El mito de la Orimulsión

La valorización del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (I)

Estudio realizado por:
Dr. Bernard Mommer
Director-Gerente de PDV (UK) S.A.
a solicitud del Ing. Rafael Ramírez Carreño
Ministro de Energía y Minas de la
República Bolivariana de Venezuela

...............................................................................................................................

Serie Conciencia Petrolera

El mito de la Orimulsión
La valorización del erado extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (I)
© Bernard Mommer, 2004

Hecho el depósito de Ley Depósito legal: If 7522004553769 ISBN: 980-05-0035-9
Coordinación: Dirección de Asuntos Públicos y Fundación Oro Negro
Diseño de portada y diagramación: Víctor H. Morales
Corrección: Manuel Bazo y Rafael Carreño
Impresión: Santa Rosa Centro Gráfico C.A.
Ediciones del Ministerio de Energía y Minas - Caracas, 2004 - Impreso en Venezuela

Se permite la reproducción total o parcial del contenido de esta publicación,
siempre que sea citada la fuente.

índice

Prólogo

De la Faja Bituminosa a la Faja Petrolífera

El transporte del crudo extrapesado

La Orimulsión

La valorización del crudo extrapesado: los precios

La valorización del crudo extrapesado: el régimen fiscal

Conclusiones

Perspectivas

Glosario

Siglas

Prólogo

LA ORIMULSION Y LA VALORIZACIÓN DE NUESTROS CRUDOS EXTRAPESADOS

El primer problema que enfrentó la industria petrolera venezolana, luego del hallazgo del enorme reservorio de hidrocarburos pesados alojado al norte del Río Orinoco, consistió en determinar qué hacer para darle valor comercial a tan gigantesco potencial. Como muy bien lo explica Bernard Mommer en la investigación que realizó por encargo del Ministerio de Energía y Minas, que ahora se hace del conocimiento público, la primera acción fue la de mezclar ese petróleo con otro más liviano a fin de obtener una mezcla o blend, como se le conoce comercialmente, con la doble ventaja de poder transportarlo y, al mismo tiempo, colocarlo más fácilmente en el mercado. Pero, como ésta es una posibilidad limitada, siguió planteado el problema de cómo transportarlo y, además, hacerlo comercial. La acuciosa investigación realizada en el Intevep permitió encontrar una forma de mezclar el crudo extrapesado con agua, agregando un surfactante, con lo cual se pudo obtener una emulsión estable. El nombre que ello recibió fue el de Orimulsión. Como igualmente lo explica Mommer, la aludida investigación continuó. Así, se encontró con una nueva posibilidad, esto es, que esa mezcla podía quemarse directamente y, con ello, generar electricidad. Tales hallazgos tecnológicos condujeron a la construcción de la primera planta de Orimulsión en el Estado Monagas, cuyo producto se ha venido exportando hacia diversos destinos. Se planteaba, sin embargo, un obstáculo: con un impuesto sobre la renta que, en ese entonces, era de 67,7 %, el negocio se hacía inviable.

Corría el año 1993 cuando el problema fue planteado ante la Comisión de Energía y Minas de la Cámara de Diputados en la cual yo ocupaba el cargo de Presidente. Poco antes, mediante Decreto Presidencial del Dr. Ramón J. Velásquez, se había reducido ese impuesto al 34 % para las llamadas Asociaciones Estratégicas de la Faja del Orinoco. De manera que lucía como una evidente incongruencia cobrarle mayores impuestos a un producto de tecnología venezolana que a las inversiones extranjeras. Muy patrióticamente, creía yo, asumí la tesis de reducir la contribución fiscal de la Orimulsión, hasta el mismo nivel de las Asociaciones Estratégicas de la Faja. Así es que me corresponde la responsabilidad de haber liderado el movimiento en el seno del Parlamento por la reducción del impuesto sobre la renta al negocio de Orimulsión, mediante la correspondiente reforma de la Ley respectiva. Lejos estaba yo, como el resto de los miembros del Congreso, de conocer muchas realidades que se fueron revelando en la medida en que iba penetrando en la situación concreta de los distintos contratos ya firmados y de los que se firmarían posteriormente. Debo, sin embargo, destacar que ya en ese entonces, los doctores Ulises Romero y Carlos Mendoza Potellá, me plantearon algunos comentarios críticos en relación con la baja rentabilidad y el mal negocio que representaba la Orimulsión.

Posteriormente, arguyendo la limitación financiera, surgió la idea de construir una nueva planta pero, esta vez, mediante una asociación con la empresa norteamericana Florida Power & Light a fin de generar electricidad en el Estado de Florida utilizando la Orimulsión. Luego de breves discusiones, el contrato correspondiente fue aprobado en el Congreso, sin que hubiese ninguna oposición o señalamiento crítico alguno. La oposición del Gobernador de Florida impidió la utilización de la Orimulsión para generar electricidad en su jurisdicción que se consideraba como la puerta de entrada de este producto en Estados Unidos de Norteamérica.

Más adelante, el análisis más integral de la llamada política de Apertura Petrolera, particularmente en el muy debatido caso de los Convenios de Ganancias Compartidas, con la invalorable asesoría del doctor Bernard Mommer, me permitió alcanzar una visión más global de los asuntos que se estaban debatiendo. Entendí claramente que estaba en marcha una estrategia orientada a reducir drásticamente la contribución fiscal petrolera. La gravedad del asunto puede medirse si se toma en cuenta que la contribución fiscal no es otra cosa que el ejercicio del legítimo derecho que tienen los venezolanos de obtener un beneficio por el acceso a un recurso natural que es de su propiedad colectiva. Así, en la medida en que cae la contribución fiscal, la administración del Estado dispone de recursos cada vez menores para atender las necesidades de una población siempre creciente.

Ahora bien, en el caso de la Orimulsión, se trataba de una tecnología venezolana con el loable propósito de obtener un beneficio por la explotación de crudos abundantes, pero de difícil colocación. De allí que, durante mi permanencia en el Congreso, le brindara todo el apoyo a su óptimo desarrollo. Sin embargo, una mejor comprensión del negocio petrolero dentro del ámbito internacional, así como de los intereses contradictorios que se mueven en el mismo, me llevó a una reflexión más detenida y detallada, no sólo de las políticas de apertura, sino de otros asuntos dentro de los cuales estaba lo relacionado con el negocio de la Orimulsión. Lo cierto es que, existiendo otras opciones, que ofrecen mayor rendimiento y, en consecuencia, mayor aporte a la nación, la decisión a tomar aparecía muy clara: optar por fórmulas más rentables y, paralelamente, desplegar nuevos esfuerzos en la búsqueda de tecnologías más avanzadas para optimizar la valorización de nuestros hidrocarburos en general y, muy particularmente, de nuestras enormes reservas de crudos extrapesados. Este es el viejo y nuevo desafío que tiene frente a sí el Intevep, institución que cuenta con profesionales de primera línea y que, conjuntamente con otras organizaciones internacionales, trabaja en la consecución de esas nuevas tecnologías para incrementar los niveles de recuperación que hoy alcanzan apenas un 7 % y, al mismo tiempo, mejorar la composición y la calidad de nuestros crudos extrapesados.

El éxito obtenido en el Foro Tecnológico que se realizara durante el mes de octubre de 2003 en Puerto La Cruz, sobre la valorización de crudos pesados y extra-pesados, al cual concurrieron reputadas personalidades de las más diversas instituciones, se inscribe en este esfuerzo que, no lo dudamos, habrá de aportarnos nuevas herramientas científicas y tecnológicas para el máximo aprovechamiento de nuestros abundantes recursos energéticos. El Intevep, como calificado instituto tecnológico, cuenta con la capacidad suficiente y con el apoyo necesario para incorporar innovadores instrumentos de valorización de tales recursos. Hacia tales objetivos orienta sus nuevos esfuerzos comprendiendo que el conocimiento tecnológico es una categoría dinámica e inagotable, lo que hace igualmente infinitos los desafíos que se plantean frente a él.

Alí Rodríguez Araque
Presidente de PDVSA

De la Faja Bituminosa a la Faja Petrolífera

Las exploraciones en la Faja Petrolífera del Orinoco se iniciaron en 1920. Pero los resultados fueron decepcionantes: el petróleo que se encontró era demasiado pesado para su explotación comercial de acuerdo con las condiciones tecnológicas y económicas de entonces. La misma historia se repitió en los años treinta, cuando se perforaron unos 45 pozos. De hecho, en aquella época a la Faja se la conocía por el nombre de Faja Bituminosa del Orinoco. Un tercer esfuerzo se realizó en 1956/57, llegándose a producir unos 20.000 barriles diarios de crudo pesado, y es en esta oportunidad que la Faja fue rebautizada Faja Petrolífera del Orinoco. En efecto, las exploraciones arrojaron como resultado que la Faja contenía, predominantemente, petróleo pesado -de acuerdo con la nomenclatura del presente, extrapesado- y no una materia bituminosa como se pensaba previamente. Por último, hacia fines de los años sesenta y principios de los setenta, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) -entonces de Minas e Hidrocarburos- condujo un programa exploratorio bastante intensivo, llegando a perforarse 116 pozos.

Después de la nacionalización el MEM pasó, en 1978, la Faja Petrolífera del Orinoco a PDVSA para que la recién creada compañía nacional condujera un estudio más detallado, para lo cual se le concedió un plazo de cinco años. Fue entonces cuando PDVSA dividió el área de la Faja, de 54 mil km2, en las cuatro partes que se conocen hoy en día, asignándolas a las diferentes filiales: Cerro Negro a Lagoven, Hamaca a Meneven, Zuata a Maraven, y Machete a Corpoven. El esfuerzo realizado por PDVSA fue mayúsculo, en todos los órdenes, llegándose a perforar, entre 1979 y 1983, unos 662 pozos exploratorios adicionales. En cuanto al resultado, como se destacó entonces por parte de PDVSA:

Es importante observar que, con la excepción de unas pocas acumulaciones en el área de Machete, el tipo de crudo encontrado en la Faja Petrolífera del Orinoco fluye en las condiciones naturales del yacimiento. Ello permite su extracción con métodos convencionales a unos costos comparables con los de otros campos de petróleo pesado en Venezuela y en el mundo. [1]

El petróleo in situ se estimó en 1.182 millones de barriles (MMMB), de los cuales 267 MMMB -es decir un 22%- serían recuperables. Esta cifra, para darnos una idea de su magnitud, es equivalente a las reservas probadas de Arabia Saudita. Desde luego, las reservas probadas, es decir, las reservas recuperables con la tecnología existente y en condiciones económicas actuales, son mucho menores. Pero aun así, la Faja Petrolífera del Orinoco es de una magnitud tal que garantiza al país su presencia como un exportador de primera importancia para todo el futuro previsible (Cuadro 1).

Cuadro 1
Reservas Probadas de Venezuela (2001)

El transporte del crudo extrapesado

La Faja contiene básicamente crudo extrapesado, es decir, crudo de menos de 10 °API, en otras palabras, más pesado que el agua (10 °API es la gravedad del agua). Este tipo de crudo, si bien fluye en las condiciones naturales del yacimiento, en la superficie, a la temperatura ambiental y a la presión atmosférica, se vuelve pastoso como un bitumen, por lo que se califica también de petróleo no convencional -el petróleo convencional es un líquido, tanto dentro del yacimiento como en la superficie-. De allí que, el crudo extrapesado tiene un problema de transporte, para lo cual, tradicionalmente, se han aplicado dos soluciones. Primero, se puede calentar para mantenerlo en estado líquido para su transporte, sea por oleoducto o por barco. De hecho, es lo que se hace corrientemente con los crudos pesados y extrapesados destinados a la producción de asfalto. Segundo, se puede mezclar con un diluyente, sea un crudo más liviano o un derivado como, por ejemplo, la nafta o el kerosén. Así, por ejemplo, mezclando 0,618 barril de crudo extrapesado, típicamente de 8,5 °API, con 0,382 barril de crudo Mesa 30 (un crudo de 30 °API), se obtiene una mezcla -un blend- que se conoce con el nombre de Merey 16 (de 16 °API). Y, por supuesto, cambiando las proporciones, puede producirse también un Merey más liviano. Luego, estas mezclas se venden en los mercados mundiales como cualquier petróleo pesado convencional.

Sin embargo, dado el tamaño de la Faja y la existencia relativamente limitada de crudos livianos en Venezuela, había buenas razones para buscar otras soluciones para el transporte del crudo extrapesado. Es así como el Intevep, en los años ochenta, fue desarrollando una tecnología que consistió en mezclar mecánicamente el crudo extrapesado con agua añadiéndole un químico, un surfactante, para estabilizar la mezcla; sin este aditivo el agua y el petróleo volverían a disociarse de inmediato. Si bien la idea básica era así de simple, ponerla en práctica no lo era; tomó años de investigación científica y técnica a todo un equipo del Intevep.

Finalmente, en vez de llevar el crudo extrapesado desde la Faja a unas refinerías de ultramar, también había que considerar la opción de construir unas refinerías o, cuanto menos, unas plantas mejoradoras bien ubicadas dentro del territorio nacional. Luego, el crudo mejorado se comercializaría como un crudo convencional. De hecho, es lo que se ha venido haciendo con la construcción de cuatro plantas mejoradoras en la Faja, de las cuales tres ya están en su fase operativa. Así, el crudo extrapesado sólo tiene que transportarse por oleoducto y por distancias relativamente cortas. Por lo tanto, ahora era posible utilizar un diluyente para el transporte del crudo extrapesado por oleoducto, como en el caso de las mezclas señalado más arriba, pero recuperándolo en las plantas de procesamiento para su reciclaje al campo de producción. Entre las dos alternativas para el transporte del crudo extrapesado, de mezclarlo con agua, por una parte, o con un diluyente, por la otra, es definitivamente la última la que resultó económicamente superior, por lo que es ésta la que se está utilizando en todos los proyectos de la Faja.

Los cuatro proyectos de mejoramiento de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco Petrozuata: El proyecto fue autorizado por el Congreso Nacional en septiembre de 1993 con una composición accionaria de 49,9 % para PDVSA y 50,1 % de Conoco. La 'producción temprana' se inició en 1999, y el mejoramiento en 2001. La producción de crudo extrapesado, operando a plena capacidad, es de 120 MBD que se transforman en 104 MBD de crudo mejorado de 20 °API. La inversión estimada del proyecto es de 2,2 MMMUS$. Sincor: El proyecto fue autorizado por el Congreso Nacional en septiembre de 1993, con una composición accionaria de 38 % para PDVSA, Totalfinaelf 47 % y Statoil 15 %. La 'producción temprana' se inició en 2001, y el mejoramiento en 2002. La producción de crudo extrapesado, operando a plena capacidad, es de 160 MBD que se transforman en 144 MBD de crudo mejorado de 32 °AR. La inversión estimada del proyecto es de 2,6 MMMUS$. Ameriven: El proyecto fue autorizado por el Congreso Nacional en mayo de 1997 con una composición accionaria de 30 % para PDVSA, Philips 40 % y Texaco 30 %. La 'producción temprana' se inició en 2002, y el mejoramiento se iniciará en 2004. La producción de crudo extrapesado, operando a plena capacidad, será de 210 MBD que se transformarán en 190 MBD de crudo mejorado de 25 °API. La inversión estimada del proyecto es de 3,5 MMMUSS. Cerro Negro: El proyecto fue autorizado por el Congreso Nacional en junio de 1997 con una participación accionaria de 41,67 % para PDVSA, ExxonMobil 41,67 % y Veba Oel 16,67 %. La producción temprana se inició en 1999, y el mejoramiento en 2O01. La producción de crudo extrapesado, operando a plena capacidad, es de 120 MBD que se transforman en 105 MBD de crudo mejorado de 17 °API. La inversión estimada del proyecto es de 1,8 MMMUSS. En total, los cuatros proyectos procesarán 610 MBD de crudo extrapesado convirtiéndolos en 543 MBD de crudo mejorado, con un promedio de 25 °API. Faja Petrolífera del Orinoco

La Orimulsión

Aunque la intención original al mezclar el crudo extrapesado con agua era resolver un problema de transporte, los investigadores del Intevep también se percataron de que esta mezcla podría servir como combustible para centrales eléctricas. Se determinó que para este fin la solución óptima era mezclar 70 % de crudo extrapesado con 30 % de agua, además de una pequeña porción de surfactante, para estabilizar la emulsión resultante, y es a esta mezcla a la que se dio el nombre de Orimulsión. Empero, quemar directamente crudo extrapesado sin más procesamiento previo genera gases y cenizas muy contaminantes. De nuevo, años de investigación en el Intevep produjeron las soluciones pertinentes, de cómo filtrar y limpiar estos gases lo suficiente para cumplir con las regulaciones ambientales vigentes en los países consumidores, y cómo disponer de las cenizas.

Así, lo que había empezado como un proyecto de investigación para solucionar el problema de transporte del crudo extrapesado, terminó con el descubrimiento y el desarrollo de un nuevo combustible. Por cierto, el costo acumulado del proyecto, para 1994, se estimó en unos mil millones de dólares. ¿Pero era este nuevo combustible competitivo frente al tradicional combustible pesado, el heavy fuel oil, que se venía utilizando en las centrales eléctricas para los mismos fines? La respuesta es negativa, por tres razones. Primero, al combustible pesado se le conoce también como combustible residual, pues es lo que queda luego de extraer del barril de petróleo crudo todos los componentes más livianos. De hecho, las refinerías más complejas y más modernas están diseñadas, precisamente, para minimizar el residual, mientras que el costo de refinación se carga, por completo a los productos livianos. En cambio, la Orimulsión como tal tiene un costo de producción significativo que se estima, en la actualidad y en el mejor de los casos, en 2 US$ por barril de extrapesado procesado. Segundo, cada barril de crudo extrapesado se transforma en 1,42 barriles de Orimulsión, por el efecto de añadir agua, con un incremento correspondiente en el costo de transporte. Tercero y último, para quemar Orimulsión se necesitan instalaciones y filtros adicionales, muy costosos, para igualar el desempeño del heavy fuel oil en cuanto al medio ambiente.

La Orimulsión menos aún podía competir con el gas natural, el combustible más limpio de todos. Al aparecer las plantas de ciclo combinado de gas, el uso de este combustible se hizo más eficiente y muchas plantas decidieron migrar a su uso. Tampoco era competitivo con el carbón, el más contaminante de todos los combustibles pero, con creces, también el más barato.

El regreso de la Faja Bituminosa

Luego de la segunda explosión de los precios del petróleo en los años setenta, a raíz de la revolución iraní y la subsiguiente guerra entre Irak e Irán, los países consumidores desarrollados asociados en la Agencia Internacional de Energía (AIE) acordaron ir reduciendo sistemáticamente el consumo del combustible pesado en la generación eléctrica de base, recomendando su sustitución primero por el carbón y extendiendo esta recomendación, años más tarde, también al gas natural. El consumo de heavy Juel oil se restringiría, en la medida de lo posible, a la satisfacción de la demanda en horas pico, de manera que no había espacio para la Orimulsión. Mas por el contrario, el consumo de petróleo se limitaría esencialmente al transporte, donde seguía siendo insustituible. Se trataba, en definitiva, de minimizar el mercado para el petróleo proveniente de los países miembros de la OPEP. Con ello iba a la par, desde luego, una política de estimular la producción no-OPEP y, de ser posible, ablandar, debilitar y socavar las políticas petroleras nacionales dentro de los mismos países exportadores. Éstas estaban orientadas, estratégicamente, a valorizar el recurso natural; en cambio, los países consumidores estaban interesados en restarle valor.

Ahora bien, si todo ello no es difícil de entender, sí es difícil entender que esta posición de la AIE fuera compartida por una empresa petrolera nacional como PDVSA, pues el motivo principalísimo de la nacionalización había sido precisamente el hecho de que las empresas petroleras internacionales estaban alineadas, sistemáticamente, con los intereses de los países consumidores, y en contra de los intereses de los países exportadores en cuanto dueños del recurso natural. Las empresas nacionales, en cambio, se suponía que estarían alineadas con los intereses nacionales.

La deserción de aquella PDVSA de la causa nacional ya era un hecho en los años ochenta aunque, en general, todavía no llegaba a los extremos que posteriormente ocurrirían en los noventa. Pero en cuanto a la Orimulsión la situación ya era inequívoca. En efecto, al asumir PDVSA -más precisamente Lagoven, la más grande entre las filiales de aquella PDVSA- el 'Proyecto Orimulsión' del Intevep, a mediados de los años ochenta, la empresa inició una campaña para reconvertir a la Faja del Orinoco de Petrolífera a Bituminosa. Este cambio de nombre, desde luego, era uno de los elementos de un 'paquete' mayor.

Antes de seguir con esta exposición, quizá sea necesario precisar la diferencia entre el crudo extrapesado y el bitumen natural. Pues bien, toda la diferencia se reduce a que el crudo extrapesado es un liquido mientras que el bitumen natural no lo es; no hay diferencias químicas entre los dos. Pero tratar con un sólido o un líquido tiene, lógicamente, consecuencias muy importantes en cuanto a las técnicas y los costos de producción; el bitumen natural es mucho más costoso de producir porque en general se utilizan técnicas de explotación minera. Así, por ejemplo, alrededor del 90 % del crudo extrapesado en el mundo se encuentra en un solo yacimiento: en la Faja Petrolífera del Orinoco; del mismo modo, alrededor del 90 % del bitumen natural en el mundo se encuentra en las Arenas Bituminosas de Athabasca, en la provincia canadiense de Alberta. La diferencia es que la temperatura en los yacimientos de la Faja del Orinoco promedia alrededor de 53 °C; en cambio, en las arenas de Athabasca la temperatura promedia apenas 11 °C. En pocas palabras, en Venezuela hace calor, mientras que en Canadá hace frío.

La decisión de volver a renombrar la Faja ya era firme a la hora de fundarse, en 1988, una filial dedicada a la producción y el mercadeo de Orimulsión. Ésta se bautizó con el nombre de Bitúmenes del Orinoco. (Bitor) Con el nombre iba implícita la intención de restarle valor comercial al crudo extrapesado. En efecto, PDVSA/Bitor había decidido seguir adelante con este combustible, cuya 'competitividad' se lograría devaluando la materia prima al ofrecer ésta al precio del carbón dentro de los contratos de suministro de largo plazo, de hasta veinte años de duración. Además, al Gobierno venezolano se le convencería de que ese bitumen natural procesado en Orimulsión estaría fuera del sistema de cuotas OPEP al igual como, digamos, el carbón de la cuenca del Guasare. Al mismo tiempo se estaba trabajando en un arreglo con los países consumidores, según el cual éstos aceptarían la Orimulsión, efectivamente, como un 'carbón líquido', exceptuándola de sus políticas restrictivas anti-OPEP. Y, en efecto, en 1996 la Organización Mundial de Aduanas en Bruselas la clasificó como bitumen natural; acto seguido la Agencia Internacional de Energía recomendó su uso en la generación eléctrica, al lado del carbón y del gas natural. Pero, ¿cómo se convenció al Gobierno venezolano de una estrategia que consistía en vender petróleo a precio de carbón?

En lo esencial, la campaña de PDVSA/Bitor tenía dos vertientes. Primero, PDVSA informaba al mundo político venezolano y a la opinión pública en general, que la Orimulsión sólo competiría con el carbón, es decir, sólo desplazaría a carbón como combustible en las centrales eléctricas, y nunca al heavy fuel oil. En consecuencia, no tendría incidencia alguna en el precio del petróleo y, por lo tanto, desde este punto de vista tampoco afectaría la política nacional de valorización de los hidrocarburos. Sin embargo, el hecho es que en la mayoría de los casos la Orimulsión vino a sustituir el consumo del combustible pesado y en otros el consumo de gas natural, pero muy rara vez el consumo de carbón. Así, para tomar un ejemplo muy reciente, se mintió al país cuando se le informó que con el contrato de suministro de largo plazo que Bitor estaba por firmar, en mayo del año 2003, con la Coleson Cove Station en New Brunswick, Canadá, se iba a desplazar carbón. Lo que se iba a desplazar era combustible pesado, y ello puede comprobarse fácilmente recurriendo a Internet. De manera que no sólo se estaba vendiendo petróleo a precio de carbón, sino que se estaba socavando el precio del petróleo que se vendía como petróleo, con el agravante de que Venezuela es, precisamente, con unos 250 MBD, un exportador significativo de combustible residual.

Por otra parte, PDVSA informaba al mundo político venezolano, y a la opinión pública en general, que la Orimulsión se producía con base en bitumen natural, sustancia ésta supuestamente distinta al crudo extrapesado y sin ningún otro valor de uso que no fuera ser transformado en dicho combustible. A la par con aquella clasificación de la Organización Mundial de Aduanas, PDVSA inició las gestiones formales y activó presiones informales, dentro del Gobierno y el Congreso Nacional, para generar un cambio correspondiente del nombre oficial de la Faja. En su página web PDVSA/Bitor presentaba ahora al mundo entero a la Faja como Bituminosa. En el Ministerio de Energía y Minas tuvieron un éxito parcial cuando en 1996 reclasificaron las reservas de crudo extrapesado de Bitor como bitumen natural, si bien fuera del área de Bitor las reservas de crudo extrapesado se mantuvieron como tales. Sin embargo, y contradictoriamente, al mismo tiempo el MEM empezó a publicar en su anuario estadístico Petróleo y otros datos estadísticos una definición acertada de bitumen natural -de no ser un líquido en las condiciones originales del yacimiento-que contradecía a aquella reclasificación.

Este mismo año PDVSA/Bitor tuvo un éxito político mayor al aprobar el Congreso Nacional una primera asociación de Bitor. En la resolución correspondiente, publicada en Gaceta Oficial, en uno de los considerando se afirmaba:

...que en la Faja del Orinoco se encuentran cuantiosas reservas probadas de bitúmenes naturales.

Además, en una de las cláusulas del Marco de Condiciones se estableció que:

...en virtud de que los organismos oficiales internacionales de clasificación arancelaria han dictaminado que la Orimulsión es un hidrocarburo no petrolero, los niveles de producción de bitumen natural destinados a la elaboración de Orimulsión por La Asociación no se considerarán sujetos a los compromisos internacionales de la República de Venezuela derivados de su participación en organizaciones internacionales.

Y, con la obvia intención de imponerse sobre el MEM, en otra cláusula se estableció que:

...en el Convenio de Asociación a ser celebrado, deberán establecerse los parámetros de definición de bitumen natural.

En otras palabras, el Congreso Nacional autorizó un Convenio de Asociación cuya finalidad era explotar unas supuestas reservas de bitumen natural, ¡dejando a la discreción de los asociados definir lo que podría entenderse por tal bitumen natural! Pero, por si acaso, en la primera cláusula la asociación se reservó el derecho de:

...llevar a cabo la explotación de campos de bitumen natural y sus fluidos asociados...

Dicho de otra manera, se le concedió el derecho de producir lo que pudiera encontrarse allí.

Sin embargo, esta asociación nunca prosperó. Concebida en función de una central eléctrica en la Florida, la Florida Power & Light, resultó que el gobierno estatal le negó los permisos ambientales necesarios. Si bien la Orimulsión es más limpia que el carbón, el hecho es que la Florida Power & Light no estaba quemando carbón sino heavy fuel oil sobre el cual la Orimulsión no tiene ventaja.

Cinco años más tarde, en diciembre de 2001, la Asamblea Nacional aprobó otra asociación de Bitor, esta vez con una compañía nacional china. El texto aprobado contiene las mismas líneas ya citadas, y en el convenio de asociación respectivo se define el bitumen natural de manera que el punto decisivo, si la sustancia en cuestión es o no es un líquido, se decide en la superficie. En la superficie el crudo extrapesado, definitivamente, no es un líquido. El cabildeo de PDVSA/Bitor tuvo éxito también en cuanto a la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), aprobada el mismo mes de diciembre de 2001. Ésta, en su Artículo 44, permite en ciertas condiciones y tratándose de crudo extrapesado, la reducción de la tasa básica de regalía de 30 %, hasta un 20 %; y tratándose de bitumen natural, la reducción puede llegar hasta un 16 2/3 %. La confusión, en la gran mayoría de los casos, y la complicidad, en otros casos, ya habían penetrado todos los niveles de gobierno.

Pero la verdad es que Bitúmenes del Orinoco (Bitor) jamás produjo un barril de bitumen natural. Lo que produce Bitor, al igual que todos los demás productores en la Faja, es crudo extrapesado. De todas maneras, esta diferencia en la superficie no importa, donde el barril producido, aunque fuera originalmente bitumen natural, tiene básicamente tres valores de uso: primero, se puede mezclar con crudos o productos más livianos para venderlo como componente de un blend, lo que viene haciéndose desde hace décadas; segundo, desde los años noventa, se puede procesar en Orimulsión; y, tercero, desde que se completaron las dos primeras plantas mejoradoras en 2001, se puede transformar en un crudo mejorado.

La valorización del crudo extrapesado: los precios

El valor del crudo extrapesado como componente de un blend lo determina el mismo mercado. En efecto, tomemos como ejemplo al Merey 16, un blend que consiste, como ya se dijo, en un 61,8 % de crudo extrapesado y en un 38,2 % de Mesa 30, generalmente de 8,5 °API. Ahora bien, el Mesa 30 -que se comercia internacionalmente como tal- y el Merey 16 tienen un precio de mercado conocido en todo momento y, por lo tanto, por la regla de tres puede calcularse entonces el valor de mercado del crudo extrapesado. Luego, con los ajustes correspondientes, por los costos de transporte se obtiene el precio en puerto venezolano y finalmente en el campo de producción.

Así, en 2002, el valor mercantil promedio del barril de Mesa 30 y del Merey 16 fueron, respectivamente, 22,95 US$ y 21,07 US$, con lo que el valor mercantil del barril de extrapesado fue 16,31 US$. En cambio, Bitor produjo unos 70 MBD de extrapesado los que transformó en 100 MBD de Orimulsión. El valor mercantil de 1,42 barriles de Orimulsión -contentivo de un barril de crudo extrapesado- promedió 7,07 US$. A este precio hay que deducirle todavía los costos de procesamiento, prudentemente estimado en 2 US$. Se obtiene así como precio net-back del barril de extrapesado transformado en Orimulsión 5,07 US$ (Gráfico 1). La diferencia es abismal, ¡de 11,25 US$ por barril! En total, ese año los descuentos sumaron unos 290 millones de dólares.

Gráfico 1.
Valorizando el crudo extrapesado: Mezclas Vs. Orimulsión (2002)

Sin embargo, el año 2002 fue un año excepcionalmente favorable para las mezclas. Por ello se presentan, en el Gráfico 2, los datos trimestrales para los cinco años que van de 1998 a 2002, un período que cubre años de depresión y auge. Como puede observarse, solamente en el cuarto trimestre de 1998 el valor mercantil del extrapesado llegó a acercarse al precio net-back de la Orimulsión, y fue éste el peor trimestre dentro del peor año en la historia de los precios del petróleo desde la Segunda Guerra Mundial. En el promedio, sin embargo, el extrapesado mezclado se vendió a 13,76 US$; procesado en Orimulsión, sólo valió 4,63 USS. La diferencia sigue siendo abismal, ¡de 9,13 US$ por barril!

El resultado observado es lógico. En el largo plazo los precios de petróleo tienen un piso y un techo relacionado con el carbón. Se llega al piso cuando el petróleo compite con el carbón en la generación eléctrica; y se alcanza al techo cuando el carbón compite con el petróleo en el transporte, es decir, cuando la gasolina producida con base en carbón compite con la producida basada en petróleo.

Gráfico 2.
Valorizando el crudo extrapesado: Mezclas Vs. Orimulsión (1998-2002)

En el mercado, desde hace décadas, puede observarse que ninguno de los dos extremos es sostenible; el primero por la falta de oferta y el segundo por la falta de demanda. Así, los precios del petróleo se mueven en el largo plazo dentro de estos extremos; los países exportadores, y en particular la OPEP, tratan de estabilizarlos, desde luego, dentro de una banda mucho más estrecha (en la actualidad la banda establecida es de 22 a 28 USS por barril para la cesta OPEP). El 'Proyecto Orimulsión', en cambio, es un proyecto inherentemente anti-OPEP, y más generalmente hostil a todos los países exportadores, en su afán de atar los precios del petróleo, por la vía del crudo extrapesado, a los del carbón.

Falta por considerar la opción del mejoramiento. Las cuatro asociaciones son diferentes en sus diseños y alcances. La más modesta, Petrozuata, sólo mejora a 16°API; la más ambiciosa, Sincor, mejora hasta 32°API. Por cierto, mejorando el barril de extrapesado, éste sufre siempre una reducción volumétrica, alrededor del 10 %, produciéndose al mismo tiempo algunos subproductos de importancia secundaria. Ahora bien, vamos a considerar un caso hipotético, en el cual el crudo extrapesado de 8,5°APl se lleve a 30°AP1 y, además, que la cesta de productos obtenidos iguale al precio del Mesa 30. Entonces, basándonos en los precios observados en 2002, el valor del barril de crudo extrapesado mejorado se habría incrementado en 6,64 US$, esto es, de 16,31 US$ a 22,95 US$. Sin embargo, estos 6,64 US$ no cubren los altos costos del mejoramiento, los costos de capital incluido, que pueden estimarse, razonablemente, en 9 US$ por barril. Con ello el valor net-back del barril de extrapesado mejorado sería sólo 13,95 US$, menor en 2,36 US$ al precio del extrapesado utilizado para las mezclas, pero todavía 8,88 US$ mayor al precio del extrapesado transformado en Orimulsión.

De todas maneras, inevitablemente, surge la siguiente interrogante: ¿por qué el mejoramiento, si con la simple mezcla el crudo extrapesado genera mejores resultados económicos? Pero antes de responder a esta pregunta conviene que revisemos primero los regímenes fiscales aplicables a cada caso.

La valorización del crudo extrapesado: el régimen fiscal

Nos limitaremos al régimen fiscal del año 2002 -que sigue siendo el mismo- tal como está definido por la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la Ley de Impuesto sobre la Renta y por las relaciones contractuales. Además, nos concentraremos en los dos parámetros fundamentales que son la regalía, por una parte, y el impuesto sobre la renta, por la otra.

La regalía

De acuerdo con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos la tasa de regalía aplicable a PDVSA es, en general, 30 %, con la sola excepción de Bitor, filial ésta a la cual se le aplicaba, en 2002, una tasa de 16 2/3 % bajo el supuesto que procesa bitumen natural. Además, mientras que PDVSA paga la regalía sobre la base de convenios de regalía que refleja el valor mercantil del crudo, Bitor logró negociar con el MEM, en 1996, un convenio especial, que ni siquiera reflejaba aquel precio net-back. Este convenio estaba basado en una fórmula según la cual se definía un precio mínimo para el barril de crudo extrapesado, de 0,682 US$, y un máximo, de 10 US$. El mínimo correspondía, de hecho, a lo establecido en la Ley de Hidrocarburos de 1943; la existencia de un máximo, en cambio, era una innovación sin precedente. ¿Por qué el dueño del recurso natural dejaría de beneficiarse de un aumento del precio más allá de 10 US$? Sea como sea, el hecho es que en 2002 la fórmula en cuestión arrojó como supuesto 'valor mercantil' del barril de extrapesado procesado en Orimulsión 1,28 US$ (¡sic!). En consecuencia, Bitor pagó una regalía de 0,21 US$. En cambio, PDVSA, por gestión propia, sobre la base del precio promedio del barril de extrapesado de 16,31 US$, pagaba en el caso de las mezclas una regalía de 4,89 US$.

Por otra parte, con base contractual en la vieja Ley de Hidrocarburos, las mejoradoras en la Faja pagan una tasa de 16 2/3 % sobre la 'producción temprana' (Ameriven y Sincor hasta marzo de 2002), y solamente una tasa de 1 % una vez que arrancan los mejoradores (Petrozuata, Cerro Negro, y Sincor a partir de abril de 2002). La tasa de 1 %, de acuerdo con los contratos, se pagará durante los primeros nueve años de operación de los mejoradores; luego se volverá a la tasa de 16 2/3 % que era la tasa usual en la vieja Ley de Hidrocarburos. Por lo demás, la regalía se pagaba siguiendo las pautas establecidas por los convenios de regalía de PDVSA, es decir, sobre la base de precios de liquidación que reflejaban el valor comercial del crudo extrapesado. De manera que las asociaciones pagaban una regalía de 2,72 US$ en la 'producción temprana', pero tan sólo de 0,16US$ en el caso del mejoramiento (Cuadro 2).

Cuadro 2.
Los regímenes fiscales del crudo extrapesado (2002)

El impuesto sobre la renta

En cuanto al impuesto sobre la renta tenemos que recurrir, en los casos de la Orimulsión y del crudo mejorado, a los precios net-back basándonos en la estimación de los costos de procesamiento en 2 US$ y 9 US$, respectivamente. Los costos de producción de un barril de extrapesado se han estimado, a su vez, en 3,60 US$. De allí obtenemos la ganancia por barril de extrapesado antes del impuesto sobre la renta, siendo la tasa aplicable, en el caso de PDVSA en general, 50 %, pero sólo 34 % -la tasa no petrolera- en el caso de Bitor y de las asociaciones de la Faja. Como puede observarse en el Cuadro 2, el impuesto sobre la renta varía así en el caso de la gestión propia de PDVSA, entre 3,91 US$ para las mezclas y 0,43 US$ para la Orimulsión. Las asociaciones, en cambio, pagarían, en nuestro ejemplo, 3,40 US$ por la producción temprana y 3,46 US$ para el mejoramiento. La participación fiscal total, sumando regalía e impuesto sobre la renta, varía, en consecuencia, entre 8,80 US$ para las mezclas y 0,64 US$ para la Orimulsión en el caso de la gestión propia de PDVSA, mientras que en el caso de las asociaciones variaría entre 6,12 US$ correspondiente a la producción temprana y 3,63 US$ al mejoramiento.

Conclusiones

En la valorización del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco nos encontramos con dos situaciones extremas, las mezclas y la Orimulsión. Con las mezclas el barril de crudo extrapesado se realiza plenamente al precio de mercado y, a su vez, el dueño del recurso natural recauda, en el caso de PDVSA (gestión propia), entre regalía e impuesto sobre la renta, una parte muy significativa de éste. Ello corresponde a la política tradicional que puede observarse prácticamente en todos de los países exportadores, e incluso en provincias o estados de países consumidores de estructura federal como lo son Canadá y EEUU (véase, por ejemplo, Alberta, Alaska o Texas). Todos ellos han hecho valer, tradicionalmente, sus derechos de propiedad nacional, o regional, sobre un recurso natural no renovable, agotable y relativamente escaso. En todos ellos prevalece lo que puede llamarse un régimen petrolero propíetal.

En el caso de la Orimulsión, por el contrario, al crudo extrapesado no se le atribuye valor alguno. No sólo se le pone a competir con el carbón reduciéndose su precio a niveles mínimos sino que, considerando única y exclusivamente los intereses de los inversionistas, se utiliza el régimen fiscal como comodín, reduciéndose la regalía a niveles ínfimos y el impuesto sobre la renta a la tasa no-petrolera. Una política semejante puede tener sentido dentro de los países consumidores, pues en éstos los consumidores y los dueños del recurso natural coinciden. En consecuencia, lo que no cobran como dueños del recurso natural, los beneficia como consumidores. ¡Pero la situación es cualitativamente distinta cuando de exportaciones se trata!

El hecho es que en aquella PDVSA se implantó una corriente dispuesta a imponer políticas petroleras propias de los países consumidores, es decir, implementar un régimen no-propietal. Profundamente ilegítimas y antinacionales, estas políticas se envolvieron en una espesa nube de 'desinformación', para decir lo menos; y la clasificación del crudo extrapesado como bitumen natural forma parte de esa nube. Despejarla es la única dificultad para clasificar acertadamente aquella materia prima, sea como crudo extrapesado o sea como bitumen natural. Objetivamente hablando, esta clasificación es equivalente a clasificar el H2O en agua, hielo y vapor, dependiendo del interés del clasificador. Pero despejar esta nube no fue posible antes que el tren ejecutivo que la mantenía perdiera el control sobre PDVSA luego de lanzarse, ya desesperado, al paro de enero/diciembre de 2002/2003.

Las mejoradoras de la Faja representan un caso más complicado pero, por una parte, no fundamentalmente distinto. En su diseño fiscal responden esencialmente a un régimen no-propietal, en cuanto éste se utilizó también como comodín para hacer rentable la inversión sin tomarse en cuenta para nada la remuneración del recurso natural. Así, el dueño del recurso natural con respecto a la 'producción temprana', renunció, en 2002, a un ingreso por barril de 2,68 US$ (la diferencia entre 8,80 US$ y 6,12 US$); y con los mejoradores operando, el sacrificio fiscal llegó a 5,17 US$ (la diferencia entre 8,80 US$ y 3,63 US$); así, el total del subsidio fiscal, sólo en este año, superó los 600 millones de dólares. Todo ello, desde luego, estaba en línea con una directiva de la AIE de eliminar cualquier régimen fiscal de orientación propietal que inevitablemente frenaría el libre flujo de la inversión del mismo modo, por cierto, como lo hace la ganancia del inversionista. En realidad, la situación es del todo simétrica: el inversionista nunca se precipita a invertir sin la perspectiva de realizar una ganancia usual, digamos una tasa interna de retorno del 15 %; y el dueño del recurso natural nunca debería permitir que una inversión se realice sin la perspectiva de recaudar una renta consuetudinaria como, por ejemplo, una regalía de un sexto de acuerdo con la vieja Ley de Hidrocarburos, o de un quinto, como mínimo, de acuerdo con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos.

La orientación no-propietal de las mejoradoras se puede observar también desde otra perspectiva. En efecto, si el extrapesado era, en realidad, bitumen natural y, como tal, eximido de la cuota OPEP como lo es el carbón del Guasare, también debería eximirse el crudo mejorado ya que la OPEP sólo regula la producción de petróleo crudo mas no de productos. Y el crudo mejorado, no cabe duda, es un producto refinado. En efecto, desde que se inició la producción de crudo mejorado, la AIE lo clasificó como producción de crudo sintético el cual, por definición, se produce con base en bitumen natural, y lo excluye de la producción venezolana de petróleo crudo; en cambio, lo presenta junto con la producción de crudo sintético proveniente de las Arenas Bituminosas de Athabasca. De manera que el mensaje -explícito, por cierto- es que Venezuela produce muy por debajo de su cuota y, por lo tanto, debería aumentar su producción.

Por otra parte, las mejoradoras sí apuntan a valorizar el crudo extrapesado transformándolo en productos más livianos. Desde esta perspectiva no dejan de tener un valor estratégico para el país. Es cierto, el sacrificio fiscal es muy alto pues se trata, sumando las cuatro asociaciones, de 610 MBD de extrapesado que se transformarán en 543 MBD de crudo mejorado. Pero todavía, por el precio, incluso con una regalía de uno por ciento y una tasa de impuesto sobre la renta no-petrolera, la recaudación fiscal por barril superó, en 2002, en cinco veces la de la Orimulsión. Luego, con el desarrollo de la productividad que resulta de la experiencia que se está adquiriendo a diario en la materia de mejoramiento del crudo extrapesado, cabe esperar que el valor net-back del barril se acerque, en un futuro no demasiado lejano, al valor que ya tiene en las mezclas. En cambio, el precio de la Orimulsión le pone un techo muy bajo al precio del extrapesado por su vínculo con el carbón.

Es ésta también la oportunidad de aclarar por qué no se puede seguir simplemente una política de incremento de volúmenes de mezclas como, por ejemplo, el Merey 16. La razón es que éstas entran en un mercado bien limitado, de refinerías con capacidad de conversión profunda. Sobrepasando esta capacidad, el precio del extrapesado virtualmente colapsa. De manera que Venezuela tiene que preocuparse porque tal capacidad exista y se expanda progresiva y continuamente. Sin embargo, las mejoradoras en Venezuela, como refinerías enteramente nuevas dentro de un entorno carente de toda infraestructura, eran una solución especialmente costosa. De manera que no había que precipitarse, cabía proceder con cautela y, si fuera preciso, esperar. Pero para aquel liderazgo de PDVSA se trataba, por el contrario, de proceder a la brevedad posible y con volúmenes masivos dentro de una estrategia que buscaba socavar la tradicional política petrolera nacional, de orientación propietal, y forzar a Venezuela a salirse de la OPEP, pues los barriles que en este diseño estarían sujetos a la cuota OPEP serían precisamente aquellos con la mayor contribución fiscal, haciendo cualquier recorte de volúmenes cada día más doloroso.

Perspectivas

PDVSA está produciendo, en gestión propia y para las mezclas, unos 200 MBD de crudo extrapesado; Bitor está produciendo alrededor de 75 MBD; y las mejoradoras ya están por llegar al nivel previsto de 610 MBD. Además, la asociación Sinovensa aportará una producción de unos 105 MBD. De manera que Venezuela en un futuro próximo producirá más de un millón de barriles diarios de crudo extrapesado. Ahora bien, es éste el crudo de peor calidad que se produce, y es de este tipo de crudo que tenemos las mayores reservas. Así, la participación fiscal que genera representa un piso, mientras que todos los demás crudos siempre deberían generar un ingreso mayor. No hay razón para producir un barril de crudo convencional que genere un ingreso fiscal menor. Pero aquel tren ejecutivo estaba empeñado en bajar ese piso a cero y, con ello, bajar la contribución fiscal de toda la producción; y así lo hizo, con un efecto desastroso para la economía nacional. En cambio, una estrategia nacional de valorización del recurso natural se basa, por el contrario, en elevar ese piso a los mejores niveles posibles.

Luego de evaluar aquellos proyectos, en la nueva LOH, se definió como mínimo absoluto para el crudo extrapesado una tasa de regalía de 20 %, siendo la tasa usual 30 %. En cuanto al impuesto sobre la renta, el objetivo es impedir que la renta en la extracción se diluya por una contabilidad integrada, importándose los costos de transporte y de refinación como ha venido sucediendo precisamente en las asociaciones de la Faja. La nueva LOH exige que los inversionistas lleven cuentas separadas de sus actividades aguas arriba y aguas abajo, con miras a aplicar el impuesto sobre la renta también por separado. Nada más que implementando estas dos medidas, la participación fiscal por barril de crudo extrapesado mejorado, en el año 2002, se hubiera elevado de 3,63 US$ a 6,47 US$. La Orimulsión no tiene cabida en esta política y el Gobierno Nacional decidió, en mayo de 2003, cancelar ese proyecto respetando, como siempre, los compromisos contractuales existentes.

Remontar la cuesta y recuperar una participación fiscal acorde con el valor del recurso natural va a tomar mucho tiempo; incluso revertir la tendencia decreciente no será fácil puesto que es ahora que entran a producir a plena capacidad las cuatro mejoradoras con su contribución fiscal mínima. Pero, por lo menos, en lo inmediato se logrará frenar su caída por la vía de una fiscalización más rigurosa, además de que la nueva LOH con su tasa de regalía de 30 % ya se aplica a PDVSA, al igual como se aplicará a todo nuevo proyecto.

Glosario

API

Siglas en inglés del Instituto Americano del Petróleo. Una institución compuesta por las empresas petroleras privadas estadounidenses.

Gravedad (Grado) API

Escala de medición creada por el Instituto Americano del Petróleo y utilizada para hidrocarburos basándose en su peso específico, es decir con relación al agua. El petróleo de 10 °API tiene la misma gravedad que el agua; el petróleo de menor grado API es más pesado que el agua y se califica como extrapesado, y el de mayor grado API es menos pesado. En principio, los precios varían con el grado API, siendo más valioso un barril de petróleo crudo más liviano.

Aguas arriba

Este término denota las actividades de exploración y producción en la industria petrolera.

Aguas abajo

Este término denota las actividades de refinación, suministro y mercadeo en
la industria petrolera.

Barril

Unidad de medida umversalmente aceptada, correspondiente a 42 galones o 159 litros de petróleo.

Bitumen natural

Hidrocarburo sólido o semi-sólido, inmóvil en las condiciones de presión y temperatura del yacimiento debido a su alta viscosidad. Además tiene una gravedad menor de 8,3 °API y un punto de fluidez superior a 60 °C.

Blend

Es la denominación comercial de un crudo que, como tal, no existe en forma natural sino que resulta de mezclar varios tipos de crudos.

Heavy fuel oil

También conocido como Residual Fuel Oil, es el combustible más barato resultante del proceso de refinación, de consistencia pastosa y típicamente con alto contenido de azufre y otras impurezas. Se utiliza principalmente en estaciones de generación eléctrica e industrias donde puede quemarse directamente en hornos. Es también el principal combustible utilizado en embarcaciones con grandes motores Diesel, donde también se le conoce como bunkers.

Mejoramiento

Es el proceso mediante el cual se "mejoran" las características físicas de un crudo, tales como su gravedad API, viscosidad y contenido de metales y azufre con el objeto de elevar su atractivo económico. El crudo resultante de un proceso de mejoramiento se denomina "crudo mejorado" o "crudo sintético". Venezuela es el principal productor de ese tipo de crudo en el mundo.

Mejoradoras

Son plantas físicas de tratamiento de crudo para "mejorarlo". En Venezuela existen cuatro proyectos para la producción de crudo sintético a partir del crudo extrapesado de la Faja, que utilizan crudos y esquemas técnicos de mejoramiento diferentes, según el destino final del crudo mejorado. La producción diaria total de estos proyectos, una vez completados, es de aproximadamente 550.000 barriles diarios.

Merey 16

Es la denominación comercial (blend) de un crudo pesado de 16 grados API, producto de un proceso de mezcla de crudos del Oriente de Venezuela. Por ser un blend pesado, el Merey 16 requiere de conversión profunda en el proceso de refinación.

Mesa 30

Es la denominación comercial (blend) de un crudo liviano de 30 grados API, producto de un proceso de mezcla de crudos del Oriente de Venezuela.

Mezcla

Es la traducción en castellano de la palabra blend.

Orimulsión

Combustible en forma de emulsión que resulta de la mezcla de agua (30 %), crudo extrapesado (70 %) y un surfactante o agente estabilizador de la emulsión. Este combustible es utilizado en la industria de generación eléctrica donde se quema en hornos, de forma similar al Fuel Oil, pero requiriendo equipos adicionales para la remoción de azufre y metales. El nombre deriva de la palabra Orinoco, mayor río de Venezuela.

Producción

Se refiere a los volúmenes de crudo que temprana resultan de los procesos de Exploración y Producción destinados a satisfacer los insumos de crudo de un proyecto específico, cuando todavía las facilidades de procesamiento de dicho proyecto no se encuentran listas para procesarlos; de allí el término "temprana".

Regalía

Es el tributo que paga el arrendatario al terrateniente, en nuestro caso el Estado venezolano, por el derecho de explorar y explotar un yacimiento, como compensación por la propiedad cedida y consumida. Consiste en un porcentaje de la producción, usualmente un 30 % de acuerdo con la LOH.

Valor o precio

Es un esquema de valoración de crudos net-back acordado entre el productor y el refinador, mediante el cual el productor garantiza un margen de ganancia al refinador. El valor del crudo es asignado sólo después de que los productos derivados se hayan vendido en el mercado. Se determina mediante el siguiente cálculo: Ingreso por venta de los productos menos costo de refinación, menos costo de transporte, menos margen de ganancia del refinador.

Siglas

AIE

Agencia Internacional de Energía

BITOR

Bitúmenes del Orinoco

INTEVEP

Instituto Tecnológico Venezolano de Petróleo

LOH

Ley Orgánica de Hidrocarburos (2001)

MEM

Ministerio de Energía y Minas

MBD

Miles de barriles diarios

MMMB

Millardo (Miles de Millones) de barriles

MMMUS$

Millardo (Miles de Millones) de dólares
estadounidenses.

Serie Conciencia Petrolera
Apertura petrolera: la gran estafa

..........................................................................................

El rescate de PDVSA: una batalla por la soberanía
Rafael Ramírez Carreño

Informe del Comisario de PDVSA, ejercicios económicos
de los años 1999 y 2000
Rafael Darío Ramírez Coronado

El mito de la Orimulsión, valorización del crudo extrapesado
de la Faja Petrolífera del Orinoco (I)
Bernard Mommer

El programa de intemacionalización de PDVSA
Juan Carlos Boué

Pensamiento petrolero del Presidente
Hugo Chávez Hugo Chávez Frías

El proceso de privatización petrolera en Venezuela
Alí Rodríguez Araque

............................................................................................

Notas:

[1] Giovanni, 1984: Exploration and evaluation ofthe Orinoco Oil Belt, Caracas: Petróleos de Venezuela S.A.

......................................................................................................................................................................................................

Soberania.info recomienda consultar:

Orimulsión
Víctor J. Poleo Uzcátegui / Soberania.info - 18/06/04

Cronología de una coartada numérica
Rafael Quiroz S.* / Soberania.info - 22/06/04

The Value Of Extra-Heavy Crude Oil
From The Orinoco Belt 91 KB
Bernard Mommer / Middle East Economic Survey - March 2004

El mito "ProPieTal" en la nueva PDVSA
PauliNonius* / Soberania.info - 17/05/04

Orieconomía, más sobre el mito "ProPieTal"
PauliNonius / Soberania.info - 24/05/04

Fábula ProPieTal: El Trapo Rojo
PauliNonius / Soberania.info - 07/06/04

La Faja
Aníbal R. Martínez / Soberania.info - 13/02/04

Hidrocarburos del Orinoco, el debate
Soberania.info - 26/01/04

Bitúmenes del Orinoco, S.A.
Víctor J. Poleo Uzcátegui / Soberania.info - 11/10/03

Imprimir Enviar

Volver

Portada