Blog techniczny

Wenezuela ma jeden z najwyższych stawek elektryfikacji w Ameryce Łacińskiej w ponad 90%, a mieszkańcy są najwyższe na mieszkańca użytkowników energii elektrycznej w Ameryce Łacińskiej. Wenezuela generowane 81,2 mld kilowatthours energii elektrycznej w 1999 r., 68%, który został wodna, natomiast pozostała część została ropy naftowej i mniejszego stopnia, opalanych gazem ziemnym. Wzrost popytu w najbliższych latach zostaną spełnione w połączeniu z gazu ziemnego i ropy naftowej, jak i elektrowni wodnych. Proporcje elektrowni wodnych do elektrowni cieplnych mają pozostać niezmieniona. Wenezuela jest domem drugim największym światowym operacyjnych zapory elektrowni wodnej (po Itaipu w Paragwaj / Brazylia), na 10000-megawatów Raúl Leoni Caroní zapory na rzece. Wenezuela zazwyczaj generuje nadwyżkę mocy. Wenezuela w sieci jest połączonych z Kolumbii, umożliwiając wymianę handlową między dwoma krajami, a także połączenia z Brazylią są pod uwagę.

Organizacja sektora
Wenezuelskiego izba dla przemysłu elektroenergetycznego plany deregulacji i prywatyzować sektor. Obecnie, wenezuelskiego sektora elektroenergetycznego jest mieszaniną państwowych użyteczności publicznej, obejmujący większość sektora, a niektóre z firm prywatnych. Sektor został charakteryzuje się pod inwestycje, ciężki stan kontroli, kontrolowanych stawek celnych, oraz częste braki. Szybkiego wzrostu popytu na energię elektryczną i na podstawie poważnych inwestycji w sektorze energetycznym doprowadziły do niedoborów i potrzeba prywatnych inwestycji, której koszt szacuje się na $ 5 mld euro w ciągu najbliższych pięciu lat.

Wenezuela prywatyzacji rozpoczął swoją moc regionalnych spółek dystrybucyjnych w 1998-1999, kiedy to konsorcjum kierowane przez USA oparte na SMF Energii Corporation zapłacone $ 90 mln do 50-letniej koncesji działających w Electric System Nueva Esparta (SENE) narzędzie w ośrodku turystycznym w Margarita Island. Sprzedaży narzędzi Enelven i Semda miały odbyć się wkrótce potem, ale zostały przełożone. Planów prywatyzacji zostały reaktywowane w lecie 2000 r., tym razem w celu znalezienia strategicznych partnerów do udziału w sektorze energii elektrycznej. Nowych wysiłek skierowany jest do znalezienia spółki do nabycia w większości interesów państwa obiektów użyteczności publicznej i obsługi firm, a nie znaleźć nabywców na wprost obiektów użyteczności publicznej.

Jako końcowy etap przygotowawczy przed rozpocząć sprzedaż, rząd planuje “rozdzielić” energii elektrycznej przez spółki września 2001 r., oddzielając firm do wytwarzania, transportu, dystrybucji, marketingu i jednostek. Osiem spółek ze Stanów Zjednoczonych, Hiszpanii, Argentyny i Wenezueli mają kwalifikacje do kontrolowania oferta 51% udziałów w dwóch państwowych spółek uruchomić regionalnym mocarstwem. Rząd powiedział, że planuje przeprowadzić w prywatyzacjach Enelven, w zachodniej części stanu Zulia i Semda, we wschodniej Delcie i Monagas Amacuro państw, w 2001 roku. Enelven został w procesie rozdziału swoich aktywów na początku marca 2001 r., w ramach przygotowań do sprzedaży. Edelca jest krajem największym i narzędzie zostało restrukturyzacji w ramach przygotowań do prywatyzacji na okres dwóch lat. Zerwać przedsiębiorstwa oczekuje się w 2001 roku.

Również w ramach przygotowań do prywatyzacji, energii elektrycznej stawek w całym kraju wzrosły w styczniu 2001 roku. Konsumenci historycznie zapłacić tylko część ich kosztów energii elektrycznej. Rząd kontrolowanych cen energii elektrycznej zostały znacznie poniżej rynkowych stóp procentowych w większości regionów, oraz zwiększa do 48% zostały dopuszczone jako stycznia. 1.

W czerwcu 2000 r. siedzibami w USA AES Corporation rozpoczęła nieoczekiwany i udanej wrogiej oferty przejęcia dla Electricidad de Caracas (EDC), Wenezuela największą prywatną własnością firmy energetycznej. AES wypłacane 1,7 miliardów dolarów dla firmy.

Wenezuela ma zwrotowi rezerw węgla około 528 mln ton krótkich (Mmst), z których większość jest bitumicznych. Wenezuela jest trzecim największym producentem węgla kamiennego w Ameryce Łacińskiej, po Kolumbii i Brazylii. Produkcja w 1999 r. wyniosły ponad 8 Mmst, prawie wszystkie, które były wywożone do innych krajów w regionie wschodnim Stanów Zjednoczonych i Europy. Konsumpcja krajowa w 1999 r. było tylko około 13 tysięcy ton krótki.

Guasaré w basenie, w pobliżu granicy Kolumbii, jest głównym regionem produkcji węgla w Wenezueli. Produkcji węgla została ograniczona w ciągu ostatnich kilku lat przez infrastrukturę transportu i ograniczeń. Rząd ogłosił w kwietniu 1999 r. zamiar zwiększyć produkcję wysokiej jakości węgla do 21 mln ton rocznie do roku 2008. Wenezuela w sektorze węgla jest zdominowany przez Carbozulia, który jest własnością PDVSA.

Wenezuela jest domem dla zachodniej półkuli największych rezerw ropy naftowej AT 77 mld baryłek. W 2000 r. szacuje się, że produkowane Wenezueli 3,1 mln baryłek dziennie (BBL / d). Wenezuela wywiezionych około 2,6 mln BBL / d, z czego około 1,5 mln BBL / d udał się do Stanów Zjednoczonych, około 58% eksportu netto wenezuelskiego. Stany Zjednoczone stają się coraz bardziej uzależnione od importu ropy naftowej z Wenezueli, w ostatnich latach. EIA szacuje, że wenezuelskie zużycia ropy naftowej w 2000 r. wyniosły 476.000 BBL / d, maksymalnie 14000 BBL / d od 1999 roku. Konsumpcja jest subsydiowanych przez wenezuelskiego rządu.

Sektora organizacji i Inwestycji Zagranicznych
Wenezuela znacjonalizowanych swojej branży naftowej w 1975-76. PDVSA, jeden z największych na świecie firm naftowych, jest największym pracodawcą w działalności gospodarczej i narodu. W odpowiedzi na nieoczekiwane pracy spór w październiku 2000 r., zastępuje Hector Ciavaldini Chavez, prezydent PDVSA od sierpnia 1999, z Lameda Montero Guaicaipuro. Lameda jest ogólne i inżyniera wojskowego, który miał na czele rządu budżetu urzędu. Spółka doświadczeń okresowych pracy spory i strajki. Rozmowy między Lameda i oleju pracowników zawodowych w celu uniknięcia strajku zostały zaplanowane na koniec lutego / początku marca 2001 roku.

Prywatyzacji spółki jest zakazane przez konstytucję z 1999 roku. Od 1996 roku, aukcje i inwestycje w ropę i gaz praw PDVSA zarobili miliardy dolarów w joint venture z głównych porozumień międzynarodowych firm naftowych. PDVSA ustaliła “sojusze strategiczne” i “porozumienia w sprawie podziału produkcji” (organizacji charytatywnych) z zagranicznych firm naftowych. Niemniej jednak, niepewność polityczna i rozczarowujące zwroty z inwestycji pracował przed wzrósł udział w prywatnym sektorze.

Od 1996 roku, prywatnych firm naftowych z całego świata wzięło udział w rundach licytacji na “operacyjny usług umów.” Transakcji, część wenezuelskiej ponowne otwarcie dla zagranicznych firm w ramach byłego PDVSA głowę Luis Giusti, zostały zaprojektowane, aby pomóc PDVSA osiągnąć swój cel zwiększenia zdolności produkcyjnych. W trzeciej rundzie licytacji w 1997 roku, ponad 100 firm zagranicznych, przedakcesyjnych dla ofertowych kwalifikowaną w dniu 20 bloków. 16. Zwycięzcy włączone ewentualne zagranicznej USA Chevron, Phillips, Arco, Texas Unii, a Pennzoil; Argentyny Perez Companc; Pancanadian Kanady, Chin CNPC; Repsol Hiszpanii i Wielkiej Brytanii Lasmo. Rezerwy i moce produkcyjne w tych dziedzinach okazała się niższa niż spółki mieli nadzieję, a w 1998 r. ceny ropy naftowej upadku dalsze ograniczanie inwestycji na polach. Analitycy wierzą, że tylko 3 z 18 pól marginalne wydany w 1997 roku okazały się cenne.

Niektóre firmy zagraniczne pozostają do Wenezueli na obszarach marginalnych. W październiku 2000 r., Chevron zobowiązała się zainwestować 4 miliardy dolarów w regionie Jeziora Maracaibo w ciągu najbliższych 20 lat. Petrobras Brazylii rozważa zaangażowanie w nowych obszarach marginalnych, jako część większego planu współpracy energetycznej realizowane przez Brazylią i Wenezuelą.

W przeszłości, PDVSA dostosowała własnej produkcji, aby zapewnić, że Wenezuela jako całość spełnia swoje cele produkcyjne OPEC. Tak więc, w okresach produkcyjnych OPEC cięcia, prywatnych firm działających we wspólnych przedsięwzięciach z PDVSA mogłyby utrzymać stałą wyjście. Energii i Kopalń minister Alvaro Silva teraz plany obejmują w niektórych kawałków joint venture projektów w ekstra-Orinoco ciężkie ropy pasów, które zostały wcześniej zwolnione. Podczas gdy większość umów joint venture zakazać kawałki, rząd uważa, że niektóre są niezabezpieczone.

Badanie i produkcję
Wenezuela ropy moce produkcyjne znacznie spadła w wyniku cięć produkcji OPEC 1998-1999. Wells był zrezygnowały i zmniejszył wydatki na poszukiwania. Silva stwierdził, że PDVSA będzie nadal w fazie inwestycji, nawet jak go z powrotem cięć produkcji zgodnie z OPEC umów.

Zgodnie z pięcioletniego planu zwolniony pod koniec lutego 2001 r., PDVSA planuje wydać 45,3 miliardów dolarów na swoim sektorze ropy naftowej i gazu ziemnego pomiędzy rokiem 2001 a 2006 r., i ma na celu podniesienie zdolności produkcyjnych ropy naftowej do 5,5 mln BBL / d do 2006 roku. EIA szacunków bieżących zdolności na nieco ponad 3,0 mln BBL / d. Chávez wcześniej planowane, aby osiągnąć pojemność 5,5 mln BBL / d do 2008 roku. Plan wzywa do PDVSA się do 47% do 45,3 miliardów dolarów całkowitego budżetu, lub 21,2 miliardów dolarów, podczas gdy prywatni inwestorzy mają się $ 24 mld. Jego udziału, PDVSA planuje wydać około 60% na koszty poszukiwania i wydobycia ropy naftowej, 20% gazu ziemnego na rozwój, a mniej niż 10% w rafinerii uaktualnień.

Wenezuela posiada cztery duże baseny osadowe: Wschodnia, Zachodnia, Barinas-Apure (gdzie większość produkcji ropy występuje), a także w dużej mierze unexplored północnego basenu. Ze względu na dojrzałość wielu z tych dorzeczy, PDVSA spędza sporo jej budżetu na stosowanie średniego i zwiększenie wydobycia ropy naftowej techniki, aby utrzymać poziomy wyjściowe. Udowodnionych rezerw w tych dziedzinach są szacowane na blisko 2 mld baryłek lekkiej ropy naftowej i średnich przedsiębiorstw. Ciężkie ropy naftowej z gravities mniej niż 20 ° API stanowi około trzech czwartych wenezuelskiego produkcji ropy. Największe rezerwy ropy naftowej są ciężkie w 270 mil długi o 40 mil szeroki ciężkiego oleju opałowego Orinoco Belt we wschodniej Wenezueli.

Ciężkich Surowy
Istnieją cztery congressionally zatwierdzonych wspólnych przedsięwzięć w ekstra-crudes ciężkich w Orinoco Belt, w których jest mniejszość PDVSA właściciela. Są one obecnie w różnych stadiach rozwoju. Projekty mogą dodawać 600000 BBL / d syncrude do rynków międzynarodowych do 2006 r., z których znaczna część zostanie przeznaczona dla US Gulf Coast. W Orinoco Belt ma zwrotowi rezerwy szacuje się na 100 mld baryłek, chociaż jakość tar-jak olej jest niska. Wszystkie cztery projekty mają na celu przekształcenie dodatkowe ciężkie ropy od około 9 ° API ropy do około 20-23 ° API, a nawet tak wysokie, jak 32 ° API syntetycznej ropy. Projekty te stanowią obecnie jednymi z najbardziej udanych inwestycji w Wenezueli w górę rzeki, ale w przyszłości mogłyby napotkać trudności w stanie się ekonomicznie opłacalne, jak preferencyjnych warunkach finansowych, wynegocjowanych w ramach poprzedniego wenezuelskiego administracji są mało prawdopodobne, aby być powtarzane przez Chávez.

Pierwszy projekt, Conoco’s Petrozuata, jest gotowa do rozpoczęcia produkcji handlowej za późno lutego 2001. Petrozuata będzie produkować szacowanych 120.000 BBL / d ciężkiego oleju opałowego, za uaktualnienie do 103.000 BBL / d 22 ° API syncrude ciężkości. Conoco ma nadzieję uzyskać pozwolenie od PDVSA do zwiększenia zdolności na 150000 BBL / d do 2003. Conoco jest kontemplacja ekspansji Petrozuata do sporządzenia dalszych 120.000 BBL / d ciężkiej ropy do 2006 r., które byłyby przeliczane na wyrafinowane produkty. Petrozuata początkowego produkcji syncrude będą przetwarzane w PDVSA rafinerii i Conoco roślin w Lake Charles, Louisiana.

Pozostałe trzy projekty obejmują: ExxonMobil i VEBA’s (Niemcy) Cerro Negro; TotalFinaElf (Francja) i Statoil’s (Norwegia) Sincor; i Phillips i Texaco’s Ameriven. Cerro Negro ma rozpocząć produkcję 105.000 BBL / d syncrude od połowy 2001 roku. Sincor może produkować 160.000 BBL / d syncrude początku w 2002 roku, później wzrasta do 180.000 BBL / d. Z czterech projektów, Sincor będzie wytwarzać najwyższej klasy jakości, 32 ° API, na sprzedaż na wolnym rynku. Ograniczonej produkcji 40000 BBL / d już się rozpoczęły. Ameriven doświadczył najbardziej opóźnienia i nie oczekuje się, aby rozpocząć produkcję na około trzy lata.

Rafinacji
PDVSA działa jeden z największych zachodnich Hemispheres rafinacji systemów i jest jednym z największych na świecie rafinerie ropy naftowej. Krajowych rafinerii możliwości na poziomie ok. 1,3 mln BBL / d, z znaczące dodatkowe gospodarstw w Curaçao, Stanów Zjednoczonych (w Lake Charles, Lemont, Corpus Christi, Paulsboro, Savannah, a Lyondell) i Europie (z Nynas i Ruhr Oel).

Wenezuela planuje zainwestować 2,6 mld $ w rafinerii uaktualnień w ciągu najbliższych pięciu lat, głównie na celu poprawę jakości produktu, a nie rozwija pojemność. Upgrade Isla rafineryjny i Paraguaná złożone (z domu do około 70% zdolności rafinerii w Wenezueli) będą priorytety, a także budowę i rozbudowę w Puerto La Cruz, Amuay i Cardon rafinerii.

PDVSA ma teraz sformułowane benzynowych o mocy produkcyjnej 200.000 BBL / d. Około jednej trzeciej z Wenezueli rafinowanego produktu eksportu są wywożone do Stanów Zjednoczonych, gdzie są one dystrybuowane głównie przez Tulsa opartych Citgo, PDVSA USA rafinacji i marketingu spółki zależnej, a jednym z największych amerykańskich sprzedawców detalicznych benzyny.

Orimulsion
Orimulsion jest markowy produkt, który jest używany jako paliwo kotła, podobne do # 6 oleju opałowego. Jest to emulsja o około 70% naturalnym bitumie, 30% wody, a mniej niż 1% środki powierzchniowo czynne (emulgatory). Asfalt nie jest uważany za olej węglowodorów i nie zaliczamy wenezuelskiej ropy naftowej OPEC kwot produkcyjnych. Orimulsion spalanie w elektrowniach konwencjonalnych powoduje emisji dwutlenku węgla, dwutlenku siarki i tlenków azotu z grubsza podobne do emisji zanieczyszczeń z oleju opałowego.

Bitor, A PDVSA zależną, zarządza przetwarzania, transportu morskiego i obrotu Orimulsion. Bitor obecnie zarządza jednym Orimulsion roślin w Cerro Negro, o wydajności na poziomie 5,2 mln ton metrycznych rocznie, i ma nadzieję, że będzie produkować 20 mln ton rocznie do roku 2006. Według Bitor, ponad 1,2 bln baryłek asfalt istnieją w Orinoco Belt. Ekonomicznie zwrotowi rezerwy są obecnie szacowane na ok. 267 mld baryłek. Kanada, Chiny, Dania, Gwatemala, Włochy, Japonia, Litwa i zużywają jedną lub rozważają Orimulsion konsumentami.

GAZ ZIEMNY
Wenezuela okazał rezerwy gazu ziemnego około 146,8 bilionów stóp sześciennych (TCF), najwięcej w Ameryce Łacińskiej i jeden z największych na świecie. Aktualnych planów wezwanie do poszukiwania w celu zwiększenia rezerw udowodnione w Wenezueli. Kraju produkowane wyłącznie około 1 TCF w 1999 roku. Popyt krajowy jest stosunkowo niski (około 1 TCF został w 1999 r.), głównie ze względu na Wenezuela wysoko rozwiniętych przemysł elektrowni wodnych do tej pory jest wykluczone wykorzystanie gazu do produkcji energii elektrycznej. Około 60% kraju produkcji gazu jest zużywana przez przemysł naftowy, które albo ponownie injects gazu do pól naftowych lub pochodnie go; ok. 10% jest zużywane do produkcji energii elektrycznej; 6% jest wykorzystywanych w produkcji petrochemicznej, a reszta jest wykorzystywane głównie przez odbiorców przemysłowych lub handlowych w dużych miastach. Chávez w administracji planuje wzrost produkcji i zużycia gazu.

PDVSA tradycyjnie miała monopol na wenezuelskiego produkcji gazu ziemnego. Zagranicznych firm, takich jak Shell, funkcjonowały we wspólnych przedsięwzięciach z PDVSA. Jednakże, sierpień 1999 ustawodawstwa otwarcia sektora dla zagranicznych inwestycji w wydobyciu i produkcji, dystrybucji, przekazywania, a także gazyfikacji (choć spółka nie będzie mieć możliwość zbadania, produkcji i transportu w tym samym regionie). Prawo pozwala na maksymalnie do 20%, które zostaną ujęte w licencyjnych.

Do tej pory nie była jedną rundę licencji na poszukiwania gazu ziemnego i produkcji, w 1996 roku. Trzy konsorcja, kierowany przez Burlington, TotalFinaElf i BP, chce wrócić do poszukiwania ropy blokuje, że wygrała w tej rundzie ze względu na niezadowalające wyniki poszukiwań. Z pięciu bloków wciąż na mocy umowy, tylko Zatoce Paria Zachód, obsługiwany przez Conoco, przyniosły wielkie znaleźć.

Druga runda wydawania pozwoleń na 11 obszarów wydobycia i produkcji, planowanej na grudzień 2000 r., został odłożony co najmniej do wiosny 2001 roku. PDVSA opóźnienie przypisane do nierozwiązanych kwestii taryfowych. Dwadzieścia osiem zagranicznych i krajowych firm zostały kwalifikacje do oferty, w tym ExxonMobil, BP, ENI, Chevron, Texaco, a Repsol YPF. Dwa z nowych obszarów oferowane okazały się rezerwy gazu 2 TCF i poszukiwania dalszych możliwości. Pozostałe obszary są uważane za bardziej ryzykowne.

Istniejącej infrastruktury gazu ziemnego polega 3000 mil od rurociągu, Wenezuela i szuka inwestorów zagranicznych, aby pomóc rozwinąć tej sieci. Co najmniej siedem nowych prywatnych budowanych rurociągów są planowane w ramach dziesięciu lat, 8-10 mld $ gazu ziemnego do projektu zmniejszyć uzależnienie kraju od ropy naftowej. Pierwszy gazociąg, który ma zostać zbudowany przez nas oparte na CMS, obecnie stoi opóźnienia.

Wenezuela jest zainteresowana w łączeniu sieci dystrybucji gazu w tym z Kolumbii sšsiadujšcym. Poprzez Kolumbia, Wenezuela może połączyć się znaczna część Ameryki Południowej, kontynentu. Interesuje go również w połączeniu z północnej Brazylii.

Prezydent Chávez wprowadził wiele znaczących zmian politycznych w Wenezueli. W grudniu 1999 r., a 131 członków Zgromadzenia Konstytucyjnego rewrote konstytucji z 1961 r., zwiększenie prezydenckich kadencji z pięciu lat do sześciu, pozwalający na prezydenta, aby uruchomić ponownie do wyborów, i zastąpienie dwuizbowy Kongres Republiki z jednoizbowym Zgromadzeniu Narodowym. Wojskowych na wpływy polityczne wzrósł, i cywilnej kontroli nad siłami zbrojnymi zmalało. Chávez ma sprzyjać silniejszej więzi z Kubą i Iraku i został vocally bardziej krytyczni wobec Stanów Zjednoczonych, niż jego poprzednicy.

Chávez stwierdził intencji, aby jego kraj bardziej atrakcyjnym dla inwestorów zagranicznych. Ku z tym, że uchwalił ustawy o popieraniu i ochronie inwestycji w październiku 1999 roku. Gwarancje stabilności prawa w zakresie podatków i ulgi inwestycyjne dla maksymalnie dziesięć lat od umowy jest podpisaną. Jednakże zmalało działalności inwestycyjnej, ponieważ Chávez wyborów, sugerując, że Chávez zwiększonej koncentracji władzy wykonawczej w pracował na promowanie zaufania inwestorów.

Gospodarki Wenezueli jest bardzo zależny od ropy, pomimo wysiłków na dywersyfikację. Ropy naftowej stanowi w przybliżeniu trzy czwarte całkowitej wenezuelskiego eksportu, około połowa z budżetu państwa, a około jednej trzeciej PKB. Kraju pozytywne perspektywy ekonomiczne na 2001-2002 jest powszechnie uważana za uzależnione od rynków światowych ropy naftowej silne wsparcie dla cen ropy naftowej Wenezueli.

Członkiem-założycielem Organizacji Państw Eksporterów Ropy Naftowej (OPEC), Wenezuela jest jednym z największych na świecie eksporterów ropy naftowej. Nie historycznie znany jej przystosowanie do OPEC kwot produkcyjnych, zgodnie z Wenezueli Chávez kwoty produkuje bardzo blisko swoich poziomów kontyngentów. Wenezuela jest silniejsza pozycja w OPEC pomógł produkcji oleju paktu na rzecz ograniczenia produkcji i cen ropy naftowej inżyniera odzyskiwania 1999.