan de incremento rápido de la producción contempla llevar la producción de 5
a 15 MBD, mediante una inversión entre USD 200 y 300 millones de dólares,
provenientes de los aportes de PDVSA para la construcción de infraestructura.
PETROZUMANO elaboró un Plan de Desarrollo modificado que debe ser aprobado por
su Asamblea de Accionistas. CNPC expresó su disposición a suscribir en
ocasión de esta visita oficial a Beijing de la Hoja de Términos para hacer
efectivo ese financiamiento.
ESTA
EMPRESITA TIENE 7 AÑOS DE EXISTENCIA Y NO HA PASADO DE PRODUCIR CINCO MIL
BARRILES DIARIOS.
1.3
PETROLERA SINOVENEZOLANA: Conformada por PDVSA (75%) y CNPC
(25%), para la explotación conjunta de hidrocarburos en los campos Caracoles e
Intercampo Norte, ubicados respectivamente en los estados Anzoátegui y Zulia,
con una producción conjunta promedio de 7,8 MBD. El plan original de la empresa
contempla extraer 146,6 MMB.
Para el período 2013-2026 se estima llevar a cabo
actividades de perforación (63 pozos) y rehabilitación (87 pozos) que
permitirán incrementar el nivel de producción a 15,9 MBD y recuperar 88,7 MMB
del plan original, con una inversión de USD 421 millones, estimando un costo de
producción promedio de 13,9 dólares por barril.
OTRO CAMPITO DE APENAS 8000 BARRILES DIARIOS. PARA 2026
ESTARÍAN PRODUCIENDO APENAS 16000 BARRILES DIARIOS. ESO NO TIENE FUTURO, SOBRE
TODO PORQUE YA ESTE RÉGIMEN NO ESTARÁ EN EL PODER PARA ESA FECHA.
PETROLERA
SINOVENEZOLANA y CVP hicieron revisión de la viabilidad del plan original aprobado
para el campo Caracoles mediante un estudio rápido de validación de reservas
probadas arrojando que sólo se pueden drenar 26 MMB de petróleo de dicho crudo,
insuficientes para cumplir con el plan original aprobado.
En
función de diversos análisis, se realizó un nuevo plan en el cual se considera
la ejecución de estudios integrados en el área de Caracoles, la masificación
del método de levantamiento artificial por bombeo electro sumergible en el área
de Intercampo, la reactivación de los proyectos de recuperación secundaria,
realizar el estudio de geomecánica en los yacimientos del Eoceno e implantar un
proyecto piloto de recuperación térmica así como las adecuaciones de las
instalaciones de superficie. A la fecha, el plan se encuentra actualmente en
proceso de revisión para someterlo ante los niveles de aprobación
correspondientes.
CREO QUE LOS CHINOS NO SEGUIRÁN ADELANTE CON ESTE
PROYECTO. NO ES ATRACTIVO
1.4
EMPRESA MIXTA PETROURICA: Esta empresa Mixta constituida entre
PDVSA (60%) y CNPC (40%), opera en el Bloque Junín 4 de la FPO. En su Plan de
Trabajo 2013 contempla la perforación en 3 macollas ya construidas y en las
cuales se tienen asignados 4 taladros de perforación que iniciaron actividad
operativas en el mes de abril del año 2013. Adicionalmente, se estima
incorporar 4 taladros para acelerar los planes de producción temprana y así alcanzar
30 MBD para diciembre de 2014.
CNPC
ofreció otorgar a PDVSA un financiamiento por USD 1.100 Millones para acelerar
la ejecución del Plan de Producción Temprana de PETROURICA. CNPC por su parte
solicitó el Plan de Desarrollo Modificado para reflejar las actividades a ser
ejecutadas con el financiamiento y el plan de inversiones para el periodo 2014
– 2015.
PDVSA propuso suscribir la hoja de términos del
financiamiento durante la Visita Presidencial a Beijing de septiembre de 2013.
ESTE PROYECTO DE PETROURICA ES CIENCIA
FICCIÓN. DICEN QUE PRODUCIRÍAN 30.000 BARRILES DIARIOS PARA DICIEMBRE 2014. DENTRO DE DOS MESES SE LES VENCE EL PLAZO… Y
CUANTO PRODUCEN ACTUALMENTE? ESTE PETRÓLEO ES DE NUEVE GRADOS API, ES DECIR,
EXTRAPESADO. PRODUCIRLO SIN MEJORARLO NO TIENE SENTIDO Y NO TIENEN
MEJORADOR!!! TRAER CRUDO LIVIANO DESDE ARGELIA PARA DILUIR ESTE PETRÓLEO NO PARECE SER COMERCIAL.
1.5
CONDOMINIOS INDUSTRIALES DE LAS ÁREAS JUNÍN Y CARABOBO DE LA FAJA PETROLÍFERA
DEL ORINOCO: por limitaciones socioambientales del área
Junín para el establecimiento del condominio industrial en la localidad de
Santa Cruz del Orinoco, se reubicará este desarrollo en el área de Falconero e
integrarlo al condominio industrial de Carabobo. En este sentido, en abril de
2013 se otorgó el contrato de la ingeniería básica a PDVSA Ingeniería y
Construcción, quien la ejecutará en cooperación con el consorcio HQCEC (filial
de CNPC) y la empresa francesa TECHNIP. Por otro lado, se mantienen los
acuerdos suscritos con CITIC y SINOHYDRO para su participación en el condominio
industrial Junín y Carabobo respectivamente. Asimismo, se requiere suscribir
enmiendas a estos acuerdos para extender su validez, ya que vencieron en
diciembre de 2012.
EN
http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenu.tpl.html&newsid_obj_id=569&newsid_temas=82
PODRÁ ENCONTRARSE UNA DESCRIPCIÓN DE LO QUE ESTOS CONDOMINIOS INCLUIRÍAN:
ELECTRICIDAD, VAPOR, AGUA, GAS NATURAL, NITRÓGENO, ETC.
1.6
DESARROLLO Y FINANCIAMIENTO DEL OLEODUCTO COLOMBIA – VENEZUELA:
Venezuela y Colombia se encuentran desarrollando el proyecto de construcción de
un oleoducto de 42” de diámetro desde la Faja Petrolífera del Orinoco hasta el
pacífico colombiano, con una longitud estimada de 2.460 Km, de los
cuales 776 Km corresponden al tramo venezolano, que va desde Rabanito (estado
Guárico) hasta Guafita (estado Apure), conectando con Caño Limón, (Departamento
de Arauca) hasta llegar a Puerto Tumaco en la costa pacífica colombiana
(Departamento de Nariño). La volumetría estimada es de 300 MBD para cada uno
de los países de crudo 16°API. Este oleoducto contempla una ramificación
que permite la interconexión de la Faja Petrolífera del Orinoco con el sistema
de refinación nacional, a través de un oleoducto de 30” de diámetro y una
longitud aproximada de 809 kilómetros para transportar 300 mil barriles día de
crudo 16°API de la Faja hacia las Refinerías de Santa Rita (Cabruta), El
Palito, Batalla Santa Inés y el Complejo Refinador de Paraguaná (CRP).
El
proyecto para el tramo venezolano será desarrollado entre PDVSA Ingeniería y
Construcción y CNPC, para el cual en noviembre del 2012, se firmó un MDE. A
finales de abril 2013, se finalizó la fase de visualización del proyecto y está
en proceso de arranque de la fase de desarrollo de ingeniería conceptual y
básica que se estima culminar para el mes de Agosto de 2014.
La inversión estimada en
este proyecto es de USD 8.000 Millones, monto que pudiera ser financiado por
entidades financieras chinas. Sobre este particular, el BDC ha manifestado su
interés en financiar este proyecto. En este sentido, con base a los avances
que ambos gobiernos alcancen alrededor de esta iniciativa, se espera continuar
las negociaciones con el BDC para la definición de los términos y condiciones
del financiamiento, teniendo como acción pendiente, presentar al banco el Proyecto Integral por parte de
los gobiernos de Colombia y Venezuela.
ESTE PROYECTO
TIENE OCHO AÑOS EN CONVERSACIONES Y YA COLOMBIA HA DECIDIDO HACER SU TRAMO
HASTA EL PACÍFICO SIN LA PARTICIPACIÓN DE PDVSA. LA DEMORA DE PDVSA SE DEBE A
LA FALTA DE DINERO Y A LA POBRE GERENCIA. VER: http://www.eluniversal.com/economia/140310/colombia-planifica-sin-pdvsa-un-oleoducto-al-pacifico
. POR ESO IBAN A CHINA A PEDIR DINERO PERO EVIDENTEMENTE ESTO NO TUVO ÉXITO.
1.7 ESTUDIO CONJUNTO DEL BLOQUE JUNÍN 10 SUR DE LA
FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO: En noviembre de 2012, PDVSA y CNPC suscribieron un Acuerdo para el
estudio conjunto de la zona sur del Bloque Junín 10 de la Faja Petrolífera del
Orinoco, con un área de 389 Km2, el cual consiste en la evaluación de yacimientos, la elaboración de
un Plan de Desarrollo, así como otros instrumentos técnicos para determinar la
factibilidad de producción de crudos extrapesados en dicho Bloque.
Según
cálculos preliminares realizado por CNPC, esta área sur tendría una producción
máxima de 50 MBD y no lo que se había determinado inicialmente de unos 100 MBD,
por lo que han solicitado la ampliación del estudio al área norte para
cumplir con la producción inicial estimada de 100 MBD. Cabe destacar que
esta propuesta dependerá de la decisión de CNPC de financiar el proyecto de
incremento de la capacidad de procesamiento del mejorador de PETROCEDEÑO a 300
MBD y de que la misma ejecute el plan de recuperación mejorada de crudos en su
área base, para incrementar el factor de recobro. En este sentido, CNPC
propuso suscribir en ocasión de la Visita Oficial del Presidente Maduro un
acuerdo para el desarrollo del Bloque Junín 10 integrado a PETROCEDEÑO.
Por
su parte, PDVSA ha manifestado que cualquier negociación en relación a Junín 10
requiere tres condiciones:
i.
Que CNPC asuma el financiamiento tanto de la
expansión del Mejorador de PETROCEDEÑO, como de las inversiones necesarias para
el desarrollo de la producción en Junín 10.
ii.
Que TOTAL suscriba el acuerdo para ceder
participación a CNPC en PETROCEDEÑO.
iii.
Que se incorpore en el Plan de Desarrollo las
actividades de recuperación mejorada en el área base de PETROCEDENO.
COMO PODRÁ VERSE ESTO ESTÁ MUY CRUDO
TODAVÍA.
·
SINOPEC
1.8
PETROLERA PARIA:
La Empresa Mixta PETROLERA PARIA está conformada por PDVSA (60%), SINOPEC (32%)
e INEPARIA (8%), teniendo como objetivo la explotación de 76.891 millones de
barriles en cinco bloques costa afuera (112, 113, 115, El Morro y Norte), en el
área de Posa, en el Golfo de Paria. La
etapa de desarrollo comprenderá de 31 pozos distribuidos en 27 productores, 9
inyectores de agua y 1 inyector de gas, todo esto en su fase de visualización.
En junio de 2013, SINOPEC manifestó que este campo no es de gran
rendimiento, ni es su prioridad en las operaciones en el país, por lo que
se planteó la posibilidad de
eventualmente otorgarles más áreas para ampliar el proyecto.
Por otra parte, se está gestionando la
contratación por parte de ENI de taladros de perforación
costa afuera (Jack-up), que permitan desarrollar los campos de la Empresa Mixta
Petrolera Paria. Del mismo modo, se evalúa un
estudio Integrado para revisar el plan de desarrollo de infraestructura que
permita manejar un máximo de 22 MBD de crudo entre 8° y 16° API.
PARECERÍA POCO
SENSATO DESARROLLAR UN CAMPO DE PETRÓLEO PESADO COSTA AFUERA TENIENDO
ALTERNATIVAS EN TIERRA QUE SON DE IGUAL O MAYOR DIMENSIÓN. LOS CHINOS PARECEN
HABERLO VISTO ASÍ Y NO VAN A FINANCIAR ESTO.
1.9 PROYECTO INTEGRADO DEL BLOQUE JUNÍN 1 DE
LA FAJA PETROLÌFERA DEL ORINOCO – REFINERÌA DE CABRUTA:
Junin 1: SINOPEC, PDVSA Y BELORUSNEFT culminaron la fase de Estudio Conjunto en
el Bloque Junín 1, logrando determinar el perfil de producción y demás
requisitos del Plan de Desarrollo, estimando un nivel sostenido de producción
de 200 MBD. La producción de este bloque alimentará la Refinería de Cabruta, a ser ubicada en Santa Rita, estado Guárico, la
cual operará bajo un esquema de Tarifas de Procesamiento, exclusivamente para la
producción del Bloque Junín 1. Posteriormente, PDVSA
y SINOPEC suscribieron un MDE con el objeto de determinar la factibilidad de la
constitución de la Empresa Mixta para la construcción y operación de la
Refinería.
Refinería de
Cabruta: se producirían 115 MBD de crudo mejorado de 38º
API, los cuales mezclaría con 125 MBD de producción de crudo natural de la Faja
Petrolífera del Orinoco de 8.5º API para producir 140 MBD de 18º API y 100 MBD
de 26º API, para alimentar las refinerías de Batalla de Santa Inés y la
Refinería El Palito, además de combustible de bajo azufre, propano, etano y gas
licuado de petróleo, para el mercado exterior.
En reunión sostenida en Beijing en junio
de 2013 entre el Ministro Ramírez y el Presidente de SINOPEC, este último
manifestó que el proyecto asociado a la construcción de la Refinería no les
resulta rentable. En este sentido, PDVSA reiteró que el Bloque
Junín 1 y la Refinería de Cabruta son parte de un proyecto integrado de
producción y procesamiento de crudos extrapesados, por lo que no es posible
desasociarlos como sugiere SINOPEC. El proyecto requiere una Ingeniería Básica
que determine los costos de ejecución y permita así realizar la evaluación
económica del proyecto. En caso de no ser rentable, podrá evaluarse la opción
de un mejorador de 42 grados API.
CHINA SE DA CUENTA DE QUE MUCHOS DE ESOS PROYECTOS QUE
PDVSA TIENE EN LA REGIÓN DEL ORINOCO NO SON RENTABLES, DADA LA BAJA CALIDAD DEL
PETRÓLEO Y EL COSTO DE MEJORARLOS. LAS REFINERÍAS AQUÍ MENCIONADAS HAN ESTADO
EN LOS PLANES DE LA PDVSA ROJA POR AÑOS Y NO HAN AVANZADO MÁS ALLÁ DE LOS
ESTUDIOS INICIALES. ESTO ESTÁ CRUDITO.
1.10 DESARROLLO CONJUNTO DE LOS CAMPOS
MADUROS MEREY, OLEOS, OCA Y YOPALES SUR: PDVSA y SINOPEC suscribieron un Acuerdo de Estudios Conjuntos para los
campos Merey, Oleos, Oca y Yopales Sur, ubicados en el estado Anzoátegui, en
los cuales se plantea una producción de 24 MBD de crudo y 26 MMPCD de gas.
En Junio de 2013 SINOPEC envío una
comunicación a PDVSA, donde plantea la necesidad de revisar las economías y el
plan de desarrollo de las Empresas Mixtas de Campos Maduros antes de proceder a
su firma. PDVSA por su parte reiteró su disposición a suscribir los contratos.
ESTO ES PEQUEÑO PERO AUN ASI CHINA ESTÁ DUDOSA SOBRE EL
DESARROLLO.
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