El informe concluyó que la ciudadanía de Estados Unidos ha perdido la capacidad de financiarse a través de los mercados de deuda pública, al tiempo que apunta a lo que los autores describen como "una década de estancamiento, la emigración y la deuda."
Aunque la crisis de la deuda de Puerto Rico no es un secreto para los residentes de la isla, la declaración del gobernador era en esencia la primera apertura oficial de una renegociación de la deuda, dijo el economista Carlos Soto-Santoni, presidente de Nexos Económicos, una firma de consultoría con sede en Puerto Rico , y el asesor adjunto de la administración del ex gobernador Rafael Hernández Colón.
Pero el problema es que, según la Constitución de Estados Unidos, Puerto Rico no puede acogerse al Capítulo 9 de quiebra, al igual que Detroit lo hizo, y no las puede sus corporaciones públicas y agencias locales, Soto-Santoni añadido.
Así que el gobernador está básicamente buscando un acuerdo negociado con los tenedores de bonos para un aplazamiento de los pagos de la deuda por un número de años.
"En ese sentido, Puerto Rico es como Grecia", dijo Soto-Santoni.
Los inversionistas estadounidenses tendrían en realidad mucho más que perder en una eventual quiebra de Puerto Rico que en un default griego. La razón es que los bonos de Puerto Rico se cotizan en el mercado de bonos municipales de Estados Unidos, mientras que la gran mayoría de la deuda griega está en manos del Fondo Monetario Internacional, el Banco Central Europeo y los países de la eurozona.
"Las cifras exactas son difíciles de encontrar, ya que los fondos de cobertura no tienen las mismas obligaciones de información como propietarios muni-bonos tradicionales. Pero de acuerdo con las estimaciones más recientes alrededor del 60% de los bonos de la isla son propiedad de los inversores en bonos municipales tradicionales y el resto está en manos de los fondos de cobertura y otros inversionistas de cruce ", dijo Daniel Hanson, analista de Altura Securities, LLC.
Puerto Rico se benefició de ser un territorio de Estados Unidos, sobre todo porque emite bonos en el mercado municipal de Estados Unidos que están exentas de impuestos, lo que hizo más atractivo para los inversionistas. Pero eso llevó a un sobre endeudamiento que llevo el global de la deuda a niveles insostenibles.
La crisis continúa, a pesar de que los legisladores - al igual que en Grecia - han tenido que pasar una serie de medidas impopulares, incluyendo dos rondas de recortes de pensiones, $ 1 mil millones en nuevos impuestos, un alza en las tarifas de agua y fuertes reducciones en el presupuesto de educación .
Los Problemas de Puerto Rico son asombrosamente similares a Grecia, excepto que sus males son el problema de los EE.UU..
"Hecho en los EE.UU." es cada vez más asequible.La razón? Fracking.
Usted no necesita un Premio Nobel en economía para saber que la revolución fracking ha sido bueno para los EE.UU. Lo que no es tan conocido es cuán competitiva petróleo barato y el gas ha hecho que la manufactura estadounidense. BCG, la consultora Boston, estima que el costo promedio para la fabricación de productos en los EE.UU. es ahora sólo un 5% más que en China y en realidad es 10% a 20% más bajo que en las principales economías europeas. Incluso más sorprendente: los proyectos de BCG que en el año 2018 que será del 2% al 3% más barato para hacer cosas aquí que en China.
Parte de la razón de la brecha de estrechamiento es que los salarios han aumentado en China. Y las empresas estadounidenses han estado impulsando su productividad más rápido que muchos de sus competidores internacionales. Pero quizás el factor individual más grande es que el fracking ha ayudado dramáticamente bajar el precio del petróleo y el gas que está siendo utilizado en las industrias de uso intensivo de energía, como el acero, aluminio, papel y productos petroquímicos. BCG calcula que Estados Unidos los precios de electricidad industrial ahora son 30% y 50% inferiores a los de otros grandes exportadores.
"Una discrepancia de precios del 5% en la industria manufacturera entre China y los EE.UU. no es gran cosa", dice de BCG David Gee, "si tenemos en cuenta que los fabricantes estadounidenses se enfrentan a los riesgos de retraso cuando el envío de China, la amenaza de huelgas portuarias, y las inversiones locales y asociaciones que Pekín a menudo requiere de las empresas extranjeras que hacen negocios allí ".
Precios de la energía también pueden abrir nuevas oportunidades, tales como gas natural, utilizando a los vehículos de la flota de potencia y camiones, lo que reduciría la dependencia estadounidense del petróleo extranjero y reducir los gases de efecto invernadero. El gas natural también se puede convertir en hidrógeno para alimentar las células de combustible como las de Toyota deTM0.98% Mirai coche de pasajeros. (El gigante japonés de automóviles comenzará a tomar pedidos para el Mirai en California este verano.)
En los últimos años, la energía barata ha animado a los jugadores en varias industrias a destinar $ 138 000 000 000 para nuevas inversiones en Estados Unidos. Esta primavera, por ejemplo, el gigante petroquímico Sasol SSL2.92% comenzó la construcción de un $ 8,1 mil millones de craqueo de etano en Lake Charles, Luisiana. Y las compañías de energía como Cheniere LNG 1,12%están construyendo terminales de GNL de varios miles de millones en el Golfo de México para exportar en el extranjero , donde el gas natural puede ser tres o cuatro veces más caro que en los EE.UU.
¿Cuánto tiempo durará la ventaja de Estados Unidos?Harvard Business School Michael Porter, quien junto con BCG emitió un nuevo informe en junio llamado " no convencional Energía Oportunidad de Estados Unidos ", dice que Estados Unidos tiene alrededor de una ventaja de 15 años en otros países cuando se trata de fracking. El número más elocuente para hacer ese punto? Los EE.UU. tiene 101.117 pozos fracked, seguido por Canadá de 16.990.Por el contrario China tiene 258.
Los esfuerzos de China para asegurar su desarrollo económico y preeminencia incluyen la creación de una "Nueva Ruta de la Seda " - el enorme sistema de mega-proyectos de infraestructura para estirar desde el Pacífico hasta el Atlántico. Si se concreta, será la más grande empresa de infraestructura que se haya construido. El gas natural ocupa un lugar destacado en el plan.
El Cinturón - Una carretera de doble vía se extenderá desde las instalaciones de producción chinas costeras y puertos a Europa a través de Asia Central y Rusia, ya través del Pacífico y el océano Índico hasta el Atlántico.
Los críticos dicen que la gran visión es una forma de descargar el exceso de capacidad de construcción de infraestructura China ha construido en 30 años de su crecimiento sin precedentes, y traducir las reservas de efectivo astronómico $ 4,000,000,000,000 en peso geopolítico.
Esto es por qué China recientemente ha establecido una infraestructura de $ 100 mil millones de Asia Investment Bank, que los Estados Unidos trató de oponerse a medias, el Fondo Eurasia 40 mil millones dólares, y otros vehículos de inversión y desarrollo de infraestructura.
Se trata de un proyecto más grande que los ferrocarriles transcontinentales del siglo XIX en América del Norte en Rusia. Es más grande que el de Suez y Panamá Canals combinado. Si China persisten sobre su Ruta de la Seda de Eurasia más allá de dos mandatos del presidente Xi en el cargo, su creación impulsará la economía de las regiones de tránsito significativamente proporcionando millones de puestos de trabajo y mejorar la seguridad en "fallido" o "fallar" estados de Asia Central y del Sur: Myanmar, Bangladesh, Pakistán, Afganistán, Tayikistán y Kirguistán, por mencionar algunos.
La charla en Beijing hoy es de los ferrocarriles, centrales eléctricas, líneas de transmisión de energía, campos de petróleo y gas y tuberías, cables de fibra óptica, carreteras, puertos y aeropuertos. El "One Belt-One Road" visión expansiva de la búsqueda occidental de China es el proyecto de la firma del presidente Xi Jinping.
El Uno Belt-Una carretera se extenderá sobre la tierra: a través de Mongolia, Kazajstán y Rusia, a Europa occidental. Hay ramas del sur de Birmania (Myanmar), Pakistán e Irán. Un vistazo al mapa revela que China "abrazos" India mediante la construcción de la carretera Karakorum al puerto paquistaní de Gwadar, en el Mar Arábigo. Esto hace que el liderazgo en Nueva Delhi nervioso, teniendo en cuenta que en 1962 los dos gigantes asiáticos han luchado una guerra feroz pero corto en el Tíbet, con la India perdiendo territorio.
La Ruta de la Seda Marítima, un super-carretera envío se extiende desde los puertos ocupados de este de China a través de los estrechos de Malaca, a lo largo de Birmania, Sri Lanka y en África y el Golfo Pérsico / Árabe, será un conducto para la carga, así como para licuado el gas natural (GNL).
"Uno Belt-One Road" cuenta con proyectos de gas natural prominente. En primer lugar, es la columna vertebral: el gasoducto más largo en la tierra, la región de Asia Central - oleoducto a China de 8.000 kilometros, que va desde Turkmenistán a través de Uzbekistán y Azerbaiyán, a China. Actualmente, suministra 55 mil millones de metros cúbicos de gas al año a las ciudades chinas hambrientas de energía y contaminadas. Ejecutivos de CNPC, que construyeron esta obra de ingeniería.
Los dos gasoductos rusos: Poder de Siberia en el este y Altay en Occidente, seran capaces de suministrar hasta 80 bcm de gas al año a China, cuando esté totalmente construido. El desafío es el precio, el terreno, y las reservas para el gasoducto Altay - Actualmente los que no se confirman.
Sin embargo, el apetito chino no se detienen ahí. Turkmenistán e Irán tienen el cuarto y el segundo más grande de las reservas del planeta, respectivamente. A Turkmenistán-Afganistán-Pakistán-India (TAPI) el ducto esta siendo discutido, y el-Pakistán-India Irán (IPI). Pekín quiere extender un oleoducto desde cualquiera de ellos - a China. Sin embargo, los rebeldes sunitas Balochi musulmanes que luchan tanto en la República Islámica del Irán chiíta y los sunitas, pero sobre todo el régimen secular en Islamabad, amenazan IPI, mientras los talibanes en Afganistán puede descarrilar TAPI. El terreno montañoso muy dura y sifón de gas por las tribus locales son problemas adicionales a los que se enfrentarán. El desafío de la seguridad para los operadores chinos y locales van a ser enormes.
Sin embargo, si los gasoductos se retrasan, se puede contemplar los buques metaneros en la Ruta de la Seda marítima va a traer GNL a China desde Australia, África oriental y occidental y el Golfo.
Hablando de la seguridad energética de la región, la implementación de este mega-proyecto también permitirá que los recursos energéticos fluyan a nuevos consumidores en las regiones en desarrollo. Por otra parte, la creación de sistemas de energía unificado hará que los países participantes interdependientes en términos de consumo de energía, el cual servirá como una "red de seguridad" para la seguridad regional.
Tener las reglas de compromiso equitativo y transparente que recorrer un largo camino para atraer partes interesadas y el capital de los proyectos de infraestructura, incluyendo puertos, campos de petróleo y gas y oleoductos, GNL y otras instalaciones portuarias, procesamiento petroquímico y de TI.
Si lo hace bien, China puede reforzar su propia seguridad, la interdependencia y la cooperación con el mundo al permitir occidental, incluyendo las empresas norteamericanas y mundiales, a participar en esta empresa histórica.
En sus primeros 10 años de funcionamiento, el acuerdo de cooperación Petrocaribe ha impulsado la transformación económica y social, de los pueblos de las naciones que lo integran.
Desde que el 29 de junio de 2005, se firmara el Acuerdo de Cooperación Energética suscrito por 14 naciones del Caribe, durante el I Encuentro Energético de Jefes de Estado y de Gobierno del Caribe sobre Petrocaribe, este mecanismo ha fortalecido un nuevo esquema de intercambio favorable, equitativo y justo entre las naciones de la región caribeña, para garantizar el acceso regular a los recursos energéticos.
Este esquema de cooperación creado por Hugo Chávez, ha cumplido con su principal objetivo: suministrar combustible a los países miembros en condiciones ventajosas de pago a través de créditos blandos y bajas tasas de interés, así como para cancelar una parte de la factura petrolera con alimentos.
“PetroCaribe, sin lugar a duda, ha sido y es el proyecto que en la historia del Caribe ha provocado mayores transformaciones positivas para la vida económica y social de nuestros pueblos, con una visión integradora, unitaria y profundamente humanista. PetroCaribe se nos ha convertido en un proyecto de prosperidad, de desarrollo y de estabilidad del Caribe, de estabilidad integradora”, manifestó el presidente de la República, Nicolás Maduro, durante la instalación la IX Cumbre extraordinaria de PetroCaribe, celebrada el pasado marzo en Caracas.
Indicó, que este organismo integrador se ha consolidado como un mecanismo de cooperación más allá de la seguridad energética, pues sus esfuerzos se encaminan hacia la defensa de la miseria a millones de seres humanos, que habitan en Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, Granada, Guatemala, Guyana, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, República Dominicana, San Cristóbal y Nieves, Santa Lucía, San Vicente y Las Granadinas, Surinam y Venezuela.
“PetroCaribe es hoy profundamente humanista, de acercamiento, de respeto, de relaciones de búsqueda, de desarrollo común sobre la base de igualdad de los Estados; del respeto y de la solidaridad de los pueblos”, dijo el jefe de Estado, al tiempo en que señaló que con este organismo las palabras como el respeto y la solidaridad han llegado a su máxima expresión.
Proyectos de cooperación
En sus primeros 10 años Petrocaribe ha desarrollado una serie de iniciativas para mejorar la calidad de vida de los pueblos de la región.
Entre estos se encuentra la compensación comercial de 2.781.980 toneladas de productos alimentarios de una porción de la factura petrolera de largo plazo, así como la operatividad de 15 empresas mixtas.
También figuran proyectos productivos y sociales que se suman a los 200 millones de dólares provenientes del fondo Alba Caribe, así como 88 proyectos sociales que se ejecutan en 12 países para atender a una población de 12 millones de personas.
Actualmente, este esquema tiene en agenda el impulso al Plan para la Erradicación del Hambre y la Pobreza “Hugo Chávez”.
Esta iniciativa creada en 2013 brinda apoyo a 21 países de la Zona Económica Petrocaribe y de la Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América (Alba), para que formulen proyectos de agricultura familiar, potencien la agroindustrialización y desarrollen cadenas productivas para la distribución equitativa de los alimentos, fomentando la creación de políticas y planes integrales de erradicación del hambre y la pobreza.
Adicionalmente, las 19 naciones que integran el mecanismo de integración se encuentran desarrollando el proyecto de Espacio Común Universitario de Petrocaribe; transporte y comunicaciones para la interconexión aérea y marítima; comercio e Integración, que contempla la actualización del Manual de Compensación y Nuevos Mecanismos de Comercio Justo y la propuesta para la Creación de la Ruta de la Urea de Petrocaribe.
Consolidación de la Zona Económica
A partir de 2013, el acuerdo del bloque se ha orientado a consolidar la Zona Económica Petrocaribe, creada con la finalidad de incrementar y diversificar el intercambio comercial y productivo entre los países miembros, para estimular el desarrollo económico, social y cultural.
Este proyecto contempla el ntercambio en cinco áreas: transporte y comunicaciones, encadenamiento productivo, turismo, comercio e integración social y cultural; con el propósito de ampliar la capacidades productivas de los países miembros, tomando en cuenta sus potencialidades.
A través de la zona económica de, Venezuela potenciará la exportación de productos hacia países que integran ese bloque regional.
“Con esta Zona Económica de Petrocaribe nosotros también vamos a salir con la producción nacional a la zona del Caribe mediante la compensación comercial y económica”, indicó recientemente la ministra de Relaciones Exteriores, Delcy Rodríguez.
Asimismo, recalcó que esta zona no solo traerá beneficios económicos al país, sino que también servirá para el estrechamiento de los lazos culturales, ambientales y energéticos.
“En la diplomacia bolivariana de paz nos acercamos a los pueblos y allí tenemos importantes resultados en el ámbito social, con la entrega de las canaimitas, hemos participado también en el desarrollo de la infraestructura, y hay empresarios venezolanos que participan en el Caribe”, agregó la jefa de la diplomacia venezolana.
Ampliación y fortalecimiento
Las naciones caribeñas también trabajan en el programa de Ampliación y Fortalecimiento de PetroCaribe 2015, que contempla la inyección de 200 millones de dólares al Fondo de Inversión Solidaria PetroCaribe-Alba, para el desarrollo de diversos proyectos de fuentes complementarias de energía.
“Los proyectos de energía alternativa, que es un tema muy importante que hemos asumido, que es un tema muy importante, con tecnología de punta en el mundo, estamos listos y preparados para avanzar y compartir experiencias productivas ya en marcha en el concepto solidario de PetroCaribe”, indicó el presidente Maduro..
El Mandatario Nacional destacó que como parte de este plan se tiene previsto incorporar el tema gas, como tema complementario y de fortalecimiento de la ecuación integral de Petrocaribe”.
“El año 2015 es un año de avance y puesta en marcha de proyectos de inversión gasífera muy importante”, recalcó en declaraciones recientes.
Bajo Petrocaribe, los países han obtenido el combustible, en parte, a crédito. Pagan un porcentaje de su deuda con base en el precio del petróleo y el resto lo pueden cancelar con servicios o productos propios. Hasta 2013, según cifras reveladas por el gobierno venezolano, los países miembro habían recibido 232 millones de barriles.
Pero con los precios del petróleo por debajo de US$50 y la economía venezolana en aprietos, la región ha empezado a mirar hacia Estados Unidos, que está recuperándose económicamente y vive una bonanza energética por los recursos obtenidos por la controvertida técnica del fracking.
Así, en la Cumbre de Seguridad Energética del Caribe, que se realizó en Washington en enero pasado, varios países de la región se comprometieron a "transformar los sistemas energéticos del Caribe" hacia fuentes alternativas, lo que en la práctica ayudaría a reducir su dependencia del petróleo.
"Ya sea en Ucrania o en el Caribe, ningún país debería poder usar sus recursos naturales como método de coerción", dijo el vicepresidente Joe Biden durante la conferencia, a la cual también asistieron representantes de la Unión Europea, el Banco Mundial, la Organización de Estados Americanos y el Fondo Monetario Internacional.
"El mayor obstáculo que podría quitárseles a ustedes ahora, a nivel económico, es el costo de la energía y la dependencia que aún mantienen de proveedores únicos", les dijo a los países presentes.
"Esta iniciativa es buena por sí misma. No se trata de Petrocaribe y no se trata de ninguna otra iniciativa", dijo Amos Hochstein, enviado especial de asuntos energéticos del Departamento de Estado, ante una pregunta de BBC Mundo en la cumbre.
"Sí, Petrocaribe ha ofrecido un mecanismo financiero, pero con estos precios, esta es la oportunidad y el momento correctos para poder avanzar hacia un nuevo futuro que no sólo esté reemplazando la gasolina y productos de crudo de Venezuela, sino que en vez cree ese nuevo paradigma de seguridad energética", agregó.
Hochstein agregó que la idea no es reemplazar un sistema vigente con otro apoyado por Estados Unidos, sino llevar al Caribe a una "nueva fase en su historia", que dependa de la energía renovable, sea autosostenible y "no continúe profundizando su deuda con el único proveedor de energía como ha sido hasta ahora".
Estados Unidos no puede suplir el programa de abastecimiento de “PetroCaribe”
Ben Rhodes, Asesor Adjunto de la Seguridad Nacional de EEUU, advirtió el pasado miércoles que Estados Unidos no podría abastecer con hidrocarburos y derivados en caso de que los nuevos recién elegidos diputados de oposición del parlamento venezolano intenten frenar el flujo de petróleo subsidiado bajo el programa oficial “PetroCaribe”.
En referencia a los países del Caribe, el funcionario estadounidense, expresa: “Ellos se han beneficiado sustancialmente de Petrocaribe”, admitió Rodas, en referencia a un acuerdo de 2005 entre Venezuela y 18 países de América Latina y el Caribe, donde Caracas suministra a sus vecinos unos 100.000 barriles por día, el 60% de los que se paga por adelantado, mientras que el restante 40% se puede pagar en el transcurso de 25 años en el 1%.
Y agregó el funcionario de alto nivel.: “No vamos a ser capaces de simplemente sustituir el petróleo estadounidense por el petróleo venezolano”.
El asesor de la Casa Blanca alaba el programa PetroCaribe
La alabanza del asesor de la Casa Blanca para el programa venezolano contrasta con los comentarios de Vicepresidente Biden emitidos en enero, cuando expresaba que PetroCaribe era una “herramienta de coerción” en la región.
Durante una visita a Jamaica en abril, el presidente Obama dió a conocer un plan de Estados Unidos para promover la inversión por parte del Banco Mundial en el sector energético del Caribe, en un intento de persuadir a los países a romper con el programa venezolano.
Rodas afirmó que el programa del presidente ya había tenido éxito en la prestación de experiencia en la refinación y la planificación energética, notando sin embargo, que los EE.UU. no podría ofrecer un plan sustituto a las exportaciones de petróleo venezolano subsidiado y que los países del Caribe, tendrían que verse con la necesidad de satisfacer sus necesidades de energía en el mercado mundial.
Tras su aplastante victoria en las elecciones legislativas venezolanas del domingo pasado, los diputados de oposición como es ampliamente conocido buscarán la derogación de los tratados internacionales, como el ALBA y PetroCaribe, quienes han mantenido un discurso de rechazo ante la colaboración con los gobiernos de izquierda en Cuba, Nicaragua, y en otros lugares.
A pesar del nuevo parlamento entrante en Venezuela, los países miembros de “PetroCaribe” han expresado su optimismo de que el programa continuará.
“En el espíritu de la revolución bolivariana liderada por el presidente Chávez, estamos muy esperanzados de que las cosas saldrán bien con el mismo espíritu”, declaró el ministro de Energía de Jamaica, Phillip Paulwell.
En los últimos meses, el gobierno venezolano ha reafirmado su compromiso de “PetroCaribe” en medio de una grave situación económica provocada por el colapso de los precios del petróleo, entre otros factores.
El mes pasado, el presidente, Nicolás Maduro, realizó una visita a San Vicente y las Granadinas, donde se comprometió a ampliar las inversiones de “PetroCaribe”.(Aporrea)
Primero echemos un vistazo a la propia industria. La industria se compone de dos sectores principales: Upstream y Downstream. Upstream incluye la exploración y producción de recursos naturales, mientras que ofertas Downstream con la transformación de estos recursos en productos derivados del petróleo y su distribución a los consumidores finales.
Debido a las economías de escala, esta industria fomenta la concentración. En palabras simples, fomenta el surgimiento de las empresas integradas verticalmente - involucrados en toda la cadena energética. Estas son algunas de las empresas privadas más grandes del mundo, ustedes probablemente saben los más famosos, como Exxon Mobil, BP, Total y Shell. Sin embargo, también hay muchas empresas que se centran sólo en un lado de la empresa, ya sea Upstream o Downstream. Estos se llaman "compañías independientes". En el sentido ascendente, empresas como Apache o TULLOW concentran sus actividades sólo en exploración y producción. Mientras empresas como VALERO, CONFIANZA o SUNOCO centran la mayor parte de sus actividades en el lado Downstream de la empresa. Paralelamente, también hay empresas de servicios que proporcionan asistencia técnica y la ingeniería a las compañías petroleras.
Otra distinción habitual se realiza entre entidades internacionales y nacionales, lo que llamamos IOC y NOC. IOC, como se mencionó anteriormente son empresas de propiedad privada; mientras que los CON operan en nombre de su gobierno a casa. Sin embargo, eso no quiere decir que no pueden operar más allá de sus fronteras nacionales.
Desafíos en el sector upstream
Ahora, vamos a centrarnos en el lado upstream. Observamos un aumento significativo de la inversión realizada en las actividades de exploración y producción. Esto se debe principalmente al hecho de que las empresas, ya sea nacional o internacional tienen para mantener su producción de hidrocarburos. En sólo 5 años, los costos de inversión en exploración y producción han aumentado en cerca de un 60%. Y 2015 debería ver un nuevo aumento de la exploración y la inversión del 5%.
Todo el propósito de las actividades de upstream es maximizar la renta petrolera, que es la diferencia entre el precio del petróleo crudo y el costo técnico. El costo técnico es la suma de los costos de exploración, desarrollo y producción. Dependiendo de la naturaleza del depósito, que puede variar entre 20 y 80 dólares por barril. Este costo debe ser controlado cuidadosamente para mantener la rentabilidad del negocio. Usando más nuevas tecnologías, optimizando la gestión de costes y la estandarización de equipos y procesos, son acciones muy útiles hacia la reducción del costo total.
Después de las actividades de exploración y producción, el petróleo crudo o gas natural está disponible en su forma primaria. / Después de eso, tiene que ser llevado a las refinerías a fin de ser procesado y transformado en productos adaptados a las necesidades de los consumidores finales.
Como el petróleo es líquido, puede ser transportado simplemente utilizando los medios adecuados, tales como barcazas, oleoductos, trenes o camiones. Pero en el caso del gas natural, es un poco más complejo: porque, por ejemplo, usted tiene que utilizar compresores para aumentar la presión del gas natural en el interior de la tubería con el fin de llegar a los consumidores finales.
El desarrollo de la tecnología de gas natural licuado ha hecho que el transporte de este producto más flexible. Sin embargo, esta tecnología no disminuye considerablemente los costos de transporte, excepto para distancias muy largas.
Economía en la Refinación
Ahora que los hidrocarburos han sido transportados hasta la puerta de la refinería, vamos a seguir nuestro viaje a lo largo de la cadena de petróleo y gas pasando a través de los detalles del lado de Downstream de la empresa.
Gracias a diversos procesos químicos, que se detallan en las siguientes sesiones, el crudo se transforma en muchos productos listos para el consumo, como el aceite diesel y gasolina que constituyen, respectivamente, en torno al 30 y el 25% de los productos. Pero, por supuesto, hay muchos otros de ellos, tales como combustible para aviones, nafta y aceite combustible.
El elemento económico más importante a considerar en la industria del refinado es el llamado "margen de refinación". Es importante distinguir entre los márgenes brutos y netos. El margen bruto es simplemente igual al valor de los productos que salen de la refinería, menos el costo del petróleo crudo. Si también restar los costos variables de producción a partir de este valor, por lo que recibirá el margen neto. Eso es lo que dispara la rentabilidad del negocio de refinación.
Usted puede tener diferentes márgenes de diferentes lugares, debido a que los costos de refinación difieren de una región a otra. Por ejemplo, en los mercados en los refinadores tienen acceso a un menor costo de los gastos operativos de crudo o inferiores, los márgenes podrían llegar a ser más alto.
Esto es fácilmente observable al ver la evolución regional de las capacidades de refinación en los últimos 30 años. De hecho, desde 1980, las capacidades en China se han multiplicado por 7, la India por 8 y el Medio Oriente ha más que duplicado en el mismo período, mientras que han disminuido en un 30% en la Unión Europea y en un 27% en Japón.
Pero recuerde que el fuerte crecimiento de la demanda también ha sido un factor decisivo detrás de este cambio hacia los países emergentes.
No hay que olvidar que no todos los hidrocarburos pasarán por las refinerías. También hay otra parte importante de petróleo o gas natural que se procesa a través de unidades petroquímicas, en la que se produce día a día los productos finales, tales como botellas de plástico, ropa o materiales de empaque. La Petroquímica ocupa una posición de liderazgo hoy en la industria de los hidrocarburos, pero aún más en la historia del progreso material en el siglo pasado. En este MOOC, habrá una sesión dedicada exclusivamente a los aspectos técnicos de esta industria.
Por el momento, simplemente tener en cuenta que desde un punto de vista estrictamente económico, la rentabilidad de los productos petroquímicos es muy similar a la del sector de refinación. Una vez más estamos hablando de el margen, que es la diferencia entre el valor del producto saliente y el costo de la materia prima entrante. Cuanto mayor sea el margen, mejor será la cobertura de los costos, y en consecuencia la más alta es la rentabilidad.
Distribución
Hemos hecho la distinción entre Upstream y Downstream del negocio del petróleo y gas natural. Pero son dos caras de la misma moneda y su vinculación es muy fuerte.
Por ejemplo, echemos un vistazo a la historia de los precios tanto de petróleo crudo y gasolina en el mercado de Estados Unidos entre 2000 y 2014. Como se ve, tanto los precios siguen la misma tendencia y están altamente correlacionadas durante todo el período. Lo que hace la diferencia entre los dos precios son el margen de refinación brutos, los costes de comercialización y distribución, y, por supuesto, los impuestos determinados por el regulador local, donde el producto final se vende realmente.
Este gráfico destaca muy bien el impacto de los costos de refinación y distribución, pero, sobre todo, el impacto de los impuestos sobre el precio al por menor de productos derivados del petróleo finalmente pagados por los consumidores finales en diferentes países. En general, el precio final al consumidor en los países productores es menor que en otros lugares. Sin embargo, en algunos países productores, como Noruega, debido a los altos impuestos implementados por el gobierno, el precio de venta de la gasolina y el diesel se encuentran entre las más altas del mundo.
Conclusión
Durante esta sesión, hemos visto que la industria de petróleo y gas se enfrenta a desafíos técnicos y económicos en cada etapa de la empresa. En el caso de Upstream, por ejemplo, hemos visto cómo la innovación técnica y el precio del crudo son factores decisivos para ir más y más en la exploración y producción. Del mismo modo, el lado de Downstream de la empresa tiene que caminar a lo largo de la curva de aprendizaje con el fin de mejorar los procesos y reducir los costos en la transformación del producto primario en productos finales con los valores agregados de alto.
Por último, pero no menos importante, esta industria es cada vez más cuestionada por temas de responsabilidad social ambiental y corporativos. Medio Ambiente se está convirtiendo en el principal tema en el mundo de la energía. La industria del petróleo y el gas tiene que comprender este reto mediante la propuesta de las maneras más eficientes y amigables con el ambiente de producción y procesos en cada paso de la cadena desde el pozo a la rueda.
Como ya hemos visto, Vladimir Putin tenía una idea muy distinta de la relación que Gazprom debía tener con el estado ruso. Si bien es cierto que pretendía seguir manteniendo un vínculo especial con la empresa, esta debía dejar de estar al servicio de una pequeña élite política. Para Putin era esencial convertir a Gazprom en un instrumento útil para la política exterior rusa.
El sector energético. El arma más temible del ejército ruso
Ya hemos visto cómo en los últimos años el gobierno ruso se ha empeñado en conseguir un control total sobre los grandes recursos energéticos del país. Es evidente que Moscú aspira a volver a ocupar un lugar central en el orden internacional y los hidrocarburos son un instrumento clave en esta estrategia.
Sin embargo, en muchas ocasiones parece que desde fuera este mensaje no acaba de llegar a comprenderse. Rusia lucha por sus objetivos. Es decir, procurará aumentar sus exportaciones de hidrocarburos a la Unión Europea, siendo especialmente susceptible a cualquier cambio en la Europa postsoviética. No olvidemos que estos países constituyen las rutas que aseguran el flujo al lucrativo mercado europeo. Un buen ejemplo de este hecho es la resistencia de Rusia a abandonar su influencia en Ucrania.
Por otro lado Rusia también va a luchar por mantener su posición de transito con los demás productores de Asia Central. Que los ductos de transporte pasen por el país garantiza cierto dominio sobre estos potenciales competidores. A este respecto Moscú tratará de boicotear cualquier iniciativa que implique rutas de paso alternativas. Los distintos conflictos de la región del Cáucaso han sido un buen recordatorio de la vigencia de esta política.
Sin embargo, son muchos los que no ven con buenos ojos la vuelta a la escena global de Rusia, en especial la Unión Europea y los Estados Unidos, que se han mostrado bastante poco amigables respecto a las nuevas pretensiones rusas. Siempre que surgía una revuelta contra los intereses de Moscú ahí estaban ellos para apoyarla y financiarla. Una política bastante comprensible desde la perspectiva norteamericana, pero no tanto desde la europea. Recordemos que la producción en Europa de gas y petróleo no deja de descender, mientras que la demanda, a pesar de la crisis, se prevé al alza. Ante esta realidad, y la manifiesta incapacidad que ha mostrado la Unión para diversificar su suministro, uno no puede dejar de preguntarse si no sería más satisfactorio para los intereses europeos mostrar una actitud menos beligerante hacia Rusia. Al fin y al cabo, la propia cercanía geográfica de ambos les hace tener que cooperar en muchas otras materias además de la energética. De continuar con la actual actitud, Bruselas podría llegar a provocar un alineamiento definitivo de intereses entre Rusia y China, situación que dejaría a Europa occidental en un segundo escalón del sistema internacional. Por nuestro propio bien quizá sea hora de empezar a mirar con otros ojos al gran vecino del este.
El más emblemático de todos estos paladines es, sin duda alguna, Gazprom. Con el título de primera empresa del país, el coloso gasístico cuenta en la actualidad con más de 400.000 empleados y unas ventas anuales estimadas en unos 164.000 millones de dólares. Casi un estado dentro de otro estado que controla el 15% de las reservas de gas mundiales, más por ejemplo que los Estados Unidos.
Gazprom y el mundo
CEI Países ExURSS Kirguistan
Gazprom International es el operador responsable de llevar a cabo los proyectos de Gazprom en Kirguistán. En febrero de 2008, ZAO Zarubezhneftegaz (ahora Gazprom International) obtuvo sendas licencias para el uso del subsuelo y la explotación de sus recursos en las áreas de oportunidad petroleras y gasíferas de “Kugart” (Djalal-Abad) y “Mayli-Su del Este IV” (Sharkaratma). En mayo de 2003, OAO Gazprom y el Gobierno de la República de Kirguistán celebraron un acuerdo de colaboración en la industria del gas por un período de 25 años. Este acuerdo prevé, en particular, la exploración, desarrollo y explotación de yacimientos de hidrocarburos en el territorio de Kirguistán; la reconstrucción, construcción y explotación de gasoductos principales y de otras infraestructuras de la industria gasífera del país, así como el transporte y suministro de gas en el marco de proyectos conjuntos. Gazprom designó a Gazprom Internacional (en aquel entonces, ZAO Zarubezhneftegaz) como operador de los proyectos gasíferos conjuntos que en el futuro se desarrollasen dentro del territorio de Kirguistán. En mayo y junio de 2006, los expertos de Gazprom y Zarubezhneftegaz estudiaron el material geológico y geofísico de las áreas de oportunidad que había puesto a su disposición la parte kirguiza. El análisis de dichos materiales permitió llevar a cabo una selección preliminar de cuatro áreas. Desde 2007, Gazprom International (en aquel entonces, ZAO Gazprom zarubezhneftegaz) está llevando a cabo proyectos de inversión de OAO Gazprom en materia de prospección, exploración y desarrollo de yacimientos hidrocarburíferos, además de realizar la construcción y mantenimiento de instalaciones de infraestructuras gasopetrolíferas en la República de Kirguistán. El 14 de mayo de 2007, el Gobierno de Kirguistán y OAO Gazprom suscribieron un Acuerdo que estipula los principios rectores que habrán de observarse en el estudio geológico de los recursos del subsuelo en las áreas de oportunidad de petróleo y gas de esta República. En ese mismo año se elaboró un estudio de viabilidad para la investigación geológica del subsuelo y un programa por etapas de trabajos de exploración. El área Kugart y el bloque Mayli-Su del Este IV, localizados al suroeste del país, fueron identificados como objetivos prioritarios de exploración. En 2008, OAO Gazprom obtuvo sendas licencias para el aprovechamiento de los recursos del subsuelo de cara a la detección de petróleo y gas en las áreas objeto de licencia de Kugart y Mayli-Su del Este IV, por un periodo de siete años. Gazprom International fue designada entidad delegada para la ejecución del programa de trabajos de exploración. Tayikistán
La cooperación entre el gigante energético ruso OAO Gazprom y Tayikistán comenzó en 2003. Con objeto de dotar a dicha cooperación de fundamento jurídico, el 15 de mayo de 2003 Gazprom y el Gobierno de Tayikistán firmaron un Acuerdo de cooperación estratégica para la industria gasística por un período de 25 años. Gazprom designó como operador responsable de sus proyectos en este país a ZAO Zarubezhneftegaz (actualmente, Gazprom International), empresa que atesora un gran historial en la ejecución de diferentes proyectos petroleros y gasísticos de Gazprom en el extranjero.
El Acuerdo establecía que la cooperación en materia de detección, exploración y explotación de yacimientos de gas natural se llevaría a cabo en régimen de producción compartida, abarcando también formaciones geológicas de gran profundidad, e incluiría aspectos tales como la habilitación de yacimientos, reparaciones mayores en pozos, puesta en marcha de pozos inactivos, construcción, reconstrucción y explotación de gasoductos y otras infraestructuras del sector del gas, prestación de servicios de mantenimiento, procesamiento, transporte y venta de gas, así como la formación de expertos tayikos en los centros de formación de Gazprom.
En 2006, Gazprom International abrió una oficina de representación en Tayikistán. En 2008, Gazprom y el Gobierno de Tayikistán suscribieron un Acuerdo sobre los principios rectores para el estudio geológico de los recursos del subsuelo. Este documento sentó las bases para la realización de diversos proyectos en territorio tayiko. Uzbekistan
En Uzbekistán, Gazprom International es el operador responsable de los proyectos de recuperación de extracción de gas en el yacimiento de Shajpajty y del proyecto de exploración geológica de las secciones de oportunidad situadas en la región de Ustyurt. El proyecto de Shajpajty se ejecuta con arreglo a un Acuerdo de Producción Compartida firmado en abril de 2004. Desde el inicio de su explotación, el yacimiento ha producido 36.500 millones de metros cúbicos de gas, lo que representa el 78,6% de sus reservas iniciales.
En 2006, Gazprom International se incorporó al proyecto de estudio de las secciones ubicadas en la meseta de Ustyurt – Urga y el yacimiento de Kuanysh, así como de las secciones del grupo de Akchalak. Dichas actividades también se desarrollan con arreglo a un Acuerdo de Producción Compartida. Europa EL GAS DENTRO DEL MARCO DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA EUROPEA Mar del Norte En 2012, conforme a los procedimientos destinados a optimizar los activos de OAO Gazprom en el extranjero, la participación del 20% en el proyecto Wingate, titularidad de la compañía Gazprom Germania GmbH, fue cedida a la compañía Gazprom International, designada como operadora única de los proyectos de upstream que OAO Gazprom tiene fuera de la Federación de Rusia. De esta manera, el proyecto está siendo llevado a cabo, con arreglo a sendas licencias y acuerdos de trabajo conjunto, por un consorcio integrado por las siguientes compañías: Wintershall Noordzee (WINZ, operadora del proyecto y parte del grupo Wintershall Holding GmbH), con un 49,5%, Gazprom International, con un 20%, Gas Union (Alemania), con un 15%, y XTO UK (Reino Unido), con un 15,5%. El proyecto está financiado en proporción a la participación de cada compañía. El yacimiento de Wingate fue descubierto en 2008 dentro de la cuenca gasopetrolífera de Silverpit, ubicada en el sector británico del Mar del Norte. Actualmente, el área objeto de licencia abarca cuatro bloques: 44/24b, 44/18d, 44/23f y 44/19f. En el transcurso de las actividades exploratorias, se ejecutaron en este yacimiento los trabajos de exploración sísmica y, además, se perforó el primer pozo (prospección). Tras el acondicionamiento, el yacimiento comenzó a explotarse en octubre de 2011. En 2012, se construyó y entró en funcionamiento el segundo pozo (extracción). El gas producido se suministra a la terminal de tierra, situada en los Países Bajos. Actualmente, está en construcción el tercer pozo A3. OFICINAS Alemania y Países Bajos África Argelia
El inicio de las actividades prácticas de Gazprom International en Argelia se remonta a diciembre de 2008, cuando la compañía ganó el primer concurso público nacional e internacional convocado por la Agencia Nacional para el Desarrollo de los Recursos de Hidrocarburos (ALNAFT) para la exploración y explotación de hidrocarburos. En enero de 2009, se procedió a la firma de un acuerdo complementario para la entrada de Gazprom International en el proyecto del área gasopetrolífera de El Assel, en la cuenca gasopetrolifera de Berkine (bloques 236b, 404a1 y 405b1), al este de la parte argelina del Sáhara. El acuerdo entró en vigor el 3 de mayo de 2009, una vez ratificado mediante decreto del Presidente de la República Democrática Popular de Argelia. El período de vigencia del acuerdo se extiende hasta 2039. De esta forma, en virtud de los acuerdos alcanzados, la compañía Gazprom International está llevando a cabo las exploraciones en el área de El Assel en calidad de operadora del proyecto, con una participación del 49% en el mismo, y la Compañía Nacional argelina del Petróleo y Gas, Sonatrach, es socia y coinversora del proyecto con una participación del 51%. En noviembre de 2010, Gazprom y Sonatrach anunciaron la existencia de reservas hidrocarburíferas potencialmente comerciales en el subsuelo de este área. El descubrimiento se hizo de resultas de los ensayos del primer pozo de prospección de Rhourde Sayah (Rhourde Sayah-2, RSH-2). En 2011, al sur del área se perforó el pozo de prospección y exploración ZERP-1, con una profundidad de 5.660 metros, que permitió evaluar las reservas del yacimiento de Zemlet Er Rekkeb, descubierto con anterioridad. En diciembre de 2012, el pozo de prospección ZERN-1, perforado hasta una profundidad de 5.310 metros, propició el hallazgo de un nuevo depósito gasopetrolífero de Zemlet Er Rekkeb Nord. En septiembre de 2014, el pozo de prospección RSHN-1, construido en el marco de las obligaciones mínimas de producción en la etapa de exploración, confirmó la existencia de otro depósito hidrocarburífero, el yacimiento de Rhourde Sayah Nord. Nigeria Entre enero y febrero de 2009, los expertos de Gazprom VNIIGAZ efectuaron distintas presentaciones ante la Compañía de Gas de Nigeria, la Compañía Holding de Electricidad de Nigeria, la Corporación Nacional Nigeriana del Petróleo, el Ministerio de Energía de Nigeria, la Comunidad Económica de Estados de África Occidental (ECOWAS, por sus siglas en inglés), así como el Consejo para el Desarrollo del Sector del Petróleo y Gas del Gobierno del estado de Imo.
En 2009, se celebró el acuerdo negociado en 2008 para la creación de una empresa mixta ruso-nigeriana entre Gazprom Oil and Gas Nigeria y la Corporación Nacional Nigeriana del Petróleo. El 24 de junio de ese mismo año, durante una visita oficial del Presidente de la Federación de Rusia a Nigeria, se constituyó NiGaz Energy Company Limited, empresa mixta ruso-nigeriana de Gazprom Oil and Gas Nigeria y la Corporación Nacional Nigeriana del Petróleo, cumpliéndose de esta manera los objetivos establecidos en el Memorando de Entendimiento de 3 de septiembre de 2008. En octubre de 2009, se celebró la primera reunión del Consejo de Administración de esta empresa, en la que se aprobó una relación de proyectos prioritarios con un horizonte de ejecución previsto para el corto plazo. Entre ellos, figuran la organización del suministro continuado de gas a las centrales eléctricas del estado de Akwa-Ibom y un proyecto gasífero y energético en el estado de Gombe. En octubre de 2009, Gazprom Oil and Gas Nigeria participó, en unión con la nigeriana Oando Plc, en un concurso público para la construcción del gasoducto de Calabar-Ajaokuta, con las siguientes características: 491 kilómetros de longitud, tubería de diámetro inferior a 1.400 mm y un rendimiento anual máximo de 15.000 millones de metros cúbicos de gas. Dicho gasoducto constituirá el primer tramo del gasoducto Transahariano, cuya construcción se encuentra en fase de proyecto. Está destinado a transportar gas natural desde las regiones nigerianas ricas en esta materia prima, situadas al sudeste del país, hasta las regiones del norte, relativamente pobres en energía.
Gazprom Oil and Gas Nigeria se ha adentrado también en áreas de actividad distintas de la prospección. Durante 2009, se celebraron varias rondas de negociaciones con las autoridades del estado de Rivers para la construcción de una mini-planta de producción de absorbentes utilizados para liquidar derrames de petróleo.
En octubre de 2009, se creó GeoData Technical Services Limited, una empresa mixta de Gazprom Oil and Gas Nigeria y la nigeriana Geokinetics. Gazprom Oil and Gas Nigeria es titular del 51% del capital de esta empresa mixta. Su socio, Geokinetics, es la empresa líder nigeriana en exploración y elaboración de estudios geofísicos, y presta servicios relacionados con la ejecución de estudios sísmicos en tierra. GeoData TSL fue creada ante la necesidad que había, en un mercado nigeriano en franca expansión, de atender la demanda existente de procesamiento de datos geológicos y sísmicos, así como para prestar a sus fundadores una serie de servicios, tales como la planificación de estudios sísmicos, el procesamiento y reprocesamiento de datos sísmicos, el procesamiento de datos de sistemas de información geográfica, el almacenamiento seguro de bases de datos, la formulación de recomendaciones para operaciones de swaps de activos, el estudio integrado de datos geológicos o la elaboración de modelos e informes, entre otros. Está previsto que GeoData se convierta en un centro regional de peritaje y procesamiento de la información geológica que las compañías que integran el grupo Gazprom International obtengan en otros países de África y Latinoamérica. Asimismo, los expertos de esta empresa podrían prestar servicios de consultoría relacionados con un amplio abanico de actividades de prospección. Latinoamerica Argentina En junio de 2012, en el marco de la cumbre del G-20 celebrada en México, tuvo lugar un encuentro entre el Presidente de la Federación Rusa, Vladímir Putin, y la Jefa de Estado de la República Argentina, Cristina Fernández de Kirchner, en el que se acordó impulsar la cooperación de este país con Gazprom. En septiembre de aquel mismo año, en el transcurso de una reunión entre Aleksey Miller, titular del consorcio gasístico ruso, y Miguel Galuccio, Presidente de la compañía gasopetrolífera nacional argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Miller declaró que Gazprom está considerando la organización de suministros de gas natural licuado (GNL) de su "cartera" a Argentina. Gazprom está desarrollando con éxito el sector de comercialización y transporte de GNL. A finales de 2013, la división trading del consorcio, Gazprom Marketing & Trading (GM&T), resultó adjudicataria del concurso de suministro de diez partidas de gas natural licuado (GNL) para las compañías argentinas YPF y Enarsa hasta 2015. Está previsto que todas ellas se destinen a la terminal de Bahía Blanca. Partiendo del acuerdo logrado el año pasado entre YPF y el gigante ruso para avanzar en el desarrollo de gas convencional y no convencional y el potencial suministro de gas natural licuado (GNL), la estatal argentina está interesada en que Gazprom participe en la explotación de las cuantiosas reservas de shale gas, en el yacimiento de Vaca Muerta Bolivia
En abril de 2008, YPFB y Gazprom firmaron un Acuerdo relativo al estudio del potencial gasopetrolífero del bloque Azero en vista de la futura ejecución de las labores de exploración y el desarrollo de los yacimientos. En mayo de 2008, Gazprom, representada por su compañía filial Gazprom International, y la filial del consorcio gasopetrolífero francés Total (Total E&P Bolivie) llegaron a un acuerdo acerca de una posible entrada de la compañía rusa en el proyecto de exploración y desarrollo de hidrocarburos en los bloques Ipati y Aquío.
El 30 de septiembre de 2010, se firmó un acuerdo en virtud del cual se cedió a Gazprom International una parte de las participaciones propiedad de Total en este proyecto, que sumaban un 80%. A raíz de ello, las participaciones en el consorcio que está ejecutando dicho proyecto quedaron de la siguiente forma: Total E&P Bolivie (la operadora), con el 60%, Gazprom International, con un 20%, y la argentina Tecpetrol de Bolivia S.A., con un 20%. Se calcula que la riqueza del bloque Azero, ubicado entre los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz, es de 1,8 trillones de pies cúbicos (TCF) Brasil En febrero de 2007, OAO Gazprom y Petrobras firmaron un Memorando de Entendimiento que regula su interacción en proyectos de exploración, extracción, transporte y comercialización de hidrocarburos. Dicho documento pone especial énfasis en la cooperación de ambas partes de cara al desarrollo de yacimientos mar adentro, nuevas tecnologías y producción de GNL. En 2011, Gazprom abrió una oficina de representación en Río de Janeiro. Gazprom evalúa invertir en petróleo y gas natural en Brasil y podría participar en la ronda de licitaciones de derechos de exploración que se realizará en octubre, dijo a Reuters Shakarbek Osmonov, director de la compañía estatal rusa para Brasil y América Latina. República Dominicana En 2012, en el transcurso de entrevistas con los expertos de Gazprom International, los parlamentarios y los representantes de las empresas del sector energético dominicano se mostraron esperanzados en que la compañía rusa pueda contribuir a desarrollar una energía limpia que utilice el gas natural en la generación eléctrica.
En abril de 2013, Gazprom International, la compañía Transgas Caribe S.A. y la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) suscribieron un Memorando de Entendimiento sobre cooperación ruso-dominicana en materia de energía eléctrica. En su primera fase, este Memorando prevé la ejecución de proyectos de construcción y explotación de infraestructuras de energía (centrales eléctricas), con la compra garantizada de energía eléctrica por parte de CDEEE. El Memorando contempla también posibles suministros de gas natural a la República Dominicana. Asia Bangladesh Desde principios de 2013 y hasta finales de 2014, Gazprom International —única empresa de Gazprom especializada en la prospección, exploración y desarrollo de yacimientos de hidrocarburos fuera de la Federación de Rusia— ha estado llevando a cabo en el territorio de la República Popular de Bangladesh un proyecto de perforación de varios pozos de producción en seis yacimientos de gas de este país. Éste es el primer proyecto conjunto de Rusia y Bangladesh en el sector de energía y combustibles. En abril de 2012, Gazprom International y las compañías BAPEX, BGFCL y SGFL —filiales de la Corporación gasopetrolífera nacional, Petrobangla— firmaron dos contratos de perforación de varios pozos de producción. Con arreglo a los acuerdos alcanzados, la parte rusa se comprometió a diseñar y construir diez pozos: en los yacimientos de Titas (cuatro pozos), Rashidpur, Semutang, Begumganj, Shrikail y Shajbazpur (dos pozos), de unas profundidades comprendidas entre tres y cuatro mil metros. Ocho pozos se planearon inclinados y dos verticales ("Rashidpur-8" y "Begumganj-3"). Los trabajos se llevaron a cabo durante 23 meses. En marzo de 2013, Gazprom International inició la perforación de dos primeros pozos (en los yacimientos de Titas y Shrikail). Para finales de noviembre de 2014, se habrá completado la construcción de los diez pozos de gas que entraron en funcionamiento con normalidad: "Shrikail-3", con una profundidad de 3.350 metros y un flujo diario de gas de 618.000 m3; "Titas-20" (3.532 m, 300.000 m3/día); "Titas-21" (3.545 m, 690.000 m3/día); "Begumganj-3" (3.565 m y 642.000 m3/día); "Titas-22" (3.636 m, 357.000 m3/día); "Titas-19" (3.880 m, 425.000 m3/día); "Rashidpur-8" (2.990 m, 435.000 m3/día); "Semutang-6" (3.032 m, 191.000 m3/día); "Shajbazpur-3" (3.902 m, 544.000 m3/día) y "Shajbazpur-4" (3.805 m, 916.000 m3/día). La profundización total correspondiente a los contratos fue de 35.237 metros, siendo la velocidad media de perforación comercial de 1.805 metros por equipo de perforación al mes (la máxima de 2.283 m / eq. mes se registró en el pozo "Shajbazpur-4"). La tasa máxima total de producción de los pozos en los ensayos fue de 5,118 millones de m3 diarios, lo que representa un 16,8% de la producción de Petrobangla y un 7,5% de la producción total de gas del país.
De esta forma, Gazprom International ha cumplido íntegramente sus obligaciones relativas a dos contratos de perforación, con BAPEX y BGFCL/SGFL. China
Cabe destacar que Rusia suministra energía eléctrica a China, a un precio mayor que el del subsidiado mercado interno, y para ello dispone en su Lejano Oriente de sus dos mayores plantas de producción para la exportación (Bureiskaya y Zeiskaya). La materialización de una necesidad: principales acuerdos
Con motivo de la visita oficial del presidente ruso a China los días 20 y 21 de mayo del 2014, se anunciaron una serie de acuerdos que de cara al exterior simbolizan el estrechamiento de la relación entre los dos países a la vez que sientan un nuevo precedente en materia de cooperación energética. Las negociaciones suponían un nuevo paso hacia la orientación asiática del sector energético ruso. Los acuerdos disponen una inversión conjunta de 55.000 millones de dólares en Rusia y de 20.000 millones en China para la creación de nuevas infraestructuras. India
En febrero de 2005, Gazprom se reunió con los representantes de GAIL para estudiar su participación en la denominada Nueva Política de Licencias para la Exploración (NELP-V), vigente en la India. Además, con arreglo a lo dispuesto en el Memorando firmado en octubre de 2000 con GAIL, Gazprom está considerando también la posibilidad de exportar gas iraní a Paquistán y la India. La compañía está estudiando asimismo una posible colaboración con otras importantes entidades públicas y privadas de la India en todo lo relacionado con la exploración, producción y refino de hidrocarburos en el país. Éste sería el caso de ONGC (actividades conjuntas en el marco del proyecto “Sajalín-1”) y de Reliance Industries (actividades conjuntas en el mercado indio del gas natural). Bloque 26 El bloque 26 se encuentra en la plataforma continental de la India y pertenece a la cuenca gasopetrolífera de Bengala. Con una superficie total de 10.425 km. cuadrados, la profundidad del mar oscila en ella entre los 40 y los 150 metros, y la profundidad estimada de los horizontes con reservas potenciales de petróleo y gas es de unos 6.500 metros. Los recursos totales de la sección se estiman en 248-367 millones de toneladas de combustible convencional, incluyendo 319.000 millones de metros cúbicos de gas, 37,6 millones de toneladas de condensado y 18,8 millones de toneladas de petróleo. En 2006, utilizando una plataforma semisumergible de perforación, se instaló el primer pozo exploratorio, perforado a una profundidad de 2.445 m. Además, se interpretaron los modelos 3D, identificándose cinco áreas de oportunidad. Se recomendó instalar un segundo pozo que, si bien no fue perforado hasta la profundidad prevista debido a una presión de capa de índices inusualmente elevados, sí llegó a destapar los principales estratos del proyecto. En septiembre de 2007, GAIL abandonó el proyecto, y Gazprom continuó la exploración por su cuenta, llevando a cabo estudios sísmicos 2D en 2008 y 2009. En mayo de 2010, Gazprom International y la sociedad Japanese Drilling Co. Ltd. instalaron en el bloque 26 un tercer pozo exploratorio de 3.200 m de profundidad que, al igual que los dos anteriores, no detectó flujos industriales de hidrocarburos y fue cerrado. El proyecto relativo al bloque 26 se encuentra actualmente en fase de cierre.
En agosto de 2012, la compañía Gazprom International abrió una oficina de representación en la ciudad de Nueva Delhi al objeto de continuar su cooperación con la India e identificar proyectos potenciales con las compañías indias de petróleo y gas. Se llevaron a cabo respectivas consultas y negociaciones con Oil India Ltd. y ONGC, así como con la Dirección General de Hidrocarburos, destinadas a intercambiar información sobre los bloques potenciales y la posible participación de Gazprom International en nuevos proyectos. Como resultado de las reuniones de trabajo mantenidas, la compañía Gazprom International firmó sendos acuerdos con Oil India ltd. Vietnam
Gazprom International está llevando a cabo trabajos de prospección en la plataforma continental de la República Socialista de Vietnam, dentro de sus secciones 112 y 129 a 132. El operador de los proyectos es la sociedad conjunta de operaciones Vietgazprom, constituida por OAO Gazprom y la Corporación Nacional del Petróleo y Gas PetroVietnam.
Asimismo, con objeto de desarrollar proyectos de petróleo y gas en Rusia y en países terceros, en 2010 se creó la sociedad OOO Gazpromviet, con un 51% de participación de Gazprom International, y un 49% de participación vietnamita. El proyecto principal de OOO Gazpromviet se localiza en el yacimiento de Nagumanov en la región de Oremburgo (Rusia), con unas reservas recuperables probadas de gas natural de unos 9.600 millones de metros cúbicos
